基于真空立體閃蒸技術的海上油田老化油處理系統(tǒng)的設計與試驗

龔玉林, 劉建華

(1.南海西部石油油田服務(深圳)有限公司裝備維修中心，廣東 深圳 518000； 2. 南海西部石油油田服務(深圳)有限公司技術服務中心，廣東 深圳 518000)

海上油田老化油是指在海上平臺開采、FPSO(Floating Production Storage and Offloading，浮式生產(chǎn)儲卸油裝置)生產(chǎn)和處理過程中形成的乳化狀態(tài)嚴重且含水率較高的原油乳狀液[1]。老化油的狀態(tài)穩(wěn)定，現(xiàn)有原油處理系統(tǒng)很難或無法處理。

據(jù)統(tǒng)計，我國油田與煉油廠每年都產(chǎn)生大量的老化油，僅油田每年就產(chǎn)生不少于幾百萬t的老化油，例如大慶油田2014年的老化油產(chǎn)量達42萬t[1]，塔河油田2012年累計產(chǎn)生老化油25萬t[2]。即便單個聯(lián)合站的老化油產(chǎn)生量也非常大，例如大慶某聯(lián)合站脫水系統(tǒng)回收輸油崗污水沉降罐中的老化油和污水處理站沉降罐中的老化油，平均每周收油1次，每次收油50 m3，合計年產(chǎn)生2 570 m3老化油[3]。因此，陸地油田和煉油廠對于老化油處理具有非常大的需求，而且是每年都有的持續(xù)性需求。

隨著我國海洋石油開發(fā)事業(yè)的迅猛發(fā)展，在渤海、南海地區(qū)部分早期投產(chǎn)的海上油田逐步進入開采后期，老化油的問題也日益突出，例如渤海蓬勃作業(yè)區(qū)某油田2004年投產(chǎn)，每天產(chǎn)生約50 m3老化油[4]，又如渤海某油田FPSO有老化油近11萬m3，占據(jù)5個艙室，綜合含水20%～40%[5]。

本文中的老化油處理試驗對象為南海流花油田的老化油。流花油田是一個生物礁地層圈閉—塊狀底水油藏，老化油的年累積量達到了6萬桶。流花油田的老化油性質(zhì)如表1所示。

表1 流花油田老化油油樣性質(zhì)

由表1可知，流花油田老化油含水率較高，體積分數(shù)達到了34.58%，樹脂、瀝青質(zhì)等高黏度物質(zhì)含量較高，鹽含量也較高，這也都導致傳統(tǒng)的脫水處理工藝效果不佳，亟待設計一套能夠?qū)⒑拭摮?.5%以下的適合于海上FPSO現(xiàn)場使用的老化油脫水處理系統(tǒng)。

同時，所設計的系統(tǒng)需要具有普適性、安全性、簡便性和低成本運營的特點，能夠解決大部分海上油田開采后期存在的高含水率老化油脫水處理難度大、無法滿足外輸要求的問題。

1 老化油處理技術現(xiàn)狀

海上油田老化原油的及時回收與高效處理，對于提高原油產(chǎn)量、減少老化油占用艙室空間、降低FPSO生產(chǎn)系統(tǒng)壓力等問題，具有非常重要的意義。

當老化油的數(shù)量較少，所占的比例較低時，通常采用回摻處理的方式；當老化油數(shù)量逐漸增多時，處理方式改為集中間歇式處理；在老化油的含量非常多的時候，就需要進行不間斷處理，即連續(xù)處理方式[6]。目前海上油田和FPSO的老化油大多數(shù)處于日常產(chǎn)生量不大、集中暫存于艙室的處理模式。因此，本文主要針對集中間歇式處理需求進行系統(tǒng)設計和試驗。

目前國內(nèi)對老化油的處理技術主要是通過化學藥劑調(diào)質(zhì)、物理沉降、膜設備過濾或機械離心等手段進行預處理，然后回摻至原油系統(tǒng)外輸。

受到海上平臺、FPSO等海上設施空間、載重、時間等各方面因素的影響，相比陸地油田的老化油處理，海上油田老化油處理對設備的體積、重量、脫水效率、成本、運維方式等都提出了更高的要求。

老化油屬于一種乳化油污水混合物，艦船上的傳統(tǒng)處理方法包括膜分離法、吸附法、強制過濾法等方法[7]。FPSO上的現(xiàn)行常用處理工藝包括三相分離器脫水和電脫水器脫水[8]，也有的附加采用熱水沖洗法和加熱沉降法[9]。馬方義等主要針對渤海蓬萊作業(yè)區(qū)老化原油采用化學法脫水的工藝和方案進行深入研究[10]，但是藥劑的針對性和沉降時間過長不太適合在海上油田的推廣應用。李瑋健等針對南海流花11-1油田的老化油進行了高頻/高壓脈沖交流電場下的破乳脫水實驗研究[11]，但由于裝備成本和操作復雜性的問題，尚未推廣使用。翟東等提出了由多個物理處理技術聯(lián)合的海上油田老化油處理方案，將高頻電磁場技術、脈沖破乳技術、高頻電場聚結技術等組合應用[12]。張海周等針對南海流花油田的老化油樣品進行了真空薄膜脫水試驗研究，效果良好[13]。

