新版油气集输-工艺-中国石油大学[油气储运网].ppt
油气集输工艺
寇杰
主要内容
绪论
油气性质和基础理论
矿场集输管路
气液分离
原油处理
原油稳定
第一章 绪论
油气集输的研究对象和在油田建设中的地位
油气集输的工作任务和工作内容
油田产品及其质量指标
油田生产对集输系统的要求
油气集输流程
油气集输设计的评价标准
油气集输的研究对象
油气集输的研究对象
油气集输在油田建设中的地位
油气集输的工作任务
油气生产工艺系统
油气集输的工作范围
油气集输的工作内容
三脱三回收
三脱
原油脱水
原油脱气
伴生气、天然气脱轻油
三回收
污水中回收原油
回收污水
回收轻油、液化气
油田产品
商品原油的质量指标
商品天然气的质量指标
液化石油气的质量指标
稳定轻烃的质量指标
净化污水标准
对于净化污水有两个标准，分别为回注标准和排放标准，对其所含杂质的要求不同
污水排放水质含油低于5mg/L；
海上排放污水水质要求是：渤海海域排放污水含油量小于30mg/L；南海海域为小于50mg/L；
对回注的污水水质要求是：达到本油田规定的注水水质标准，特别关注回注污水与地层配伍性，包括悬浮物浓度大小、含油浓度及细菌含量。
净化污水质量标准之排放指标
净化污水质量标准之注水指标
油田生产对集输系统的要求
油田生产对集输系统的要求
油田生产对集输系统的要求
油田生产对集输系统的要求
油田生产对集输系统的要求
油田生产对集输系统的要求
油气集输流程
（一）油气集输流程命名
按不同加热方式：不加热集油流程、井场加热集油流程、热水伴随集油流程、蒸汽伴随集油流程、掺稀油集油流程、掺热水集油流程、掺活性水集油流程、掺蒸汽集油流程。
按通往油井的管线数目：单管集油流程、双管集油流程和三管集油流程。
（一）油气集输流程命名（续）
3、按集油管网形态：米字型管网集油流程、环型管网集油流程、树状管网集油流程和串联管网集油流程。
4、按油气集输系统布站级数（指油井和原油库之间集输站场的级数）：
一级布站集油流程：只有集中处理站；
二级布站集油流程：计量站和集中处理站；
三级布站集油流程：计量站、接转站（增压）和集中处理站；
5、集输系统密闭程度：开式和密闭流程
（二）油田集油流程举例
1、双管掺活性水流程
2、三级布站单管油气集输流程
3、单管环形集油流程
4、稠油集输流程
（1）高温集油流程：单管加热集油流程和掺稀降粘流程。
（2）掺蒸汽集油流程
集输系统的压力
提高集输系统压力的优势
可使伴生气更多地溶解在原油中，减少气量，降低原油粘度，进而减少管线的水力损失和提高油气分离效率；
可采用多级分离工艺，使原油和大部分伴生气自压输送，增加分离后原油的稳定程度并增加油、气的采收率；
为不加热输送创造条件，可减少油田的自耗燃料。
计量方式
流程密闭的措施
流程密闭的措施
集输流程设计的原则
油气集输工艺流程应密闭，降低油气损耗；
充分收集与利用油气井产物，生产符合产品标准的原油、天然气、液化石油气、稳定轻烃等产品；
合理利用油气井流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗；
合理利用热能，做好设备和管道保温，降低油气处理和输送温度，减少热耗；
油气集输工艺设计应结合实际情况简化工艺流程，选用高效设备。
油气集输流程设计的总趋势
油气集输系统的组成
油田地面集输系统有各种站和管线组成。
管线按所输送的介质分为气、油、水单相管和油气混输管以及油气水混输管。出油管线、集油管线 、矿场输油管线、集气管线、输气管线 。
至于站，名称不算统一，大致有：分井计量站 、交接计量站 、接转站 、原油脱水站 、矿场油库 、增压集气站 、压气站 、集中处理站 。
油气集输设计的评价标准
第二章油气性质
原油分类
溶气原油物性
脱气原油物性
标准状态
国内外计量气体体积采用的状态标准常不相同，常见的有三种:
压力101.325kPa、温度20℃
压力1atm、温度60℉（15.6℃）
压力101.325kPa、温度0℃
原 油
原油是一种极其复杂的烃类和非烃类的液态混合物，其中碳和氢的质量分数分别为85%、12%，其余为硫、氮、氧和金属化合物。
原油中所含的烃类主要有：①正构及异构烷烃；②环烷烃；③芳香烃。
原油内C16以上的正构烷烃称为石蜡。
原油是一种胶体溶液，常含有胶质、沥青质，还有砂、各种盐类及金属腐蚀产物等。
原油分类
常用的原油分类方法有：
按组成分类
按气油比分类
按收缩性分类
按相对密度和粘度分类
按硫含量分量
按组成分类
根据几种烃类在原油中的比例划分原油种类，Sachanen分类法:
