某油田三相分离器水处理能力提升现场实践

黄发龙

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300450)

0 引言

某油田生产处理流程简介如下：井口产出的原油经一级换热器换热后进入一级分产分离器进行初步的油气水三相分离；随后经二级换热器进一步换热，二级加热器加热之后进入二级分离器进行再次油气水三相分离，原油进入电脱泵增压后进入电脱加热器加热，再经电脱水器进一步脱水，最终脱水的原油依次通过二级换热器和一级换热器与较冷的原油进行换热，并进入海水冷却器进行冷却，最终进入合格油罐。一级分离器、二级分离器分离出的水进入含油污水处理系统进行处理，分离出的天然气进入燃气处理系统进行处理。在电脱水器中脱出的水回掺至一级分离器，目的在于提升一级分离器操作温度，提高其油水处理效率。

一级分离器设计原油处理能力为119 m3/h，水处理能力为195 m3/h，气处理能力为4730 m3/h(对照条件下)；二级分离器设计原油处理能力为119 m3/h，水处理能力为79 m3/h，气处理能力为555 m3/h(对照条件下)。在油田投产初期，油田综合含水较低，水处理量较小，油田生产流程处理平稳。但随着油田大泵提液措施及综合含水上升，油田产水量逐渐上涨，一、二级分离器的水处理能力已然不能满足现场实际需求，经常出现二级分离器油相液位高、电脱水器油水界面高等风险，极大限制了平台的安全生产和产量提升。

1 三相分离器介绍

1.1 分离器分类

分离器是把油气水混合液流分离成气、液2种或气、油、水3种相流的设备。按分离器的作用原理分类，可分为重力式分离器、旋风式分离器、过滤式分离器3种[1]。海上采油平台以重力式分离器为主，重力式分离器按功能可分为两相分离器和三相分离器，根据流体流动方向和安装形式可分为卧式分离器和立式分离器[2]。卧式分离器长度较长，油水分离行程较长，油水分离效率较高，因此海上油田油水分离主要以卧式分离器为主。该油田的一级分离器、二级分离器均为卧式三相分离器。

卧室分离器又分带独立水室和无独立水室的分离器。在相同规格下，无水室分离器有效容积较大，分离器内底部的生产水可直接排至下游，在分离器内部停留时间较短，因此分离器处理能力较大。同时，由于其内部结构相对简单，建造费用较低，且底部聚集的泥沙清理较带水室的分离器更容易清理[3]。但油水分离过程中往往存在一定乳化液，会在分离器内形成一层乳化液层，聚集在水层与油层之间，导致液位计测量不准，而无水室三相分离器控制油水界面的调节阀是根据此液位计自动调节。因此，这种情况可能导致分离器油水界面自动调节失灵，造成分离器油水界面控制困难，影响油水分离效果[4]。而有水室的三相分离器因其结构原因，油水界面控制相对简单，油水分离效果较好[5]。

1.2 三相分离器工作原理

油气混合流体进入分离器，在分离器前端分离区经重力分离，由于气液密度差异，气体逸出，上升到分离器上部，通过整流和重力沉降，进一步分离出液滴。液体在分离器下部持续分离出气体，同时在重力作用下，油向上浮，水向下沉，实现油水分离。气体在分离器上部经分离元件除去小液滴，含水达标后从气相出口流出，分离器下部液体最终实现油水分层，油在上部经过溢流隔板进入油室并从油相出口流出，水在下部经底部联通口后经过溢流板进入水室并从水相出口流出[6]，具体过程如图1所示。

图1 带独立水室卧室分离器油水分离原理简图

1.3 分离器内部构件

分离器内部构件主要有：入口挡板、整流元件、聚结元件、油室、水室挡板、捕雾器、破涡器及冲砂管等。

入口挡板：入口挡板位于分离器进液口，正对油气混合流体冲击方向。由于液相和气相速度相同，而密度不同，液相具有较高的能量，在发生碰撞后气相容易发生动量方向的改变，从而达到气液分离的效果。

