海上平臺三相分離器運行影響因素及對策

孔 健，高守華，路 輝，于沛琢

（中國石化勝利油田海洋采油廠，山東東營 257000；2.中國石化勝利油田設備管理部，山東東營 257000）

0 引言

埕島中心2 號平臺位于渤海海域埕島油田，現有2 臺臥式三相分離器，型號WS4.0×17-0.6/I-H，位于生產平臺3 層，于2010 年投產，負責轄區22 座井組平臺，共計120 口油井的采出液處理。

三相分離器的主要作用是對通過輸油海管來的井組采出液進行油、氣、水分離，其中天然氣經天然氣壓縮機增壓后，通過海底管線輸送到陸地埕島預處理站；采出液初步分水后進入儲油罐，通過外輸泵輸送至陸地海三聯合站進一步處理；分出的采出水，經過水力旋流、氣浮、過濾工藝，進入注水罐，然后回注至井組平臺注水井（圖1）。

1 問題

三相分離器設計單臺額定處理油量1642 t/d，額定處理液量7500 m3/d，處理氣量6×104Nm3/d，水相出口含油量≤500 mg/L（表1）。目前2 臺三相分離器處理井組來液平均為1.76×104m3/d，高峰時處理液量達到1.8×104m3/d，處理油量2480 t/d，處理氣量8×104Nm3/d，分離水相出口含油量均值達1400 mg/L 左右，嚴重超出設計指標。

2 影響因素

2.1 進口管線振動劇烈、偏流嚴重

圖1 三相分離器工藝流程

表1 三相分離器處理能力與處理水平對照

由于三相分離器進口管線左右結構不對稱，使得水平總管兩端的動反力不相同，加之原油進口管線彎曲段多，流動直角變向7 次等原因，造成流場突變與加速造成進口管線持續振動，導致管線受力疲勞，帶來極大安全隱患。受2 臺三相分離器進口工藝設計影響，進液量不均衡，油水液位分別為2.81 m、2.71 m，根據統計數據分析，2#三相分離器比1#分離器進液量高1000 m3/d，致使2#三相分離器進液管線振動幅度較大。

2.2 分水效果不達標

三相分離器設計處理液量7500 m3/d，出口原油含水≤30%，出口水中含油≤200 mg/L。受多相流擾動、段塞流嚴重、乳化嚴重、流程短等惡劣工況影響，液量、水量、水質指標達不到設計值。實際分離器出口原油含水75%，出口污水含油懸浮物分別為919 mg/L、175 mg/L。為改善分水水質，開展了藥劑篩選、優化投加濃度、升溫、減少分水量等措施，效果有限。

分水量從1500～5000 m3/d各階段水質變化不大，采取調整生產參數如三相分離器油水界面、升溫、變化破乳劑投加量70～125 mg/L 等措施對水質無明顯改善。

2.3 化學藥劑在流程內無法充分混合

中心2 號平臺破乳劑加藥點位于生產二層來油匯管處，距離三相分離器進口僅15 m 距離。同時，來油匯管存在明顯的段塞流，致使破乳劑時常添加到段塞流氣泡中，而無法與原油乳狀液接觸，造成原油乳狀液的穩定性難于消失。

中心2 號平臺破乳劑采用柱塞泵添加，由于柱塞泵出口無緩沖罐，造成破乳劑添加呈脈動方式。同時，來液壓力在0.25～0.35 MPa 間波動和加藥流程上無流量計，也造成了破乳劑添加不均勻、不穩定和計量不準確。

3 原因分析

3.1 伴生氣擾動導致分離器內無法形成穩定流場

中心2 號來液綜合含水83%，氣油比達到30∶1，含伴生氣量高。大量的氣體在內部擾動，如同沸騰狀態，無法形成穩定油水界面，影響油滴上浮。

現有三相分離器本身結構存在以下問題：進口無預脫氣功能、進口布液管短、一二級聚結整流填料面積較小，導致效果差、溢油堰板低。這些問題進一步導致分離器內部無法形成穩定流場，達到最好分離效果。

3.2 原油乳化嚴重，不易油水分離

當原油、地層水和伴生氣自地層向油井井底流動時，隨著壓力降低，溶解在原油中的伴生氣不斷析出，氣體體積膨脹，使油水產生攪動。油氣水混合物到達平臺后，由于油嘴孔徑小、壓降大、流速猛增，并伴有溫度的下降，使原油和水的乳化程度迅速提高。

在油井至中心2 號平臺的集油過程中，原油中水滴直徑逐漸變小。特別是在經過彎頭、閥門、計量分離器、異徑管、立管和離心泵后變化很大。原油與水在設備或管道中一起流動的時間越長、攪動越激烈，原油中所乳化的水量就越多，水滴數量稠密，粒徑小、并趨于均勻。