石蜡基原油 烷烃大于75%
环烷基原油 环烷烃大于75%
芳香基原油 芳香烃大于50%
沥青基原油 沥青质大于50%
按气油比分类
按气油比将油气井井流产物分成：
死油 气油比为零
黑油 气油比小于356m3/m3
挥发性原油 气油比356~588m3/m3
凝析气 气油比588~8905m3/m3
湿气 气油比大于8905m3/m3
干气 不含液体的天然气
按收缩性分类
“收缩”指油藏原油在地面脱气后体积的缩小。收缩系数的定义是单位体积油藏原油在地面脱气后的体积数，用来描述原油收缩性的大小。根据收缩系数的大小划分原油种类:
低收缩原油 low-shrinkage crude oil 收缩系数大于0.5
高收缩原油 high-shrinkage crude oil收缩系数小于0.5
按相对密度和粘度分类
Dowd等人根据原油相对密度和粘度划分原油种类:
按硫含量分类
把硫含量高的原油称为酸性原油，但没有统一标准。
一种说法，H2S体积浓度超过3700mg/L
西方管道界，硫含量超过0.5%（质量）
我国原油分类
是以常压沸点250~275℃和395~425℃两个关键馏分油的密度划分原油类别。首先对关键组分分类，见表：
我国原油分类
溶气原油物性
原油和天然气是两种互溶的流体，在一定压力和温度条件下，天然气会全部和部分溶解在原油中，溶气原油的溶气量、密度、粘度等物性随压力、温度条件而改变。这里主要介绍适用于压力、温度较高的油藏及油气两相流动条件下的溶气原油物性的经验计算方法，称为黑油模型。
美国石油协会相对密度
在描述石油及石油产品时，西方国家常用°API相对密度，数值在0 ~ 100，与我国惯用的相对密度的关系：
Δo— 15℃下原油对同温度水的相对密度。
溶解度
常压储罐中的原油称为脱气原油 ；高于大气压溶有天然气的原油称为溶气原油。
单位体积脱气原油在某一压力、温度下能溶解的天然气体积数（折算成标准状态下的体积）称天然气溶解度，或称溶解气油比Rs，m3/m3。
Lasater相关式
Δo— 脱气原油相对密度；
Mo— 脱气原油相对分子质量；
yg— 天然气摩尔分数，由下式计算：
气体摩尔分数计算式
结论
压力愈高，溶解气油比愈大；
温度愈低，溶解气油比愈大；
油、气是相对密度愈接近，原油溶解天然气的能力愈强。
Standing相关式
原油体积系数
单位体积脱气原油溶入天然气后具有的体积数称为原油体积系数。
天然气溶入原油使得原油的体积增大，所以原油体积系数总是大于1。
原油体积系数相关式
可见，原油体积系数与温度、油气组成以及天然气在原油中的溶解度有关：
温度愈高，原油体积系数愈大；
油、气相对密度愈接近，原油体积系数愈大；
溶解气油比愈大，原油体积系数愈大。
溶气原油密度
溶气原油的密度称为视密度，或表观密度。脱气原油中溶入天然气后，其密度和相对密度都下降。
溶解天然气相对密度相关式
可见，溶解天然气的相对密度与溶解气油比和脱气原油的相对密度有关：
溶解度愈小，溶解天然气的相对密度愈大，说明天然气中的重组分更易溶入原油；
脱气原油的相对密度愈大，溶解天然气的相对密度愈小，这是因为伴随重质原油开采出的天然气较轻（C1+C2），而伴随轻质原油开采出的天然气较重（C5+）。
粘 度
原油溶入天然气后粘度减小。可用下式计算：
未溶解天然气密度
天然气中溶于原油的都是较重组分，因此未溶解天然气密度减小。
表面张力和界面张力
溶气原油的表面张力可以用仪器测定，也可用相关式估算。
脱气原油物性
在工艺计算中常常需要确定脱气原油的物性，最可靠的方法是实验测定，在缺少实验条件的情况下可以利用一些关系式计算。
倾点和凝点
倾点和凝点是衡量油品流动性的指标，是在规定的试验仪器和试验条件下测定的。倾点是油品在试管中5秒内能流动的最低温度。凝点是油品在倾斜45°角试管内停留1分钟不流动的最高温度。同一原油的倾点比凝固点约高2.5～3℃。
密 度
在0~50℃范围内
kg/m3
kg/(m3·℃)
在20~120℃范围内
粘度
在缺少实验数据条件下，可根据相对密度和温度估算原油的动力粘度：
mPa·s
Δo——15℃原油的相对密度
比热容
比热容
在原油析蜡温度以上时
在原油析蜡温度以下时
蒸气压
第三章矿场集输管路
气液两相管流的参数和术语
混输管路的特点和处理方法
两相流压降计算式
段塞流、清管与磨蚀
多相泵
矿场集输管路的定义与分类
混输管路的应用
气液两相管流的参数和术语
流量
流速
气液相质量流速
气相质量流速：
液相质量流速：
混合物质量流速：
气液相对流速参数