整流元件：一般位于油水沉降区域，与液流方向垂直放置，用以减少高速流体对分离器内液面的扰动，稳定流场，提升分离效率。

聚结元件：位于重力沉降区，利用多孔弯曲的流道增加液滴聚结的概率，使小液滴聚结成大液滴，提升油水分离效率，减少分离时间。

油室、水室挡板：起到油水分隔、收集的作用。

捕雾器：位于气相出口处，通过改变气道，降低气体的排出速度，捕集气体内液滴，降低气体内液体含量。

破涡器：位于液相出口处，通过改变液体流道，避免出现涡流，防止泵抽入空气或带出容器底部杂质。

冲砂管：位于分离器底部，采用多个喷砂嘴，将高压流体运送至喷嘴，扰动底部固体颗粒，达到使分离器底部杂物疏松的作用。

2 影响分离器原油脱水的原因

随着油田日产水量逐渐上涨，超出一级分离器的原设计水处理能力，原油脱水受限，所以一级分离器油相液位经常处于较高状态，导致进入二级分离器的原油含水较高，二级分离器水相液位长期处于满量程状态，油室液位波动较大，电脱水器油水界面长期处于较高状态，影响原油系统的稳定运行。根据经验，三相分离器原油出口含水不合格的原因主要有：(1)进液组分变化，完井液、修井液影响脱水效果；(2)破乳剂下药量或药剂性质有问题，原油破乳效果差；(3)分离器操作温度较低，影响原油脱水效率；(4)分离器内部构件损坏，或泥沙淤积，影响油水分离效率；(5)分离器油水界面控制不合理，油水界面较高。通过现场排查，基本可确定分离器原油出口含水较高的原因是分离器水处理能力达到瓶颈。在生产过程中一级分离器水相液位较为正常，通过对一级分离器混合室取样口取样发现，一级分离器混合室内油水界面较高，而二级分离器水相液位长期处于较高状态，两分离器水处理受限的原因有所不同。

根据分离器内部结构分析：经过整流元件后，分离器内部流场较为稳定，理想状态下油全部集中在上层，水集中在下层，假设水层厚度为h2，油层厚度为h1，水室液位为h3(图2)，根据连通器原理可知，混合室底部与水室底部压力平衡，得到式(1)：

图2 三相分离器内部油水界面情况

式中：ρ水为水的密度；ρ油为原油密度；h1+h2的和为油室前挡板高度；h3为水室挡板高度。

油室前挡板高度决定了分离器混合室液位高度，在油室出口排量不限的情况下，挡板高度越高，液体在分离器停留的时间越长，即处理量越小；挡板高度越低，液体在分离器停留的时间越短，即处理量越大。根据式(1)推演得知，Δh=h1+h2-h3=h1(1-ρ油/ρ水)，所以在忽略油水密度变化情况下，油室前挡板与水室挡板高度差决定了混合室油层厚度，高度差越大，油层厚度越厚，油相出口含水越小；高度差越小，油层厚度越小，油相出口含水越大。高度差过小可能导致混合室油水界面逐渐上涨，大量水进入油室；也可能存在水室出口排量较小，导致水室液位高于水室挡板高度，从而压高混合室油水界面，大量水进入油室。

据一、二级分离器的实际运行情况可知，两分离器水处理能力受限的原因有所不同：一级分离器水相液位较为正常，混合室油水界面较高，这是由于进入一级分离器的液量太大，混合室内水进入水室的速度不及进液速度，导致混合室内水液位较高；二级分离器水相液位长期处于较高状态，这是由于二级分离器水室排水速度较慢，导致水室液位高于水室挡板高度，压高混合室油水界面，大量水进入油室。根据上述分析总结影响分离器水处理能力的可能因素有以下方面。

2.1 油室与水室挡板高度差不合理

根据上述分析，油室前挡板与水室挡板高度差决定了混合室油层厚度，适当降低水室挡板高度，可以达到降低混合室油水界面高度，增加油层厚度的效果，使进入油室的油含水降低。同时，适当降低水室挡板高度可以更快使水室液位与混合室油水界面液位产生联动，即水室液位降低能更快降低油水界面，让分离器内底部的水在分离器内停留的时间减少，间接提高分离器水处理量。

2.2 底部淤泥沉积

分离器底部淤泥沉积会导致分离器有效空间减小，使得分离器处理量变小。同时，底部淤泥沉积在混合室与水室联通处，使混合室底部水流向水室的流量变小。当流量小于分离器进口流量时，混合室油水界面逐渐上涨，分离器油室含水上升。

2.3 混合室与水室底部联通口较小

分离器混合室与水室联通口是由油室底部与分离器底部分隔形成，油室底部距分离器底部高度约200 mm，正常生产时其过水量能满足要求。但当分离器进液量逐渐增大，并超过联通口处的过流量时，混合室内油水界面逐渐上涨，导致油室内原油含水增加。

