提高三相分离器油水分离效果

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1、第一采油厂2010年度QC小组成果提高三相分离器油水分离效果小组名称：集输生产QC小组发布人： 单位：第一采油厂XX集输大队2010年11月25日提高三相分离器油水分离效果前言随着我国油田相继进入中、后期开采阶段，注水强驱技术逐步在各油田大规模推广应用，并取得了巨大的经济和社会效益。该技术的广泛应用，在采收率提高的同时，也伴随着地面采出液液量增大，含水不断升高。大量的高含水采出液给油田地面生产带来了一系列问题，比如:加大了集输管线负荷;原油脱水系统不断改造、扩建等。其中，突出的是原油脱水，许多油田采用二段或三段，甚至有采用四段流程进行脱水。传统的脱水工艺，不仅流程复杂、工程建设投资高，而且运行

2、能耗大，同时由于这种多段流程，自动化水平低，也给油田的安全生产带来了难题。因此各油田为降低成本，节约能耗，提高竞争力，对研制新型高效、节能原油脱水、脱气设备，采用新工艺、新技术日益重视起来。一、小组概况表1：QC小组成员一览表序号姓名性别年龄职称文化程度组内职务1234567图1：QC小组概况二、选题理由1、三相分离器的使用是油田进入中、后期开发阶段的需求；2、XX集输队三相分离器油水分离效果不太理想，站内集输系统正常运行的需求；3、三相分离器为XX集输队生产运行的重要保障，处理的液量占全站来液的45%以上。三、现状调查XX集输队三相分离器建于2006年底，型号为HXS3.012.40.6Y，

3、主要用于处理XX作业区长2地层来油。1、三相分离器工作原理HXS型三相分离器的结构如图2所示，油气水混合物由入口进入一级捕雾器，首先将大部分的气体分离出来，通过气体导管进入二级捕雾器，与从设备内分离出的气体一起流出设备。在此设有旋液分离装置，同时对油水进行预分离，预分离后的液体则通过落液管流入液体流型自动调整装置，对流型进行整理，在此过程中，作为分散相的油滴进行破乳、聚结，而后随油水混合物进入分离流场，在流场中设置有稳流和聚结装置，为油水液滴提供稳定的流场条件，实现油水的高效聚结分离。分离后的原油通过隔板流入油腔，而分离后的污水则经过污水抑制装置重新分离，含油量进一步降低，通过导管进入水腔，从

4、而完成油水分离过程。一级捕雾器器聚结元件二级捕雾器器整流元件0污水抑制装置液体流型自动调整装置图2：三相分离器结构原理2、现场工艺流程图3：三相分离器现场工艺流程3、三相分离器设计参数与运行参数对比表2：三相分离器设计参数与运行参数对比表项目设计参数运行参数稳定处理液量70m3/h(1680m3/d)40m3/h(960m3/d)处理气量30000Nm3/d600Nm3/d脱水温度4532运行压力0.1-0.25MPa0.1-0.25MPa处理后原油含水0.5%2%处理后污水含油300mg/l200mg/l与设计参数相比，脱水温度的实际运行参数低了10，处理后原油含水的实际运行参数高出了1.5

5、%，处理后污水含油的实际运行参数低了100mg/l。虽然污水含油要低于设计参数，但根据现场运行实际情况，污水含油还可以再降。四、设定目标根据调查现状，结合目前实际，针对影响三相分离器油水分离效果各项因素，在现场采取各种措施，确定本次活动的目标：处理后原油含水：0.5%，处理后污水含油：150mg/l。相比运行现状，目标设定值中处理后原油最高含水下降75%，处理后污水最高含油下降25%。图4：活动目标图五、原因分析针对如何提高三相分离器油水分离效果的问题，小组成员进行了多次现场调查，并运用“头脑风暴法”进行分析，从人员、设备、工艺、物料、环境等五个方面对其产生因素进行分析，并绘制因果图：图3：因

6、果分析图六、确定主要原因首先排除不可抗拒因素：天气变化的影响、来液含水高、来液不稳，对剩余末端因素进行逐一确认。表3：要因确认计划表序号末端因素确认内容确定方法确认标准负责人完成时间1操作者经验不足操作者经验现场调查流程及结构原理掌握全面、实际操作熟练、经验丰富孙涛2010.052操作者资历不够操作者资历现场调查操作人员有两证程红伟2010.053破乳剂配伍性差破乳剂的配伍性做对比试验同等条件下不同型号的破乳剂脱水率大者配伍性佳王宁2010.084三相分离器运行管理办法未执行到位三相分离器运行管理办法是否执行到位现场调查严格按三相分离器运行管理办法执行郑为2010.065破乳剂加药量不足破乳剂

