稠油预脱水工艺优化研究与应用

1. 现有预脱水工艺存在的问题

1.1 一是脱水流程无效用热多，蒸汽消耗量大。

进站来液综合含水 89% ，在四相分离器中从 40^∘C 加热至 50^∘C ；四相分离器出口原油含水为 30%-35% ，从 50^∘C 加热到 80^∘C 进入动态沉降罐脱水。两段加热消耗的蒸汽量为 273.7t/d ，每年蒸汽费用高达 2107.49 万元。其中油相耗蒸汽为 51.7t/d ，水相耗蒸汽为 222t/d ，蒸汽消耗量大，主要是大量消耗在对原油中含水的无效加热。

1.2 系统不完善，动态沉降罐无备用。

联合站建有动态沉降罐 1 座，单罐运行，无备用。在动态沉降罐清砂检修期间，采用四相分离器脱水，将 1 座 10000m³ 原油储罐作为临时沉降罐，此时需要提高四相分离器脱水温度，增加加药量，整个检修周期需要3-6 个月，检修期间运行成本增加。

1.3 现有动态沉降罐未达到预期效果，稠油不能直输。

原设计油出口含水 ≤1.5% 直输，实际含水 8-10% ，运行过程中增加脱气稳定罐后，动态沉降罐出口含水仍在 2-3% ，需要进原油大罐进一步加热沉降放水，不能实现原油直输。

2. 主要技术成果

2.1 配套脱水处理工艺，实现稠油直输。

改造 4#原油罐为动态沉降罐、由一级沉降调整为两级沉降, 动态沉降罐出口含水 <1.5% 。

进站来液在四相分离器内进行预脱水，不加热或者少加热，降低对油中含水的无效加热，减少蒸汽消耗；降低一段动态沉降罐操作温度，脱出一部分含水；合理确定二段动态沉降罐操作温度，达到脱水指标。

2.2 完善关键装置结构，系统全流程平稳运行。

原动态沉降罐油出口含水一直在 8%-10% 左右，未达到直输 1.5% 的标准。结合现场存在的问题，对新建动态沉降罐结构进行优化；改造动态沉降罐布液结构、出水工艺、水箱调整范围以及冲排砂工艺，实现装置高效运行。

一是完善布液结构，布液管上布液孔均匀分布调整为孔径由中心到四周逐渐变大。根据布液孔距离中心柱的远近调整布液孔的大小及分布密度，由近及远布液槽宽度逐渐由 3mm 增加至 6mm 和 9mm ；高度调整为 4.8m_⨀ 。

二是完善出水工艺，集水管引至罐外，增加控制阀门。 在改造动态沉降罐时，设计为两侧出水口减小或避免出水口被砂堵现象；在导水管出口上增加一阀门，便于检修时顶油操作，紧急情况下可控制水箱进水量，杜绝水箱冒油事故。

三是完善水箱调整范围，高度增加 0.2m ，动态调整油水界面，便于回收老化油。

四是完善冲排砂工艺，改造 4#动态沉降罐的罐底为锥形坡度设计，中间高四周低；采用多喇叭口重力排泥方式，在罐底设置环形积砂坑收集污泥，沿环形沟槽布置排泥喇叭口与冲水管，冲排砂效果好。

2.3 优化工艺参数，减少污水无效加热，脱水热耗持续降低。

在“四相分离器脱游离水水+脱气装置脱气 + 动态沉降罐脱乳化水”的处理工艺流程基础上；开展室内小试和现场试验确定各节点脱水操作温度，满足脱水需求，减少污水无效加热。

一般情况下，现场常压热化学沉降所需沉降脱水时间是室内试验时间的 6-8 倍。稠稀比 2:1，在乳剂加药浓度 100mg/L ，脱水温度在 70^∘C 下进行脱水，沉降 7h 后含水小于 1.5，满足直接外输的脱水指标要求。根据经验和规范要求推测，要达到含水小于 1.5% 的脱水指标，所需沉降时间为42-56h 。目前实际运行过程中，动态沉降罐的计算容积为 7598m³ ，有效沉降容积为 5126m³ ，进罐液量按 3200m³/d ，沉降时间为 38h 。

