电脱水器在吉林油田的发展与应用

电脱水器结构由最初的平挂网状电极板电脱水器发展到20世纪90年代中期的钢筋电极电脱水器,再发展到目前的竖挂电极板电脱水器,电脱水器在吉林油田应用了三十多年.传统的平挂网状电极板脱水装置为平挂的三到四层不等间距的电极板,经过长期运行极板容易变形,在网格处结垢和挂腊严重,导致原油处理效果不好,脱水效率低.竖挂电极电脱水器特点是处理量大,油品适应性强,使用寿命长,自动化程度高,供电方式可直接转换.     

原油电脱水器电极板的新结构

华北油田的电脱水，通常采用三层电极板结构形式。电极板的结构形式直接影响电脱水器的正常工作。传统设计电极板时只通过调整层数与层间的距离来达到电场强度的分配。对电脱水器的核心部分电极板的结构进行改造，将传统的电极板网孔状结构改为条形结构。经定性分析，改造后的新极板各项指标均有明显的提高，从而提高了电脱水器的工作性能，在实际运行中效果明显；提高了原油的生产效率，降低了原油的生产成本，节约了电脱水器的维修     

聚驱采出液电脱水技术

采油三厂聚北十三联合站是第1座为处理聚合物驱采出液而建的联合站,该站采用单独处理工艺流程,设计规模为5206t/d。一期工程建有4×16m平挂电极复合电脱水器3台,经过几年的现场试验、摸索、改造和研究,经历了由平挂改为竖挂,由交流改为直流运行的过程,使聚合物驱采出液电脱水技术基本成熟。电脱水是处理采出原油净化处理的一个重要环节。当一段脱后原油含水满足竖挂电脱水器的进液要求时,竖挂电脱水器比较适合于聚合物驱采出液的处理,并且直流供电方式优于交流供电方式。     

接地电极在稠油电脱水器中的应用

稳定的油水界面是保证电脱水器的预脱水和深度脱水的关键,而稠油在电脱水器中很难形成稳定的油水界面。为解决这一难题,在油水界面处设置与直流电极板同样规格的电极板     

组合电极电脱水器

组合电极电脱水器采用平挂电极和竖挂电极相结合的组合电极结构,综合了平挂电极和竖挂电极的优点,具有运行平稳、脱水电流低的特点。单位处理量电耗测试结果表明:在设计处理量条件下,组合电极电脱水器的吨油耗电量比原平挂电极电脱水器降低了0.1 kW.h。组合电极电脱水器虽然是针对三元复合驱采出液开发的,但同样适应于常规水驱、聚驱等采出液的脱水处理。     

新型稠油电脱水器通过局级鉴定

1991年3月2日,辽河油田设计院研制的新型稠油电脱水器通过辽河石油管理局鉴定。新型稠油电脱水器的特点是,采取了强化原油预脱水的措施,使装置内的高强直流电场达到稳定;实现器外调节电极板间距,适应了稠油含水量变化幅度大的特点;在直流极板下方增设了接地电极,形成了预脱水的弱电场区,保证了上部高强电场的稳定;增设上层挡油板,改善油流分配状况;采用双列油流分配管和双列集水结构。     

含聚采出液电脱水处理实验研究

含聚采出液稳定性强、电脱水处理难度大。通过分析含聚采出液的特性,模拟现场流程建立了微型动态电脱试验装置,开展电脱水工艺优化研究。结果表明:电脱水器温度为110℃,压力为0.4 MPa,电脱停留时间30 min,在场强600～1 200 V/cm条件下,破乳剂加量250 mg/L,电脱后原油含水率≤1%,水中含油质量浓度≤750 mg/L,AC/DC电脱比AC电脱的脱水率高、功耗低。采用交直流电脱方式在脱后油中含水率、水中含油质量浓度、脱水率及电耗等方面均优于单一交流电脱方式;电极设置为垂挂式电极,强电场区的电场强度为1 000～1 200 V/cm,脱出原油含水率≤1%,电脱水效果好;含聚采出液含水率30%后,电脱水电场强度提升困难,进入二级电脱水器的含聚采出液含水率应≤30%。     