7、添加浓度做对比试验通过试验找出破乳剂的最佳添加浓度孙涛2010.056运行压力未受控三相分离器运行压力现场调查设计运行压力：0.1-0.25MPa赵鑫辉2010.067来液温度过低来液温度做对比试验通过试验找出最佳运行温度郑为2010.058油水室液位未受控油水室液位现场调查水室、油室液位：20-120cm李红2010.079油水界面未受控油水界面如何现场实验同等条件下能取得最佳油水分离效果的油水界面位置孙涛2010.0710设备不能满足生产需求设备能否生产需求现场调查设备在长庆油田的使用性能佳王宁2010.0511设备保养计划未落实到位设备是否按时检修现场调查近两内进行过检修尚立光2010.

8、05确认一：操作者经验不足HXS型三相分离器在XX集输队投用已达4年之久，在多年的现场操作及培训学习中，计量外输岗在岗员工对三相分离器的结构原理及运行过程中需重点监控参数都有明确的认知。结论一：操作者经验不足不是主要原因。确认二：操作者资历不够计量外输岗共有员工10人，经查实：10人均有合格的两证（集输工技能证书及压力容器操作证），均受过良好的培训，其中：高级工1人，技师1人，中级工8人。结论二：操作人员资历不够不是主要原因确认三：破乳剂配伍性差根据现场实际及三相分离器的设计参数，确定破乳剂试验的两个定量：1、破乳时间为120min；2、破乳温度为45。选用三种不同型号的破乳剂做试验，不同浓度

9、下的脱水率如下表：浓度（ppm）表4：破乳剂配伍性试验表型号8090100110120130YT-10075%80%93%95%95%95%HQ96150%60%72%73%73%75%SP16940%50%60%60%60%60%由上表可见，YT-100型破乳剂对XX区长2地层原油破乳效果较好，而XX集输队所选破乳剂型号正为：YT-100型。结论三：破乳剂配伍性差不是主要原因。确认四：三相分离器运行管理办法未执行到位通过跟踪检查，操作层员工能够严格按照三相分离器运行管理办法执行，QC小组人员也对三相分离器运行记录进行查看，记录中有相关操作记录。结论四：三相分离器运行管理办法未执行到位不是主要

10、原因。确认五：破乳剂加药量不足3-5月份，破乳剂加药量为120Kg/d，平均加药浓度为120ppm以上，据图4所示，在三相分离器的设计参数满足情况下，破乳剂浓度达120ppm时，原油脱水率达95%以上。脱水率% 破乳剂浓度ppm图4：脱水率与加药浓度的关系图结论五：破乳剂加药量不足不是主要原因。确认六：运行压力未受控通过出气自力式压力调节阀和补气自力式压力调节阀控制，三相分离器的运行压力始终维持在0.1-0.25Mpa，正为三相分离器设计压力操作范围。结论六：运行压力未受控不是主要原因。确认七：来液温度过低脱水率%温度图4：脱水率与温度的关系图由图4可见，沉降时间120 min,加药浓度120

11、 ppm,随着温度的升高,脱水率逐渐升高,温度在40-50之间,随着温度升高,脱水率增幅较大,温度超过50以后,随着温度的升高,脱水率变化不敏感。然而实际运行过程中，三相分离器的进液温度仅为：35-40，由于现场条件的限制，进液温度很难提升。结论七：来液温度过低是主要原因。确认八：油水室液位未受控三相分离器油水室液位控制是通过机械式浮子液位调节阀来实现的，自动化程度相对比较高，虽然机械式浮子液位调节阀存在下死点容易卡死的现象，以下两点也充分保证了油水室液位的受控：1、在调节机械式浮子液位调节阀时，安装人员在下死点留有了一定的间隙。2、计量岗当班员工每两小时会对三相分离器运行状况进行检查，如遇调

12、节阀卡死现象，会及时活动调节阀，使调节阀恢复正常工作。结论八：油水室液位未受控不是主要原因。确认九：油水界面未受控根据水力学原理，近似有下式：1h1+1h22h3式中：1、2油、水密度;h1油层高度;h2水层高度，即界面高度;h3导水管高度。根据上式，界面高度h2转化成了导水管高度h3。根据现场实际，导水管高度可调节型的，当原油物性或来液组成发生变化时，只需通过调节导水管高度h3就可实现对界面高度h2的控制。三相分离器投运初期，三相分离器的油水界面经过厂家人员长时间跟踪调试，已调整到最佳高度。而近年长2地层来液物性及组织成分也未有太多变化，故油水界面无需调整。结论九：油水界面未受控不是主要原因

