【关键词】高频聚结 分水 含聚采出液
老油田开发后期，往往由注水开发转向注聚、注汽等三次采油开发。聚合物的存在致使油田采出液破乳困难，油水不易分离。某油田联合站采用“压力分水+热化学重力沉降”脱水工艺。压力分水技术作为应对高含水采出液的有效处理手段已得到广泛认可，但含聚、稠油采出液固有的特性导致常规三相分离器分离效果下降[1]，联合站加热能耗持续升高，迫切需要开发出适应老油田三次采油需要的三相分离技术[2]。
1三相分离器分离效果对原油脱水系统的影响
某油田联合站处理注聚稠油采出液的三相分离器运行效果变差，分离后原油含水由50%上升到85%，污水含油由500mg/L上升到1200mg/L，主要原因是采出液性质发生较大变化：原油密度由设计值的0.9272g/cm3上升到0.9674g/cm3，50℃的纯油粘度也由设计值的155mPa.s上升到2925mPa.s，聚合物含量从无到有增加到60mg/L。
原油脱水时需要加热油水混合液，破乳分离，若游离水过高，则造成热能损耗大，如果原油含水由80%降低到50%，原油的加热能耗可降低78%[3，4]。
由于三相分离器出口原油含水过高，造成了加热系统运行负荷增加的问题[5]。联合站乳化水含量为43.9%，井排来油2480t/d，温升22℃，计算三相分离器油出口不同含水率时所需负荷。三相分离器含水85%时的加热炉负荷是含水50%时的4倍多[6]。
一次沉降罐接收来液含水在85%时，进液停留时间为7.2h，降低进液含水，可以有效提高含水原油在一次沉降罐中的停留时间[7]。三相分离器含水50%时的一次油罐沉降时间是含水85%时的3倍多[8]。
2高频聚结装置技术特点
传统三相分离器仅依靠机械聚结材料（填料）表面接触式聚结，进入分离器的介质只有与聚结填料接触时才有聚结作用，聚结力小、聚结时间短、聚结不充分[9]。高频聚结装置将高频电场空间聚结与机械表面物理聚结相结合。进入装置的介质在装置内任何空间、任何时间均能受到聚结作用，聚结力大、聚结时间长、聚结充分效率高。
高频聚结分水技术改变了高含水采出液只能依靠机械聚结材料表面接触聚结分离的传统理念[10]，利用高频脉冲供电技术首次实现了高含水采出液的电场聚结分水处理，同时通过特殊的电极设计将高频电场空间聚结与机械聚结材料表面物理聚结相结合，电场与流场形成耦合效应，使油水分离效率成倍提高。
油、气、水混合物进入高频聚结装置后，首先经旋流预分离筒（气液分离室）实现气液的初步分离，分离出的气体通过重力沉降分离和捕雾器分离后进入天然气处理系统；分离出的油水混合物通过液体分布器进入高频聚结分离室下部，先经过水层进行水洗，然后进入高频聚结区域，利用现场防爆结构的高频电源在聚结电极之间形成高频电场，使原油中的水滴在电场中产生振动、变形，碰撞在电场力的作用下快速聚结合并、沉降实现油水分离，污水进入装置下部水处理区域，该区域采用特殊结构的处理填料，对水中微小油滴进行聚结，并同时水处理填料产生的微气浮效应使水中小油滴快速上浮。分离出的原油溢过隔油板进入油室，通过下部的出油口排出，分离出的污水经通调节水箱进入水室通过调节阀控制从水箱出水口排出。
3边界条件试验
为改善预分水效果，在联合站试验高频聚结装置1台，设计处理技术指标：处理量8000m3/d，处理温度不低于57℃，处理后出口油中含水小于25%，水中含油小于1000mg/L。
设计四种试验模式：
模式一：处理量和分离温度均满足设计条件；
模式二：处理量基本满足设计条件，分离温度下降5℃；
模式三：处理量基本满足设计条件，分离温度下降10℃；
模式四：处理量超出设计50%，分离温度下降10℃。
3.1处理量和温度均满足设计条件
处理液量7870m3/d，处理油量为1415m3/d，平均处理温度为58.5℃，平均分水量为6200m3/d。处理后装置出口油中含水在10%-18%之间，水中含油900mg/L-1200mg/L。
运行效果分析。在处理量达到设计98.3%，平均处理温度为58.5℃，高于设计处理温度1.5℃左右的工况下，装置运行稳定，出口油中含水指标在10%-18%之间，水中含油900mg/l-1200mg/l。达到设计油中含水小于25%的要求。
3.2处理量基本满足设计条件，温度下降5℃