气液含率
三种含气率之间的关系
两相混合物的密度
摩擦压降的折算系数
Lockhart-Martinelli参数
气液混输管路的特点
Taitel和Dukler流型
垂直管流型
流型的测定
目测法
测定某一参数的波动量并与流型建立某种联系
由辐射射线的吸收量确定气液混合物的密度和流型
经验流型图－Baker流型图
经验流型图－Mandhane流型图
经验流型图－Taitel－Dukler流型图
气液混输管路的特点
气液两相管路的处理方法
Dukeler I 压降计算式
Dukeler II 压降计算式
杜克勒II法的计算步骤
杜克勒II法的适应范围
贝格斯—布里尔相关式
贝格斯—布里尔相关式
贝格斯—布里尔相关式
截面含液率实验的结论
管段倾角大于3°时，实验中未发现分层流型
管路上倾时，有一最大的截面含液率；管路下倾时，有一最小的截面含液率
截面含液率的求解方法
两相水力摩阻系数
管路起伏对两相管流的影响
弗莱尼根的结论
弗莱尼根关系式
组合模型
近30年来，各国学者提出的两相流计算模型不下数十个。这些模型一般包括：流型划分、持液率计算、摩阻压降、高程压降、加速压降计算等几部分。把各模型计算精度较高的部分组合在一起，构成组合模型。
段塞流分类
水动力段塞流
地形起伏诱发的段塞流
强烈段塞流
水动力段塞流
地形起伏诱发的段塞流
1—在管路低洼处积液；
2—液体间歇地流至下游的低洼处；
3—上坡段部分液体倒流，与上游来的液体形成液塞
强烈段塞流形成机理
立管底部堵塞
立管排液
液塞加速
立管排气
强烈段塞流的判断准则
强烈段塞流的抑制
设计
减小立管直径
增加附加设备
立管底部注气
采用海底气液分离器或海底液塞捕集器
在海底或平台利用多相泵增压
立管顶部节流
立管顶部节流法
清管
清管频率
清管器运行速度
管路干燥
用液氮干燥管路
用干空气干燥管路
用甲醇干燥管路
磨蚀
多相泵
减少井口回压，增加油井产量，延长油井寿命
降低投资和运行成本
生产流程简单、流程的密闭性好
多相泵的性能要求
多相泵同时起泵和压缩机的作用，对气液混合物进行增压
能适应气液体积流量和气液比大幅变化的能力
有较强的抗磨、抗蚀能力
能适应不同环境的要求
第四章气液分离
分离方式和操作条件的选择
油气两相分离器
油气水三相分离器
特殊分离器
气液分离的内容
分离方式
油气分离效果的衡量标准
多级分离与一次分离的比较
多级分离效果分析
结论
分离效果的影响因素
石油组成
分离级数
分离压力
分离温度
分离压力的影响
分离级数的制约因素
分离级数的选择原则
根据油气比的高低来选择，油气比高应增多分离级数
根据井口压力进行选择，井口压力高的应增多级数
根据原油的相对密度进行选择，随着相对密度的降低，应适当增加级数。
推荐分离级数
分离压力的选择
分离器的类型
卧式分离器的结构
入口分流器功能
减小流体动量，有效地进行气液初步分离
尽量使分出的气液在各自的流道内分布均匀
防止分出液体的破碎和液体的再携带
入口分流器类型
集液部分
重力沉降部分
捕雾器
捕雾器
迪克松板捕雾器
填料式捕雾器
离心式捕雾器
除雾器碰撞分离工作原理
卧式分离器的工作原理
入口分流器:
油、气流向和流速突然改变，使油气得以初步分离
集液区:分离与缓冲
捕雾器:聚结、合并成大油滴，在重力作用下流入集液区
分离器工作压力:气体出口管线上的控制阀控制
液位:液体排出管上的控制阀控制
立式分离器
分离器的基本组成
入口分流器
重力沉降区
集液区
立、卧式分离器的比较
影响分离性能的因素
油气最大、最小和平均流量
分离压力和温度
油气混合物进入分离器时形成段塞流的倾向
油气物性
原油发泡倾向
砂、铁锈等固体杂质含量
油气混合物的腐蚀性等
分离器的质量检验标准
分离器的工艺计算
从气体中分出油滴的计算
从原油中分出气泡的计算
油滴匀速沉降速度公式的假设条件
油滴的匀速沉降速度的推导
阻力系数与雷诺数的关系
1、按相关式计算沉降速度
设CD ＝0.34，由 的计算式计算该油滴的
由求得的 求Re
由Re按上式求CD
由求CD求，与上一个进行比较，若在控制误差范围内，计算所得的即为欲求的沉降速度
否则，返回步骤②直至前后两次求得的 （或CD）在控制误差范围内。
2、按流态分区计算沉降速度
各流态区 的关系
各流态区沉降速度公式
油滴流态的判断
3、阿基米德准数法求沉降速度
Ar与Re的关系
分离器中油滴的沉降条件
气体的允许流速
1、 的确定－ 法
中国
前苏联
——100 油滴的直径
2、的确定－－桑得斯－布朗系数法
按气体处理量确定分离器的结构尺寸（油滴沉降速度法）