綜上所述，目前已有的老化原油處理技術都需要藥劑、電場或超聲波等外部因素的介入，這就導致不同的老化原油必然需要選擇不同的外部輔助手段，換言之，上述技術都不具備通用性，局限性較大，而且處理效果無法保證，處理精度無法控制，處理設備的體積大、處理時間長，也不適合FPSO和海上平臺應用。而已有研究中，針對海上油田的老化油處理，普遍推薦的都是采用物理法進行脫水。

為此，本文提出一種適應性強、不需要外部輔助手段、重量輕、體積小、操作簡便、成本低廉的工藝方案，即基于真空立體閃蒸技術的海上油田老化油處理系統(tǒng)，并開展具體的系統(tǒng)設計與樣機試驗，通過對海上油田老化油樣品的處理效果驗證新工藝的可行析和普適性，用以確定其在海上油田各個平臺和FPSO上的推廣價值。

2 系統(tǒng)設計

由于海上油田老化油的處理要求中主要是滿足原油含水率低于0.5%這一項指標，而不用考慮老化油中的膠質(zhì)、固體雜質(zhì)、藥劑殘留等其他成分的脫除問題，因此系統(tǒng)設計的核心就歸結到脫除水分這一核心要點上來。顯然，物理蒸發(fā)的方式最為直接、有效。

基于真空立體閃蒸技術的海上油田老化油處理系統(tǒng)主要是利用真空狀態(tài)下油氣兩相界面上發(fā)生水分蒸發(fā)的原理，采用真空閃蒸、三維蒸發(fā)技術實現(xiàn)真空脫水脫氣，即油中的水分在真空狀態(tài)下瞬間由液態(tài)變成氣態(tài)被真空抽氣系統(tǒng)抽出，達到將老化油含水率處理至合格外輸水平即含水率低于0.5%的目的。

真空立體閃蒸老化油處理技術不是使用傳統(tǒng)的噴淋法(微小油滴在真空容器中灑落，做落體運動)而是通過專用膜化填料(比表面大的多層疊紋薄元件形成的脫水脫氣組件)將老化油薄膜化，在通過此組件時能在有限的時間及體積內(nèi)充分攤薄，使油中的水分和氣體最大限度地暴露出來，以達到瞬間使水分由液態(tài)變成氣態(tài)被抽出，從而去除油中水分和氣體之目的，使脫水脫氣的效率得到極大提高。

基于上述設計思路，整體工藝流程圖設計如圖1所示。

圖1 真空立體閃蒸老化油處理系統(tǒng)工藝流程圖

根據(jù)上述工藝流程圖：老化油通過FPSO上存放老化油艙室中的潛油泵送入真空立體閃蒸塔，達到一定液位以后停止泵送；在循環(huán)油泵的抽吸作用下開始內(nèi)部循環(huán)，首先進入電加熱器加熱，然后在專用噴頭的霧化作用下，噴淋到專用膜化填料上，形成很薄的油膜逐漸向下運動；在油膜下沉的過程中，由于閃蒸塔內(nèi)處于真空狀態(tài)，加熱到80度的油膜中的水分開始蒸發(fā)，并由真空系統(tǒng)抽走，實現(xiàn)老化油高效蒸發(fā)脫水；當老化油沉入閃蒸塔的底部后，在油泵抽吸的作用下，再次進入加熱—閃蒸—脫水的循環(huán)。如此循環(huán)往復直至監(jiān)測到原油含水率低于0.5%后，輸油泵將除去水、氣體的合格原油外送。

裝置蒸發(fā)出的水蒸氣、H2S以及低沸點烴類物質(zhì)等氣體所形成的混合氣體進入強風冷凝子系統(tǒng)，冷卻后的水進入排水裝置被排出，不凝氣體經(jīng)真空系統(tǒng)被排出，進入硫化氫吸附裝置(若在FPSO上使用，可以直接送入火炬塔系統(tǒng)處理，不需要額外新增設備)。

3 主要設備參數(shù)設計及選型

3.1 油液輸送子系統(tǒng)

由于FPSO上的老化油通常存儲在艙室中，因此油液通常由艙室中的潛油泵輸送進入，根據(jù)液位自動控制開關。系統(tǒng)自帶的油液輸送系統(tǒng)主要是用于實現(xiàn)油液在系統(tǒng)內(nèi)部的循環(huán)?？紤]到油液中油為主，水量逐步減少，而且油中膠質(zhì)、黏性物質(zhì)較多，因此選用齒輪泵作為輸送泵，并結合液位監(jiān)測、含水率監(jiān)測以及超載保護等控制裝置實現(xiàn)自動控制和安全運行。