电脱过程电能损耗及金属电极板绝缘改造

电脱水器以其高效、快速等优点，被广泛使用于原油乳化液的脱水处理。电场强度是原油电脱水过程中最重要的物理参数。目前，采用的金属电极性，在电脱水过程中伴随着无效电损耗的产生，也使得电脱水器不适用于高含水原油的脱水处理。理论分析表明，金属极板绝缘后可以克服以上弊端。     

新型稠油电脱水器的适用性研究

利用COMSOL Multiphasics软件建立电场数值模拟模型,选定1.5mm厚的绝缘层及10mm间距的平板电极作为实验绝缘电极,利用带有该绝缘电极的新型电脱水器对胜利油田陈庄稠油进行了试验研究,并和常规电脱水器及重力沉降进行了对比,发现新型电脱水器不仅克服了常规电脱易击穿、垮电场的致命缺点,同时和常规电脱相比,在相同加电时间内,脱水后油中含水率能够降至2%以下的合格外输标准。     

平板绝缘电极静电聚结器脱水研究

随着原油重质化、劣质化,原油脱水变得更加困难,造成常规电脱水器的极板之间会产生电弧及短路、电脱水电流大,甚至造成变压器跳闸、烧毁现象发生.尝试采用氟塑料设计制造平板绝缘电极静电聚结器,并进行室内实验.通过分析实验结果,总结绝缘材料、电极结构和电场作用时间等因素对聚结效果的影响规律,评价该结构的静电聚结器及制作工艺的优缺点.实验结果表明,对含水特高的原油乳化液,该静电聚结器的脱水效果非常理想.对含水率为70％和80％的原油乳化液,脱水效率可达95％以上.     

调整电脱水器电极的层数和距离提高脱水效率

目前,原油脱水广泛采用热化学沉降、直流电-化学脱水的两段脱水工艺。通过现场试验和实践证明,把原设计的电脱水器的6层电极改为4层电极,调整电极距离,可取得提高电脱水器的处理量和降低电能消耗的良好效果。由于6层电极的底层,其电场强度是按0.5千伏/厘米设计的,而底层电极与油水界面之间的距离是350毫米,因而控制油水界面的难度较大。当油水界面稍微偏高,就会导致底层电极放电,这不但使原油电脱水器的耗电量增大,而且使脱水器的运行不稳定。     

电脱水器内电极层数设置数量的探讨

对电脱水器内乳化原油中水珠间吸引力进行计算后表明，靠增加电极层数，减少电极间距来提高电场强度，进而提高脱水效果的方法，不但没有作用，反而有害。原因是，水珠间的距离和水珠粒径对水珠间吸引力的影响远大于电场强度的影响。进而提出了应根据水电源装置的不同，采用两层或一层的建议。     

电脱水器处理聚合物驱采出液

通过对电脱水器的结构进行改进、工艺参数调整后 ,电脱水器能处理聚合物驱采出液。电脱水器在处理聚合物驱采出液时 ,要加强油水界面控制并对脱水供电设备进行技术改造 ,以提高和改善控制特性。     

电脱水器内电极层数设置数量的探讨

对电脱水器内乳化原油中水珠间吸引力进行计算后表明，靠增加电极层数、减少电极间距来提高电场强度，进而提高脱水效果的方法，不但没有作用，反而有害。原因是，水珠间的距离和水珠粒径对水珠间吸引力的影响远大于电场强度的影响。进而提出应根据脱水电源装置的不同，采用两层或一层的建议。     

电极结构及绝缘层对静电聚结器的影响

对原油进行电脱水处理是油田生产中极为重要的一个环节,然而现有电脱水设备已无法满足实际需要。本文对电场力作用下油水静电聚结分离进行系统深入地研究,详细分析了电极结构以及绝缘层对聚结效率的影响。并以此为基础,开发了紧凑型静电聚结器的室内试验系统和现场应用型静电聚结器。试验证明,其脱水效果和能耗都优于传统电脱水器,且运行稳定,具有较好的应用前景。研究成果对完善静电聚结机理及实际应用具有十分重要的意义。     