处理液量8375m3/d，处理油量为410m3/d，平均处理温度为50.5℃，平均分水量为7862m3/d，处理后装置出口油中含水主要指标在20%-30%之间（最高46%，最低22%），水中含油450mg/L -1100mg/L。
运行效果分析。在处理量超设计5%，平均处理温度50.5℃，低于设计处理温度6.5℃的工况下,装置出口平均含水在20%-30%之间，基本符合设计油中含水小于25%的要求。其间有小幅波动（最高46%，最低15%），主要是由处理温度波动引起。
3.3处理量基本满足设计条件，温度下降10℃
运行期间液量8283m3/d，处理油量为500m3/d，平均处理温度为45.5℃，平均分水量为7283m3/d。处理后装置出口油中含水在43%-56%之间，水中含油300mg/L -800mg/L。
运行效果分析。在处理量超设计3.5%，平均处理温度为45.5℃，低于设计处理温度11.5℃的工况下，装置出口油中含水指标在43%-56%之间，不能达到设计油中含水小于25%的要求。
原因分析。处理温度过低，低于设计处理温度11.5℃，油粘度增大，油水不易分离。处理温度低于该油品条件下的药剂临界作用温度，导致药剂不能充分发挥作用（处理后油中基本没有游离水，但化验含水较高）。
3.4处理量超出设计50%，温度下降10℃
运行期间液量12133m3/d，处理油量为410m3/d，平均处理温度为48℃，平均分水量为11030m3/d。处理后装置出口油中含水在40%-55%之间，水中含油1000mg/l左右。
运行效果分析。在处理量超设计50%，平均处理温度为48℃，低于设计处理温度9℃的工况下,装置出口油中含水指标在40%-55%之间，不能达到设计油中含水小于25%的要求。
原因分析。处理量过大，超过设计处理量50%，导致油水分离时间及药剂作用时间过短。处理温度过低，低于设计处理温度9℃，油粘度增大，油水不易分离。处理温度低于该油品条件下的药剂临界作用温度，导致药剂不能充分发挥作用（处理后油中基本没有游离水，但化验含水较高）。
4、结论
4.1高频聚结装置处理量和温度满足设计要求时，油水指标均达到设计要求
在处理量达到设计98.3%，平均处理温度为58.5℃，高于设计处理温度1.5℃左右的工况下，装置运行稳定，出口油中含水指标在10%-18%之间，水中含油900mg/L -1200mg/L。达到设计油中含水小于25%的要求。
4.2高频聚结装置处理量和温度分别超出设计5%和10%时，油水指标达到设计边界条件
在处理量超设计5%，平均处理温度50.5℃，低于设计处理温度6.5℃的工况下，装置出口平均含水在20%-30%之间，基本符合设计油中含水小于25%的要求。
4.3高频聚结装置处理量和温度分别超出设计4%和20%时，油水指标达不到设计要求
在处理量超设计3.5%，平均处理温度为45.5℃，低于设计处理温度11.5℃的工况下，装置出口油中含水指标在43%-56%之间，不能达到设计油中含水小于25%的要求。
4.4高频聚结装置处理量和温度分别超出设计50%和16%时，油水指标达不到设计要求，但未见明显变差
在处理量超设计50%，平均处理温度为48℃，低于设计处理温度9℃的工况下，装置出口油中含水指标在40%-55%之间，不能达到设计油中含水小于25%的要求。
4.5高频聚结装置投产后，联合站生产状况得到改善
高频聚结装置投产后，联合站停运1台三相分离器，由1台高频聚结装置和1台三相分离器共同处理。沉降温度由以前的74℃升至76℃-79℃，外输温度由原来的66℃升至68℃-70℃，外输原油含水由原来的17%降至10%。
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作者简介：徐明明，硕士研究生，毕业于中国石油大学（华东），研究方向为油气集输。
论文作者:徐明明1,杨风斌 2,王玉江3,李娜4,王亭沂1,
论文发表刊物:《科学与技术》2019年第14期
论文发表时间:2019/12/17
标签：聚结论文; 温度论文; 装置论文; 油水论文; 平均论文; 原油论文; 电场论文; 《科学与技术》2019年第14期论文;