3.3 海上平臺獨有結構導致段塞流影響嚴重

海上采油集輸管路呈“枝狀”分布，存在典型的管道水平氣液兩相和立管垂直氣液兩相管路。中心2 號平臺從海底管道彎頭處至三相分離器進口高度為55 m，當混合物沿管道向上流動，壓力逐漸降低，氣體不斷膨脹，含氣率增加，小的氣泡相互碰撞聚合而形成大的氣泡，其直徑接近于管徑。氣泡占據了大部分管子截面，形成一段液一段氣的結構，其他段塞形狀像炮彈，其中攜帶有液體微粒。在兩個氣段之間，是夾雜小氣泡向上流動的液體段塞。進入三相分離器進口分離筒后，造成分離器內部流場發生混亂，擾亂水滴上浮速度。

3.4 加藥撬塊無法滿足均勻加藥要求

埕島中心2 號平臺現有加藥撬塊主要由藥劑罐、藥劑泵組成?，F有的加藥泵為柱塞計量泵。由于其柱塞裸露，且柱塞在液體中工作，在液體研磨作用下柱塞磨損較快，目前已使用23 年，機器故障率高，維修工作量大。另外，柱塞泵的工作脈動很大，使得流量不穩定，且開度調節不準確，無法實現精確、平穩加藥。

標準的計量加藥裝置應具有以下功能：①準確計量。有標定柱，可以準確調節加藥量；②有脈沖阻尼器或緩沖罐。能降低柱塞泵或隔膜泵等計量泵的段塞式投加，保證加藥均勻，確保加藥效果。

4 改進對策

4.1 增加三相分離器進液端預脫氣、段塞流捕集器

在生產三層新建1 臺段塞流捕集器，井組來液先經過氣液分離，脫除絕大部分天然氣后，再進入現有2 臺三相分離器節點，降低天然氣擾動，形成穩定的腔內流場，提高油水分離效果。

2020 年6 月底完成段塞流捕集器的投產工作。目前運行正常，經過氣液分離后，后端2 臺分離器含油下降至373 mg/L、452 mg/L，降幅明顯，大大緩解了后端處理壓力。

4.2 篩選破乳劑，實現短流程高效脫水

考慮到現有加藥流程短，藥劑混合不充分等情況，以及現場來液逐年增加，對加快脫水速度的要求更加嚴格。同時，平臺空間狹小，無法改造現有流程設施，因此篩選破乳劑的必要性增加。采油廠制定了Q/HF 1418—2017《海上油田用高效破乳劑技術條件》，提高了相對脫水率條件，以嚴格篩選短流程高效脫水藥劑。2019 年篩選成功并投加高效破乳劑，水質大幅提高。

4.3 改進加藥裝置

將現有計量泵改為隔膜泵，減少藥劑與泵的接觸范圍，降低設備故障率。計量泵出口增加計量標定柱，實現準確計量藥劑投加量。

5 效果分析

5.1 三相分離器水相水質大幅提高

三相分離器水相水質含油、懸浮物分別從1400 mg/L、175 mg/L 下降到373 mg/L、452 mg/L，大大降低了后端水處理的壓力。后端經過各級節點處理后，出站水含油、懸浮物從50 mg/L、37 mg/L 下降到17 mg/L、19 mg/L，出站水水質達到采油廠標準。

隨著水質的提高，能有效降低地層傷害，緩解地層非均質性及層間矛盾，吸水指數增強，擴大水驅波及系數，進而提高采收率。同時，降低近井地帶堵塞，減少水井多輪次酸化造成的地層二次污染。

隨著含油、懸浮物的降低，能有效延長油水井管柱壽命。減小注水管柱配水器堵塞、結垢現象，提高測調測試成功率，從而提高層段合格率，實現精細注水；降低油井腐蝕、結垢速率，提高免修期，降低作業頻次。

較好的水質，能減少水力旋流器清洗、核桃殼過濾器清罐次數，降低注水泵、污水提升泵等維護保養成本。同時，減緩對地面流程及海底管線結垢速率，降低節流影響，提高管網效率。

5.2 提高了三相分離器處理能力

由于分水效果提高，來液處理能力從1.5×104m3/d 提高到2.4×104m3/d，采出水處理能力從8500 m3/d 提高到13 000 m3/d，從而保證外輸高含水原油控制在外輸海管的輸送能力范圍內，有力于井組提液規劃。

中心2 號外輸液進入海三聯合站后，經過處理后回調至中心平臺，長距離管輸造成能耗增加。提高分水后，減少了4500 m3/d無效水循環。

5.3 降低環境污染風險

中心2 號外輸液量9900 m3/d，外輸體積含水78.9%。根據館陶組油藏采出液的特征，反相點在70%左右。中心2 號外輸液基本呈現水包油型乳液狀態，增大了海底管線內壁的潤濕面積，且高含水導致外輸溫度較高，加速了腐蝕速率。隨著海管使用年限的增加，腐蝕穿孔幾率增加，安全風險增大。

分水量提升至9500 m3/d 后，外輸體積含水率約為69%，處于反相點以下，為油包水型乳液，有利于海底管道保護。