按气体处理量确定分离器的结构尺寸（油滴沉降速度法）
按气体处理量确定分离器的结构尺寸（油滴沉降速度法）液位不在一半处
按气体处理量确定分离器的结构尺寸（油滴沉降速度法）液位不在一半处
按气体处理量确定分离器的结构尺寸（桑得斯－布朗系数法 ）
原油含气率的影响因素
从原油气中分出气泡的理论计算公式
从原油气中分出气泡的理论计算公式
起泡原油与消泡方法
定义
消泡方法
降低分离器上游油气混合物的流速
分离器采用的入口分流器应能避免流体发生剧烈湍流
增大分离器集液区体积
使用消泡剂
提高油气混合物的分离温度
按停留时间计算结构尺寸
按停留时间计算结构尺寸
按停留时间计算结构尺寸
分离器的工艺计算
分离器的设计计算步骤
油气相平衡计算，以此确定气液处理量、物性、分离压力和分离温度，并确定分离器类型
从原油中分出气泡的计算
从气体中分出油滴的计算
比较上两步的计算结果，选择较大者作为分离器的设计尺寸
参照分离器系列化尺寸，选取分离器的实际规格
油气水三相分离器
综合型卧式三相分离器
综合型卧式三相分离器结构特点
卧式油水界面控制
卧式油水界面控制
立式油水界面控制
除砂
聚结板
在三相分离器的集液区可能安装若干聚结板，促使原油内水珠粒径增大、迅速沉降至油水界面。聚结板的使用可使分离器的油水处理量增大，或在一定油水处理量下减小分离器外形尺寸。但聚结板间的流道易被砂、蜡、腐蚀产物等固体杂质堵塞。
水含率随沉降时间变化
三相分离器的工艺计算
分散相运动速度计算
停留时间法
集液区体积＝油水停留时间内流入分离器的液量
对立式分离器
停留时间法
集液区体积＝油水停留时间内流入分离器的液量
对卧式分离器
涤气器
涤气器（scrubber）是一种处理高气液比的分离器，液体负荷常小于56～84m3/Mm3，用于分离气流内夹带的油滴。它有立式和卧式两种，但立式涤气器使用较广。
离心式分离器
过滤式分离器
1—头盖；2—入口分离室；3—气体入口；4—滤管；5—捕雾器；6—气体出口；7—集液罐
聚结过滤器
20世纪80年代初开发的分离设备，在立式筒体内装有若干聚结过滤元件，用于气体深度净化。
缓冲分离器
液塞捕集器
与海洋管道终端相连的气液分离设备称液塞捕集器
捕集器的功能
有效地进行气液分离并捕集气体内夹带的液体
向下游气液加工装置提供稳定的气液流量
管式捕集器
低温分离器
气液圆柱形旋流分离器
气液圆柱形旋流分离器应用
油气井计量
作预分分离器
作涤气器
第五章原油处理
原油乳状液
原油处理的基本方法
原油处理设计
概述
目前全国各油田绝大部分开发井都采用注水开发方式开采石油。从油井产出的油气混合物内含有大量的采出水和泥砂等机械杂质。世界上所产原油的90%以上需进行脱水。
对原油进行脱水、脱盐、脱除泥砂等机械杂质，使之成为合格商品原油的过程——原油处理，国内常称原有脱水。
原油处理的目的
满足商品原油水含量、盐含量的行业或国家标准
商品原油含水要求：
我国 0.5％～2.0％
国际上 0.1％～3.0％，多数为0.2％
原油允许含水量与原油密度有关：密度大脱水难度高的
原油，允许水含量略高。
含盐量的要求：我国绝大部分油田原油含盐量不高，商
品原油含盐量无明确要求，一般不进行专门的脱盐处理。
原油处理的目的（续）
降低原油密度
原油密度是原油质量和售价的的重要依据，原油
含水增大了原油密度，原油售价降低，不利于卖方。
降低燃料费用
原油含水增大了燃料消耗、占用了部分集油、加热、加工资源，增加了原油生产成本。
原油处理的目的（续）
减少管线和设备的结垢和腐蚀。原油内的含盐水引起金属的结垢与腐蚀，泥砂等固体杂质使泵、管路等设施的机械磨损，降低管路和设备的使用寿命。
保证炼制工作的正常进行
第一节原油乳状液
游离水
常温下用静止沉降法短时间内能从油中分离
的水，常在沉降罐和三相分离器中脱除。
乳化水
用沉降法很难脱除的水，与原油的混合物称
为油水乳状液 （原油乳状液）。
脱除游离水后，原油密度越大，乳化水含量
越高。
一、乳状液类型
乳状液
两种或两种以上不互溶或微量互溶的液体，其
中一种以极小的液滴分散于另一种液体中，这种分
散物系称为乳状液，乳状液都有一定的稳定性。
原油乳状液的类型
油包水型（W/O）：油田最常见的原油乳状液。
水包油型（O/W）：在采出水中常存在，原油处理中
很少见。又称反相乳状液。
油水乳状液类型的判别方法
二、乳状液生成机理
1、乳状液生成条件
系统中必须存在两种或两种以上互不相溶（或微量互溶）的液体
要有强烈的搅动，使一种液体破碎成微小液滴分散于另一种液体中