《油田油气集输设计规范》（GB50350-2015）根据我国各大油田运行情况，对常压热化学沉降脱水时间做出以下推荐，“一般处理常规稀油沉降时间为 9h-12h，处理稠油一段沉降时间 6h-24h，二段沉降时间 10h-40h^* ，因此完善工艺后能够满足含水小于 1.5% 的要求。

运行后达到初步工艺目的、实现了节能降耗的目标；脱气塔、4#罐运行功能均达到设计目标；实现降一段分离器进站来液不加热脱水；降低一段动态沉降运行温度至 70^∘C ，进一步减少污水无效加热；减少一级提升，

节约运行电费。

2.4 实现污水余热梯次利用，降低过程热能消耗。

一是完善污水区蒸汽回水流程，实现了分离器区、换热器区、储罐区及动态沉降罐出水全利用，实现高品位余热混掺分离器进液,完全替代了来液脱水的蒸汽伴热，节约蒸汽 41.4t/d。

二是配套建设余热利用工艺，将新庄来液脱出污水中品位余热输送至11#集油站，替代掺水，实现污水余热梯次利用，减少蒸汽使用 54.9t/d

3. 主要技术创新点

3.1 创新采用了稠油三段脱水工艺

基于联合站原预脱水工艺，完善处理流程，提出了稠油三段脱水工艺，即一段四项分离器不加热、不加药，脱出部分游离水，二段动态沉降罐低温，加药脱部分乳化水，三段动态沉降罐加热至 75-80^∘C ，集中脱出乳化水，满足了稠油直输的要求，形成了以控制污水无效加热为核心的稠油脱水工艺路线，整个工艺流程及装置运行稳定，为降低稠油脱水热耗，起到了示范作用。

3.2 配套完善了稠油高效脱气工艺

创新高效脱气工艺在稠油脱水工艺中的应用，进入动态沉降罐前增加了脱气塔，脱出原油中多余气体，降低气体对原油沉降的扰动，动态沉降罐油出口含水由 9.9% 降低至 1% ，为稠油首次直输奠定了技术基础。

3.3 巩固了稠油脱水工艺参数优化效果

实现两级动态沉降罐串联运行，同时利用外输换热器二次升温，形成“分离器+换热器+脱气塔+一级#动态沉降罐+换热器+二级动态沉降罐 + 原油外输罐+原油外输泵”的工艺流程。

4. 取得的效果

4.1 解决了联合站脱水工艺不完善的问题。

原 4#罐改造成动态沉降罐后，可实现一级动态脱水或两级动态脱水工艺，一方面为参数优化降低系统热耗提供支撑，另一方面解决了联合站动态沉降罐无备用的问题。延长工艺流程，用时间，换效益，脱水热耗逐年下降，节能减排效果显著，形成了可推广可复制的工艺路线。

4.2 缓解了污水无效加热，伴热用蒸汽量大的问题。

串联使用时，降一段分离器和一级动态沉降罐运行温度，减少污水无效加热，其中井楼和古城实现进站来液不加热脱水；二级动态沉降罐集中加热低含水原油，确保外输达标；同时脱水工艺更加完善，系统更加稳定，原油直输更有保证。

4.3 连续稳定实现了稠油直输，确保原油交接稳定，提升系统的抗风险能力。

确定了分离器+脱气塔+沉降罐的工艺路线，以原脱气罐为基础开展脱气试验，优化了脱气塔的内部结构，顶部设有液位计、捕雾装置、安全阀和呼吸阀，底部为漏斗型沉砂设计。运行后，动态沉降油出口含水 <1.5% ，降低了外输含水超标风险。

4.4、解决了稠油冲排砂效果差的问题，实现自动化操作。

容器内增设了环形积砂坑和冲水管，提升冲排砂效果，设置排污阀和扫线冲砂阀为电动阀，并通过联锁信号传输在稠联主控室，通过程序实现定时、定点自动冲砂排污，降低了操作员工的劳动强度。

投运后脱水分离器实现不加热运行，节约蒸汽 118.1t/d ，换热器由 80^∘C 降低至 70℃运行，节约蒸汽 49.98t/d ；二级动态沉降罐由 70^∘C 加热至 80^∘C 运行，增加蒸汽 42.95t/d ；合计节约蒸汽 125.13t/d ，实现年节约成本 801.9万元。

参考文献：

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