外围油田简化原油脱水工艺

简易电脱水器外壳与地连接,形成电脱水器的外电极,中间的钢管或平板电极作为电脱水器的内电极,在内外电极之间施以高压电场。当含水原油通过此电场时,在电场力的作用下,原油乳状液得以破乳,被电破乳后的含水原油进入沉降罐进行聚结沉降,使含水原油的脱水过程分两步进行,即含水原油先在简易电脱水器内进行短时间的电破乳,再进行沉降脱水,使脱后油含水在0．5％以内。这样不但减少了脱水设备的投资,同时简化了脱水工艺流程。     

原油电脱水器的设计和操作

壳牌石油公司在许多油田采用了电脱水器来脱除轻质、中质和重质原油中的水。经过室内小型试验和现场试验，验证了电脱水器的性能。试验表明：对于轻油（30°～35°API）来说，要使处理后的原油质量达到销售的指标，电脱水器的处理能力为200～300bbl／in2（极板面积）；类似地，对于重油（11°～14°API）来说，电脱水器的处理能力为10～20bbl／in2（极板面积）。采用这样的设计标准，就能减小设备体积和重量，从而节省投资，减少运作费用。     

对电脱水器进口含水要求的不同看法

一些有关油气集输的文献都认为,电脱水器的进口含水应控制在１５％～３０％为宜,含水过低,不利于电泳聚结和偶极聚结。笔者从事现场脱水管理工作１２年,实践证明这一理论至少不是普遍成立的。笔者管理的脱水工艺为电化学两段脱水,一段脱水为大罐沉降脱水,二段脱水为直流电脱水。１９８７年以前,电脱水器的进口含水较高,在２０％～２５％之间,电脱水器运行不正常,经常跳闸,常发生交不出合格油和重新回脱的现象。１９８７年,笔者对一段脱水工艺的缓冲罐进行了改造,提高了出油日,底部能够放水,使电脱水器的进口含水、加热炉耗气…     

海洋石油平台电脱水器结构与工况优化简析

电脱水器是通过直流或交流电(或两者的混合)所形成的电场强度使原油进一步脱水,使原油含水降到0.5%以下的高效净化油的电器设备,其脱水效果受温度、压力、原油性质及电场强度等影响。BZ2x-x油气田新增流程中电脱水器投运之初,测量两电极之间电阻偏大,电流偏小,出口含水不达标,无法达到正常的脱水效果。BZ2x-x油气田及厂家人员根据本平台流体性质合理调节电脱水器工况和改造内部结构,在2010年12月至2013年11月期间经过9次调试、改造,最终使电脱水器出口原油含水降至1%以下,达到理想效果。不仅降低了下游"xx号"FPSO流程的处理压力,更加降低了因含水较高造成海管腐蚀泄漏的风险,使BZ2x-x油气田顺利完成从井口平台到"处理枢纽型"平台的转型。     

第Ⅲ套常减压蒸馏装置电脱盐改造及运行效果

对中国石油化工股份有限公司广州分公司第Ⅲ套常减压蒸馏装置电脱盐加工原油性质、操作条件、运行效果进行了分析,分析结果表明:加工原油的劣质化、脱盐罐结构、操作温度、混合强度等均对电脱盐运行效果产生影响,其中一级脱盐罐的结构设计是关键因素之一。对一级高速电脱盐罐内构件进行了改造,电极板由水平式改为竖挂式后减小了极板间距提高了电场强度,且竖挂式电极板采用实心钢板以稳定电场空间;进油方式由电极板间油相进油改为从水相进油,提高了脱盐罐对原油的适应性,优化操作参数后,电脱盐设备运行稳定。在93%以上加工负荷率下改造后的电脱盐装置运行工况良好,脱后盐的质量浓度小于3 mg/L,水的质量分数小于0.1%,排水中油的质量浓度小于150 mg/L,脱盐脱水效果好,脱盐合格率高。