要有乳化剂存在，使微小液滴能稳定地存在于另一种液体中
2、界面能和界面张力
不平衡力场作用下，液体表面
有自动缩小的趋势；
在恒温恒压下，物系有自动向
自由能减小方向进行的趋势；
油水形成乳状液时，接触界面和界面能都很大，分散相液滴会自发地合并，缩小界面面积使界面能趋向最低。
3、乳化剂
乳化剂：使乳状液稳定的物质
作用：吸附在油－水界面上，形成吸附层
（1）使油水界面的界面张力下降，减少了剪切水相变为小水滴所需的能量，也减小了使水滴聚结、合并的表面能；
（2）若吸附层具有凝胶状弹性结构，在分散相液滴周围形成坚固、有韧性的膜，阻止水滴碰撞中的聚结、合并、沉降
（3）若乳化剂为极性分子，排列在水滴界面上形成电荷，使水滴相互排斥，阻止水滴合并沉降。
（4）固体粉末聚集在油水界面上构成坚固而稳定的薄膜，阻碍分散相颗粒碰撞时的合并，是乳状液稳定的又一机理。
三、乳状液的性质
1、稳定性
乳状液稳定性：是指乳状液抗油水分层的能力。
影响原油乳状液稳定的因素：
分散相颗粒
粒径越小、越均匀，越稳定；
粒径大小还表示乳状液受搅拌的强烈程度。
外相原油粘度
分散相的平均粒径愈大——稳定性差
乳化水滴的运动、聚结、合并、沉降愈难
——增大了乳状液稳定性
油水密度差
密度差愈大，油水容易分离——稳定性较差。
界面膜和界面张力
乳化剂构成的界面膜，阻止水滴碰撞合并，维持乳状液的稳定性。
老化
反映了时间对乳状液稳定性的影响。
内相颗粒表面带电
内相颗粒界面上带有同种电荷是乳状液稳定的重要原因。
温度
提高温度可降低乳状液的稳定性：
①降低外相原油粘度；
②提高乳化剂的溶解度，削弱界面膜强度；
③加剧内相颗粒的布朗运动，增加水滴碰撞合并的几率。
原油类型
决定了原油内所含天然乳化剂的数量和类型。
环烷基和混合基原油乳状液稳定，石蜡基原油乳状液稳
定性较差。
相体积比
增加分散相体积使乳状液稳定性变差。
水相盐含量
淡水和盐含量低的采出水易形成稳定乳状液。
pH值
pH值增加，内相颗粒界面膜的弹性和机械强度降低，乳状液稳定性变差。
2、原油乳状液的密度
原油含水、含盐后，密度显著增大。
若已知乳状液体积含水率Ф，原油和水的密度ρo
和ρw，原油乳状液的密度可按下式确定：
3、乳状液粘度
外相粘度
内相体积浓度（含水率）
温度
分散相颗粒
乳化剂及界面膜性质
内相颗粒表面带电强弱
四、石油生产中乳状液的生成和预防
1、原油乳状液的生成
原油中含水，并含有足够数量的天然乳化剂，一
般生成稳定的W/O型原有乳状液。
原油中所含的天然乳化剂：
胶质、沥青质、环烷酸、脂肪酸、氮和硫的有机
物、蜡晶、粘土、砂粒、铁锈、钻井修井液等。
另外，原油生产中使用的缓蚀剂、杀菌剂、润湿
剂和强化采油的化学药剂都是生成乳状液的乳化剂。
2、防止稳定乳状液生成措施
尽量减少对油水混合物的剪切和搅拌
尽早脱水
（1）自喷井
产生乳状液的原因：
油水混合物沿油管向地面流动，随着压力降低，气体析出膨胀，对油、水产生破碎和搅动。
混合物流过喷嘴时，流速猛增，压力急剧下降，使油水充分破碎，形成较为稳定的乳状液。
减少原油乳状液生成的预防措施：
用大油嘴并提高集输系统和油气分离器压力，减小油嘴前后的压差；
油嘴装在井底
（2）深井泵采油
防止抽油机固定阀、游动阀、柱塞漏泄产生激烈搅动
选择较大尺寸的固定阀和游动阀、并用气锚（使气体进入油套环空内的装置），避免气体进入泵筒内
提高深井泵容积效率
往油井油套环空内注入破乳剂
能有效地阻止原油在井内乳化，还能使油井增产。
（3）气举井
产生乳状液的场所：井口，气举气进入油管处
间歇气举：井口、地面管网内产生乳状液；
连续气举：注气点产生
（4）地面集输管网
集输过程促成乳状液生成的因素
多相混输管路、离心泵，弯头、三通、阀件等
对混合物产生的搅拌。
预防措施
在集输系统的规划、设计、日常操作管理中尽
量避免混合物的激烈掺混：
管径不宜太小；
尽量减少弯头、三通、阀件等的局部阻力；
充分利用地形输送；
流程中避免对流体的反复减压和增压；
尽早分出混合物中的伴生气；
注意各种阀门的严密性。
防止油水乳状液生成措施（总结）
第二节原油处理的基本方法
原油中水的类型：游离水和乳化水
原油处理常用的方法
化学破乳剂
重力沉降
加热
机械
电脱水
各种常见脱水方法的共同点：创造条件使油水依靠密度差和所受重力不同而分层。
一、常用术语
1、破乳
乳状液的破坏即破乳。
原油乳状液的破乳过程
分散水滴接近结合 界面膜破裂
水滴合并粒径增大 在油相中沉降分离
即水滴的絮凝、聚结和沉降。
原油乳状液破乳的关键
