...庆用品,义乌市三元包装厂
王惠玲++金广军
[摘 要]二类油层弱碱三元复合驱进入三元主段塞注入阶段后，随着产油量及采出液见剂浓度的不断增加，采出液对地面处理系统的影响日益凸显。2014年4月间某三元转油放水站污水沉降罐存油高厚度达到20cm，污水泵过滤器堵塞污水泵无法正常运转，掺水热洗加热炉由于掺水含油高无法提温等一系列问题的发生。如何预防和解决三元采出液对地面工艺设备的影响，确保安全生产，是我们试验人面临的一大课题。本文主要分析了出现上述问题的原因，针对存在的问题提出了几点优化改进方案并通过现场实践验证了新方案的可行性，为弱碱三元复合驱地面工艺流程提供了可借鉴性经验。
中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）19-0360-01
一、站内概况及工艺流程
某三元转油放水站于2012年11月5日投产，共管辖油井96口，计量间4座，站内采用旋流除沙装置，除沙后的采出液经三相分离器进行油气分离沉降及放水，分离后的含水油（油中含水30%）输至B脱水站处理，三相分离器放水进入污水沉降罐沉降，沉降后污水部分经掺水、热洗加热炉升温后用于站外油井，掺水和热洗，剩余污水外输至三元污水处理站。三元转油放水站同时接收B脱水站来三元污水及三元污水处理站来污油。
二、现场暴露出的问题
1、三元电脱水器运行不稳定，脱后含水超标。
2013年末至2014年初，96口采油井日产油上升至300t以上，B脱水站三元电脱水器开始出现不稳定现象，外输含水率超标，平均在0.45%左右。2014年4月1、11日两台电脱水器电极绝缘吊柱损坏，恢复后投运一台电脱水器，外输含水率在0.45%左右，并且三元外输油含水率仍逐步上涨，最高时达到0.6～1.2%之间，导致B脱水站总外输含水平均达到0.5%。此时，三元污水处理站各沉降罐存油高度在30cm左右，三元转油放水站污水沉降罐存油高度在20cm左右。
2、三元转油放水站污水沉降罐水质严重超标。
自2013年3月末开始，三元外输油含水率持续在超标以上运行，为了保证外输原油含水合格率，B脱水站在化验监测三元外输油含水率超标时，只有通过控制三元电脱水器出油量，以保证脱后油含水率合格，但是导致脱水系统压力升高，只能通过加大游离水脱除器放底水平衡系统压力，导致游离水脱除器的油水界面无法建立，同时放回至三元转油放水站的底水含油量严重超标达10000mg/L以上。从而导致了污水沉降罐油厚逐渐升高，最高时达4.5米（罐壁高10.5米）。此时，监测三元转油放水站沉降罐出水水质，含油量在17000mg/L左右，油井掺水含油量在7000～8000mg/L左右，充分证明沉降罐内油水不分层，出水水质较差，严重影响了掺水和热洗工作的进行，掺水热洗加热炉无法正常提温，提温时温度迅速上升，严重时出现汽化现象。4月9日沉降罐存油厚度达6.3米，晚17时30分左右，三元转油放水站发现外输污水泵出现抽空停泵现象，后经查找原因发现泵前过滤器被污油堵塞，导致泵进口无法进液而抽空，采取打开沉降罐进出口连通跨越污水沉降罐流程、取出泵前过滤器等应急处置措施及时恢生产。
A三元转油放水站2000m3沉降罐出水水质严重超标
三、针对出现问题的分析
一是无老化油单独处理装置
生产实践表明，三元采出原油老化以后，回收至脱水系统内，对电脱水器稳定运行造成很大影响，而系统无老化油单独处理装置。
二是三元脱水无独立的事故流程
在问题出现初期，我们曾将无法处理的三元油输至B脱水站事故罐内，但是由于其含水超标导致罐内原油外输至C脱水站（B脱水站下游）后影响较大，C脱水站电脱水器运行非常不稳定。期间也将三元游离水的放底水输至B脱水站污水沉降罐内，沉降罐回收的污油进入水聚驱脱水系统后导致电脱水器频繁出现跳死故障。因此说明当三元脱水系统运行不平稳或是停运而导致原油无法正常外输时，原油不能进入B脱水站事故罐或是三元转油放水站集输工艺系统内，只能进入三元转油放水站污水沉降罐，通过收油系统与脱水系统之间循环，造成回收油量逐渐增大，形成恶性循环。
三是电脱水器内部元件存在不适应性
三元采出液中含有大量化学物质，随着三剂含量的不断升高，采出液粘度增加、携污能力增强、介质导电性能增强，导致电脱水器处理难度加大。通过开罐检查发现，电脱水内部绝缘吊柱及伞帽出现“爬弧”放电的主要位置是吊柱与伞帽连接处附近，伞帽与柱体采用螺纹连接形式而非一体式，导致该部位易积存水滴而致使“爬弧”放电现象发生。
四是破乳剂存在不适应性
选取三元转油放水站2#三相分离器进口来液并停止加药10小时以上的原油做为样品，对低乳化程度原油做药剂破乳对比分析：相比之下，ZR系列较SP系列脱水速度快，ZR系列较SP系列油相含水率低，破乳能力强。
鉴于脱水器中含水率很低，乳化程度较高，破乳难度大。加强试验介质乳化程度，严格地考验药剂破乳性能。取三元电脱水器内原油作为样品，对高乳化程度原油做药剂破乳实验对比。
由此可见，空白几乎不脱水，说明乳化液乳化程度高。ZR-A
和ZR-B破乳剂脱水速度快，脱水率高，最高脱水率达97.9%，SP2最高脱水率37.5%，油相含水率分别4.2%和32%。
通过实验对比分析，发现目前所使用的SP破乳药剂针对三元采出液具有不适应性，无法满足生产需要，4月30日应急更换PT型新型破乳剂，生产运行逐渐平稳，但是从生产实践来看其对老化油的破乳性能仍需加强。
四、采取的措施
1、应急更换破乳剂。2014年4月30日应急更换PT型新型破乳剂，生产运行逐渐平稳，脱后原油含水率得到有效控制。但是从生产实践来看其对老化油的破乳性能仍需加强。
2、减少三元转油放水站污油回收量。为降低三元转油放水站、污水站回收的老化油影响，增加电脱水器运行稳定性，于4月13日开始通过换小泵、控制排量等措施减少污油回收量。
3、转输老化原油。5月3日，搭接管线临时流程，将三元污水站回收的老化油转输至三联污水站，然后输至五联脱水站进行处理，进一步缓解老化油对三元电脱水器的影响。日均外输回收油量170～180m3左右
4、保障油井掺水热洗。三元转油放水站2000m3污水沉降罐内存油基本全部来自B脱水站游离水脱除器放底水，而三元转油放水站三相分离器放底水水质较好，含油量控制在500mg/L以內。4月15日，利用现有流程，将在运的2台三相分离器放底水去向分开，1台放底水输至污水沉降罐，保证外输污水任务，平衡水量；另1台放底水直接输至掺水热洗加热炉，最大限度保证掺水及热洗任务的执行，降低对采出系统的影响。
五、取得的效果
通过改善工艺流程和事故流程，应用新的破乳剂，该站有效的降低了三元采出液对设备带来的不利影响，污水沉降罐含油污水含油量被控制在500mg/L以下，掺水热洗加热炉恢复正常运转，外输污水水质得到了有效保证。新方案实施后全站安全平稳运行，再无类似事件发生。