2.4 水室出口排液量不足

水室出口排水速度慢，水相液位高于水室挡板高度，导致混合室油水界面升高，油室内原油含水增加。平台二级分离器设计水处理能力为79 m3/h，而其水相出口两台生产水泵的额定排量为50 m3/h，随着二级分离器处理水量不断增加，生产水泵排量已超过额定排量，导致二级分离器排水不畅。

3 现场针对性措施

根据上述分析，为提升分离器水处理能力可以采取以下措施。

3.1 一级分离器内部改造

根据设计资料，一级分离器油室前挡板高度为2470 mm，水室挡板高度为2410 mm，高度差60 mm。根据前期分析，可通过适当降低油室和水室挡板高度，提高分离器水处理能力。但平台分离器挡板均为固定式挡板，无法在线调整，需要停用一级分离器，停产时间较长，且需设计单位对一级分离器的内部结构进行评估和设计，不能及时解决现场问题。

3.2 分离器底部清污

利用底部冲砂管线对分离器底部淤泥进行冲击，然后将淤泥排出分离器，减少分离器底部淤积，提升分离器内部容积。此措施可作为日常工作长期进行，持续保持分离器实际处理能力。

3.3 提升底部联通流量

由于无法在线对一级分离器进行内部改造，平台通过联通一级分离器混合室和水室底部排放管线，模拟提升一级分离器底部联通流量的试验。通过试验得知，通过底部联通可增加一级分离器水处理量600～680 m3/d左右，且分离器水箱出口水质变化不大。

3.4 提高水室出口排液量

针对二级分离器水相液位长期较高的特点，结合平台设备参数资料，生产水泵的额定排量小于分离器水处理量，限制了二级分离器的水处理能力。通过对二级分离器水室排放，模拟提高水室出口排量的试验。通过试验得知，当水室出口排放量增大到二级分离器水相设计处理量以上时，二级分离器油室液位高的情况得以缓解。此方法需新增两台大排量生产水泵，可不停产实施。

4 现场改造方案

针对上述措施分析，结合平台实际情况，提出如下改造方案。

4.1 新增一级分离器混合室排放至斜板除油器改造

将一级分离器混合室、水室、油室底部排液汇总管线切开，将混合室底部排液管线单独连接至一级分离器水相出口管线LV-2001后端三通处，实现一级分离器混合室水直接排放至斜板除油器的功能。原一级分离器油室、水室底部排放管线与分离器水相收油管线连接，不改变一级分离器正常的底部排液功能，实现将混合室底部生产水直接排放至下游斜板除油器。新增管线后，一级分离器混合室向斜板除油器排液，可增加一级分离器水处理量，如图3所示。

图3 一级分离器混合室排放改造示意图

4.2 新增生产水泵改造

新增两台额定排量为60 m3/h的生产水泵，将原有二级分离器水室出口4″管线更换为6″管线，新增生产水泵入口，原有二级分离器水室出口3″预留管线连接3″管线至原有的生产水泵，两路水室出口管线间增加3″联通阀，实现提升生产水泵额定排量的目的，如图4所示。

图4 新增生产水泵改造示意图

5 改造效果评价

两项改造施工完成后，平台进行了流程提液试验。利用油井服务管汇，导通油井流程，将回注污水经油井倒入计量分离器计量后进入生产流程，以此模拟平台油井产液上涨情形。在试验过程中，通过对流程波动情况进行观察及分离器含水化验判断流程处理情况，并根据实际情况调整回注污水量，逐步摸索出分离器最大水处理能力。

实验证明：新增一级分离器混合室排放至斜板除油器流程后，一级分离器水处理能力提升近600～700 m3/d；新增大排量生产水泵后，流程处理水量提升600～800 m3/d。水量提升1200 m3/d左右时，流程仍能正常处理，且分离器原油出口含水及水质较为稳定。

6 结语

分离器水处理能力是油田开采到高含水时期制约油田产量提升的关键因素。针对油田生产流程出现的瓶颈，平台分析了限制分离器水处理的因素，提出了针对性的建议并得以实施。在不停产、不进行较大改造的前提下，提升流程水处理能力约1200～1500 m3/d，保障了生产流程平稳、安全生产，同时为油田后期提液上产提供了硬件基础，改造项目具有一定的参考价值。