破坏油水界面膜，使水滴聚结和沉降。
2、絮凝
某些高分子聚合物（絮凝剂）的长链分子具有多个活性集团，附着在水滴上使乳化水滴聚集在一起，但界面膜连续没有破裂，水滴没有合并成大水滴。显微镜下观察到：水滴絮凝在一起呈鱼籽状。
3、聚结
小粒径水滴合并成大粒径水滴，并在规定时间
内沉降至容器底部水层的过程——聚结。
聚结时间估算
结论
乳状液在处理容器内的聚结时间t与能沉降至底部水层的水滴粒径d有关
在其他条件不变的条件下，分散相浓度愈大，所需的脱水时间t愈短
4、水洗
油水混合物进入乳状液处理器的底部水层，使乳状液向上通过水层，由于水的表面张力较大，原油中的游离水、粒径较大的水滴、盐类和亲水固体杂质等并入水层的过程，称为水洗。水层内水的体积分数φ很大，水洗对乳状液破乳有重要作用。
5、沉降
乳化水滴在原油中的沉降速度用Stokes公式描述。
二、破乳剂脱水
破乳剂一般都是人工合成的大分子、高分子或超高分子的表面活性剂。
破乳过程中破乳剂的作用
1、降低乳化水滴的界面张力和界面膜强度
2、消除水滴间的静电斥力，使水滴絮凝
3、有聚结作用
4、能润湿固体，防止固体粉末乳化剂构成的界面
膜阻碍水滴聚结。
破乳剂类型
1、离子型破乳剂
溶于水时，能电离生成离子。
按其在水溶液中具有表面活性作用的离子电性，
可分为阳离子、阴离子和两性离子等类别。
2、非离子型破乳剂
以环氧乙烷、环氧丙烷等有机合成原料为基础，
在具有活泼氢起始剂引发下、有催化剂存在时，按一定
程序聚合而成。
非离子型破乳剂的优点
破乳剂的评价
1、脱水率
2、出水速度
3、油水界面状态
4、脱出水的含油率
5、最佳用量
6、低温脱水性能
破乳剂脱水的优缺点
优点
1、在系统内较早注入可防止乳状液的形成；
2、可在较低温度下脱水，节约燃料，降低原油蒸发体积损失以及因原油密度增大的经济损失。
缺点
1、注入破乳剂剂量过多时，可生成新的、稳定性更高的乳状液；
2、若破乳剂量较大时，仅靠其脱水费用过高。
三、重力沉降脱水
游离水脱除器
与三相分离器的主要区别：根据油水混合物内的水量来确定大小。
水处理量的计算公式：
油水界面常控制在0.5D处，但脱除器水处理量
最大时的最佳界面位置在0.769D处。
游离水脱除器设置在加热炉的上游，用来减少
高含水原油的含水量，以减少加热炉的热负荷和所
耗燃料，降低加热炉的解垢速度。
沉降罐
1、结构
3、油水界面控制
4、沉降罐工作效率的衡量标准及影响因素
衡量标准
（1）沉降时间
油水混合物在罐内的停留时间，表示沉降罐处
理油水混合物的能力；
（2）操作温度
（3）原油中剩余含水率
（4）脱除水中含油率
影响因素
（1）破乳剂的选择和用量
（2）油水混合物的性质
（3）配液管工艺设计
（4）原油中所含溶解气的析出
重力沉降脱水的优缺点
优点：1、进罐混合物无需加热，节省燃料；
2、操作简单，要求自控水平低；
3、原油轻质组分损失少，原油体积、密度
变化小。
缺点：1、不适用于气油比大的原油乳状液；
2、不适用于海洋原油处理；
3、投资、检查、维护费用较高；
4、热损失较大；
5、存在截面流动不均、短路流及流动死区。
脱水原理
提高加剂油水混合物的温度，加速乳状液破乳
和油水分离。
加热脱水的原则
1、尽可能降低加热脱水温度；
2、加热前尽可能脱除游离水，减少无效热能消耗；
3、有废热可利用场合，优先利用废热加热乳状液；
4、尽可能一热多用，节省燃料。
加热脱水设备
1、加热炉
2、加热处理器（heater-treater）
集加热、脱水、脱气功能于一体的容器。不适
合处理含水量很大的乳状液。
立式：脱气段、聚结沉降段、加热水洗段（油
水停留时间3~5min）、游离水脱除段四部分组成。适用于油田单井井流的处理。
卧式：结构与无电极的静电脱水器相同。
静电加热脱水器
脱水原理
利用聚结介质亲水憎油并提供很大表面积的性
质，促使水滴聚结沉降。
机械脱水的优缺点
优点：无需加热
缺点：处理较脏或含蜡原油时容易堵塞聚结
材料的通道。
注：机械脱水一般不作为独立的处理过程，
常与其它脱水方法配合使用。
离心脱水原理
利用离心场内离
心加速度大于重力加
速度，促进水滴的沉
降和油水分层。
静电脱水原理
将原油乳状液置于高压直流或交流电场中，
由于电场对水滴的作用，削弱了水滴界面膜的强
度，促使水滴碰撞，合并成粒径较大的水滴，在
原油中沉降分离出来。
水滴在电场中的三种聚结方式：
电泳聚结，偶极聚结，振荡聚结
电泳：把原油乳状液置于通电的两个平行电极中，
水滴将向同自身所带电荷极性相反的电极运动， 即带负电荷的水滴向正