13、。确认十：设备不能满足生产需求HXS型油气水三相分离器在模拟流场的基础上，采用了流型自动调整装置、污水抑制装置等高效分离元件。通过优化设备内部结构、流场动态调整，使油气水达到高效分离的目的。现场应用效果表明，HXS型油气水三相分离器具有较好的使用性能，故障率相对较低，打破了传统的溢流沉降罐脱水模式，创新了集输系统脱水的新模式，为长庆油田简化地面工艺流程打下了坚实的基础。结论十：油设备不能满足生产需求不是主要原因。确认十一：设备检修计划未落实到位三相分离器运行四年以来，一直连续工作，从未进行过停运检修，水室出口管线连设备短节处已有轻微渗水现象，内部肯定腐蚀严重。结论十一：设备检修计划未落实到位是

14、主要原因。七、制定对策我们小组经过多方论证，针对已确定的两个要因，制定出相应的对策和措施。表5： 对策措施表序号要因对策目标措施负责人日期1来液温度过低利能站内热网改造之际，提升三相分离器进液换热器的换热效果实现三相分离器的进液温度达到40以上更换换热器，更换热源尚立光2010.08-092设备检修计划未落实到位组织检修设备恢复设备新投用时的性能停用设备，安排技术人员进罐检查，制定维护方案并实施尚立光2010.05八、对策实施对策一:针对三相分离器来液温度过低，进而造成三相分离器的实际运行温度远远低于设计温度的现状，活动小组通过现场调查分析，总结出以下两方面原因：1、现场浮头式换热器使用年限长

15、达10年之久，管程长年通行毛油，内部腐蚀阻塞严重，运行过程中，为保证换热器进出口压差处于正常范围，操作人员不得不打开部分旁通。 2、壳程热源为稳定换热器组净化油，温度较低（50-60），对毛油温度的提升能力非常有限。现场流程如图5：图5：三相分离器进液加热流程（采取措施前）针对以上两方面原因，我小组采取了以下措施：1、更换原三相分离器进液加热换热器；2、更换壳程热源，采用真空相变加热炉提供的热水直接供热。采取措施后的现场流程图如图6：图6：三相分离器进液加热流程（采取措施后）改造后，三相分离器的运行温度提升明显。表6：09、10两年10月份三相分离器运行温度对比表（）日期09年10年日期09年

16、10年10.1334110.17354610.2324410.18344710.3344510.19354810.4354510.20344610.5364610.21354510.6334710.22364710.7344410.23334510.8364310.24334610.9334510.25344510.10324510.26354610.11354410.27354810.12364610.28354510.13344410.29344510.14344310.30344310.15364210.31354610.163743对策二:技术人员在对三相分离器进行维修前检查过程中，发

17、现以下问题：1、水室水出口管线处腐蚀严重，出现漏水现象，水室罐壁腐蚀严重；2、导水管周围罐底处出现数处穿孔；3、沉降室及进室底部油泥堆积严重；4、液体流型自动调整装置、整流元件、聚结元件、污水抑制装置表面及内部附着大量油泥。图7：现场照片针对上述检查出的问题，我小组提出了以下维护措施：1、对三相分离器内蚀穿孔处进行补焊，并对腐蚀严重的地方进行喷砂玻璃钢防腐；2、对罐内各反应室及内部构件进行彻底的除油泥清理工作。九、效果检查1.三相分离器运行温度能够保持在40-50，满足了三相分离器的设计温度；2、三相分离器运行温度地提升，降低了原油的粘度，更有利于油水分离；3、活动后，在破乳剂浓度减少的情况下

18、，处理后原油含水小于0.3%，处理后污水含油小于130ppm，满足了目标设定值。十、巩固措施为了进一步巩固QC小组取得的成果，我们制定了以下措施：1、严密监控三相分离器的进液温度在45-60之间，并将此监控项添入岗位生产运行动态表及岗位巡回检查卡中；2、今后严格执行三相分离器检修计划，定期维护三相分离器内部以及外部附件，减少设备本身对油水分离效果的影响；3、保持已经取得效果的基础上，继续就如何提高三相分离器油水分离效果展开思考讨论；4、继续坚持质量管理教育，提高QC小组的活动水平。十一、总结及下一步打算我们小组经过PDCA循环，收到了显著的效果，达到了预期的目标，设计人员开阔了设计思路，在不断的发现问题解决问题的过程中，我们的业务水平得到了提高。通过本次活动，也提高了大家的质量意识和协作精神。但是，三相分离器大规模地应用于集输系统作为油田开发中后期的一个大趋势，怎么样提高三相分离器油水分离效果的将会是一个长远的课题。我们QC小组成员将继续努力，攻克难题，使我们对策能更好地服务于生产。15