电极运动，带正电荷的
水滴向负极运动。
电泳聚结：电泳过程中水滴
的碰撞、合并。
电泳聚结主要发生在高压直流电场中。
诱导偶极：在高压直流或交流电场中，原油乳状液中的水滴受电场的极化和静电感应，使水滴两端带上不同极性的电荷，形成诱导偶极。
偶极聚结：电的吸引力及水滴在电场内的振动，使水滴相互碰撞，合并成大水滴，从原油中沉降分离出来。
交流电场中电场方向不断
改变，水滴内的各种正负离子
不断做周期性往复运动，使水
滴两端的电荷极性发生相应变
化，界面膜受到冲击，强度降
低甚至破裂，水滴聚结沉降。
这一过程称振荡聚结。
综上所述
交流电场中破乳作用在整个电场范围内进行，直流电场中破乳主要在电极区附近进行。
交流电场内水滴以偶极聚结、振荡聚结为主；直流电场内水滴主要在电极附近区域进行，以电泳聚结为主，偶极聚结为辅。
静电脱水的适用条件
1、电法脱水只适宜于油包水型乳状液。
原油的导电率很小，乳状液通过极间空间时，电极间电流很小，能建立起脱水所需的电场强度。
水包油型乳状液通过极间空间时，由于带有酸碱盐等离子的水是良导体，导致极间电压下降，电流猛增，产生电击穿现象。
2、一般进入电脱水器的原油含水率低于30％。
含水率较高的油包水型乳状液，电法脱水也易产生电击穿现象。
a.交流电场不宜处理含水率较低的原油乳状液，即交流电场脱水后净化油含水率高，约为直流的3～5倍；
b.交流电压呈正弦曲线变化，脱水效率较低，处理量低；
c.交流电场中水滴易排成水链使电场短路；
d.水滴界面膜受到的振荡力较大，脱出水清澈，水中含油率低；
e.电路简单，无需整流设备。
在原油含水率较高的脱水器的中下部建立交流电场，而含水率较低的中上部建立直流电场。
提高了净化原油的质量，处理每吨原油的耗电量降为原直流电脱水的1/2以下。
1、乳状液的含水率：以15%~30%为宜
2、油水界面的有效控制
3、不容许在电脱水器内析出溶解气
4、及时处理油水界面处的“脏油层”
静电脱水的优点
1、能在较低温度下破乳，节省燃料，也减少原油的密度和蒸发损失；
2、静电脱水处理器的处理量大，在相同处理量下容器较小，更适用于海洋平台；
3、脱水温度低，净化原油含水率低，结垢和腐蚀倾向减小。
主要缺点：增加设备投资、控制和维修费用。
第三节原油处理设计
设计步骤
设计资料收集、处理方法选择、确定处理设备的尺寸、确定流程。
设备尺寸的确定方法
1、停留时间法
2、水滴沉降和停留时间结合法
脱水流程举例 －大庆低含水期
脱水流程举例 －大庆低中水期
第六章原油稳定
原油稳定的目的和要求
原油稳定的方法
原油脱硫
原 油 稳 定装置
原 油 稳 定
原油稳定要求
我国把“降低原油蒸发损耗、合理利用油气资源、保护环境、提高原油在储运过程中的安全性” 作为原油稳定的主要目的。
稳定过程中从原油中分出轻组分，使原油蒸气压降低的程度称为稳定深度。
我国原油稳定的重点是从原油内分出C1～C4，稳定后在最高储存温度下规定的原油蒸气压“不宜大于当地大气压的0.7倍”
按照闪蒸分离稳定的操作压力可分为负压闪蒸、正压闪蒸两类。
按照闪蒸需要的能量可将闪蒸分为负压闪蒸和加热闪蒸两种。
按容器形状，立式容器常称闪蒸塔、卧式容器称闪蒸罐。闪蒸容器实质上是一种气液分离器，但在结构上侧重考虑使闪蒸尽量接近平衡汽化。
闪蒸稳定原理
通过对原油加热或减压使原油部分气化，然后在一个压力和温度不变的容器内，把气液两相分开并分别引出容器。由于轻组分浓集于气相，重组分浓集于液相，使经上述处理后的原油内轻组分含量减少、蒸汽压降低，原油得到一定程度的稳定，这种方法称闪蒸稳定。闪蒸时，原料中各种组分同时存在于气液两相中，气相中轻组分C1～C4的纯度不高，液相中也得不到纯度很高的重组分，轻重组分的分离轻粗糙，油气分离器内进行的过程就属于闪蒸过程。
原 油 稳 定
负压稳定塔的关键参数是操作压力、温度和汽化率。汽化率是指气相流量(mol或质量流量)与进料流量之比，也称气相产品收率或稳定装置的拔出率。汽化率的大小取决于原油内溶解的C1～C4的含量和要求的原油蒸气压的高低。一定的操作压力和温度条件下，原油的汽化率是一定的。
由图可见，操作温度和压力对汽化率的影响十分显著。温度愈高、真空度愈大，汽化率愈大。
从另一个角度来看，要达到规定的原油蒸气压，需要的操作压力与闪蒸温度有关。闪蒸压力的确定除了要考虑温度以外，还受压缩机入口所能达到的真空度的制约。
负压闪蒸适应条件
负压闪蒸适于密度大、含轻组分少的原油，否则将因气化量大、压缩机功耗过大而不经济。
问题
分离级数和各级最优分离压力的确定，使矿场油库得到的稳定原油数量最多；
气体压缩的能耗最小，各级分离器分出气体的压力等级不同，但最终需将气体压力提高至管输压力。
各级气体的压缩比不同，增加了压缩机选型的困难。
此工艺的难点在于立式油罐的承压能力很差，为－50～＋250mmH2O。当罐内压力升高时，应能及时抽走气，防止超压；当压力低时，应及时补气，防止负压抽瘪。同时压缩机设计排量应为估算蒸发气量的1.5～2倍。
要求
罐压低于5mmH2O，应补气（防止油罐产生负压）；
罐压为10mmH2O，正常运行（此为运行最低压力）；
油罐正常工作压力一般为10～20mmH2O。
除此之外，油罐上还应设安全阀。当罐内压力比油罐试验压力的正压低50～100mmH2O，比其负压高20～30mmH2O，安全阀打开。
抽走的气体是天然气中含轻烃最多的富气，C2＋达50％，应接回收系统。
原油中轻组分蒸汽压高、沸点低、易于汽化，重组分的蒸汽压低、沸点高不易汽化。
按照轻重组分挥发度不同这一特点，利用精馏原理对净化原油进行稳定处理的过程称分馏稳定。
与前几种稳定方法相比，在符合稳定原油蒸气压要求的前提下，分馏稳定所得的稳定原油密度小、数量多。
分馏稳定的分类
分馏塔通常有两段，进料口以上部分称为精馏段，进料口以下部分称为提馏段，这样的塔，称为完全塔；只有其中一段的塔称为不完全塔。
根据精馏塔的结构和回流方式的不同，分馏法又可分为提馏稳定法、精馏稳定法和全塔分馏稳定法等三种。
我国推荐用不完全分馏塔对原油进行稳定。如只设提馏段的不完全塔称提馏塔，这种塔的进料温度和操作温度相对都较低，没有塔顶回流，因此能耗低，而且节省设备投资及建设费用。但由于提馏塔没有精馏段，塔顶产品质量没保障，塔底稳定原油收率比较低。
精馏稳定流程
全塔分馏稳定流程
各种稳定方法适用条件
我国建议：
①原油中C1～C4质量分数低于0.5％时，一般不需进行稳定处理；
②C1～C4的质量分数低于2.5％、无需加热进行原油稳定时，宜采用负压闪蒸；
③C1～C4的质量分数高于2.5％，可采用正压闪蒸，有废热可利用时也可采用分馏稳定。
我国大部分原油的C1～C4的质量分数在0.8％～2.0％范围内，因而负压闪蒸法在我国得到广泛使用。
前苏联则推荐，轻质原油(含C1～C4烷烃5.5％以上)适合采用分馏法稳定，而轻组分含量低的原油(C1～C4的质量分数2.24％以下)宜采用闪蒸分离。
进料原油的含水要求
为减少稳定设备的腐蚀和污染，稳定装置对进料原油的水含量和盐含量应加控制。美国霍金斯油田原油在进塔前要求将含水脱至0.1%以下，而盐的质量浓度要求低于285 mg/L。前苏联一般要求脱水至0.3～0.5%，脱盐至30 mg/L以下。我国原油水的质量浓度一般在0.5%以下，盐质量浓度小于50 mg/L，盐质量浓度非强制性指标。
原油脱硫
由于H2S毒性很大又极具腐蚀性，必须限定商品原油内溶解的H2S的质量浓度，根据各国的国情不同H2S的质量浓度常限定在10～60mg/kg范围内。
原油脱硫的方法—气提法：采用分馏塔或提馏塔，塔底注入冷天然气、热天然气或经再沸炉加热的原油蒸气，对原油进行脱硫的方法。
气提法脱硫的原理：气体向上流动过程中与向下流动的原油在塔板上逆流接触，由于气相内H2S的分压很低、液相内H2S含量高，产生浓度差促使H2S进入气相，从而降低原油内溶解的H2S含量。
H2S含量与投资、能耗的关系
举例：塔河油田12区
原油为高粘度、高含蜡、高含硫的超重质原油。其物理性质：密度为0.9950～1.0337g/cm3 ，平均为1.0259g/cm3；流动性能较差，凝固点为30～60℃，平均在49℃；平均硫含量2.99％，平均蜡含量为4.33％；盐含量为747．9～31902.3mg/L，平均为20123.2mg/L。已发生原油在运输途中挥发出高浓度H2S气体，导致铁路部门中断塔河原油运输的情况，影响了油田的正常生产。
举例：塔河油田12区
共有l0口井的原油伴生气进行了H2S检测，结论是12区西部硫化氢浓度较高，东部浓度较低。按照产能权重进行加权平均，12区原油的H2S平均含量为5649mg/m3，体积百分数为3.67％。
原油中H2S溶解量可以根据气液平衡的原理进行测算。将含硫伴生气和原油进行平衡闪蒸计算，得出在温度 70℃、压力 400kPa条件下，原油中H2S含量为2046mg/kg，常压条件下为1107mg/kg(以下计算以此为基础进行)。
举例：塔河油田12区 我顶！！！ 学习一下 感谢！ 很好，哈哈 感觉不错，谢谢分享 谢谢 继续共享 学一下 下载了看看。 谢谢楼主了 四大名补呀