3.2 加熱子系統(tǒng)

加熱器選用U形管設計，升溫快、加熱均勻。保證油液在加熱過程中不會局部過熱。同時，加熱器放置于圓柱加熱罐內(nèi)，與四周間隔10 cm，因此不會出現(xiàn)油溫過高造成加熱罐表面油漆損壞。

配置自動恒溫控制裝置，油溫可在20～90 ℃范圍內(nèi)隨意調(diào)節(jié)，當油溫達到設定溫度時，加熱器自動停止加熱。

加熱子系統(tǒng)與真空立體閃蒸子系統(tǒng)、油液輸送子系統(tǒng)之間聯(lián)鎖控制，避免加熱器無油干燒。

3.3 真空立體閃蒸子系統(tǒng)

由真空立體閃蒸塔、半圓弧噴霧器、老化油膜化填料、液位控制系統(tǒng)等組成。

半圓弧噴霧器主要是讓油液迅速霧化，使淋液點分布密度、均勻性達到最佳值，消除了因氣液分布不均勻而造成塔截面各部分的氣液兩相各自的濃度差，迅速脫除油中的氣體，處理后油中含氣量≤0.1%。

老化油膜化填料選用一種金屬材質(zhì)的帶孔板的波紋型填料，適合于增強液體均布和填料濕潤性能，將老化油膜充分平鋪，提高脫水蒸發(fā)效率。

為了調(diào)節(jié)閃蒸塔內(nèi)的真空度，系統(tǒng)自動調(diào)節(jié)滲氣口的閥門開度，使得閃蒸塔內(nèi)的真空度在-0.06～-0.07 MPa之間波動?？紤]到老化油可燃可爆的特性，在FPSO上使用時，該滲氣口需接入惰性氣體。該惰性氣體可以從FPSO上已有的惰氣艙獲得，不需要額外增加設備。

3.4 強風冷凝子系統(tǒng)

真空抽出熱蒸汽通過強風冷凝器進行冷卻液化?？紤]到老化油含水率較高，冷凝子系統(tǒng)增加了散熱面積，使從真空立體閃蒸塔分離出來的水蒸氣快速冷凝成水，存于集水箱排出機外。

3.5 老化油含水率在線監(jiān)測子系統(tǒng)

為了更好地觀察真空立體閃蒸老化油脫水裝置在不同實驗參數(shù)下的脫水效率和效果，同時也作為控制老化油進出脫水系統(tǒng)的監(jiān)測閥值，必須配置老化油含水率的在線監(jiān)測子系統(tǒng)，對老化油中的含水率進行在線監(jiān)測。本系統(tǒng)中通過水分活性監(jiān)測來實現(xiàn)老化油含水率的監(jiān)測分析。該子系統(tǒng)由緊湊型油中微量水分變送器和智能數(shù)據(jù)記錄儀組成，可以實現(xiàn)0～1%水分活性的在線監(jiān)測，并且每10 s采集一次數(shù)據(jù)，確保監(jiān)測的及時性和準確性。所有監(jiān)測數(shù)據(jù)還可以通過DTU(Data terminal unit，數(shù)據(jù)傳輸單元)遠傳到后臺系統(tǒng)，便于將來遠程監(jiān)測。

3.6 H2S吸附子系統(tǒng)

考慮到老化油加熱閃蒸過程中，從真空泵排除的氣體必將帶出大量H2S氣體，不僅氣味難聞，對人體健康存在較大傷害，對周邊環(huán)境的影響也較大，因此必須進行吸附處理。

H2S吸附子系統(tǒng)主要由噴淋塔、過濾器、噴淋頭、下滴器、收集室等部件組成。H2S氣體進入噴淋塔以后，與NaOH漿液進行反應，生成H2O和NaSO4。同時，考慮到氣體通過噴淋塔時壓力不足，無法實現(xiàn)氣體與填料的充分接觸，在噴淋塔的出口需要加裝風機，實現(xiàn)H2S的有效脫除。

3.7 柔性可拆卸式外保溫組件

在老化油處理過程中，每個單次霧化—膜化—閃蒸脫水—沉降之后，老化油的溫度將下降10 ℃左右，這不僅會增加循環(huán)加熱的能耗，也會降低蒸發(fā)脫水效率。同時，考慮到加熱罐和真空立體閃蒸罐的外表面可能高達85～90 ℃，直接接觸會造成人員傷害。因此從提高處理效率和保護操作人員的雙重角度出發(fā)，需要在加熱罐、真空立體閃蒸罐以及熱循環(huán)管路的上增加保溫層。

由于設備需要不斷試驗改進，因此保溫層采用定制化可拆卸式的柔性保溫材料。柔性可拆卸保溫系統(tǒng)，適用于一些不易維修的異形部件，例如：法蘭、閥門、泵體、管配件等，達到良好的保溫隔熱效果。本次設計中，選用PTFE(Polytetrafluoro-Ethylene，聚四氟乙烯) 柔性可拆卸式保溫組件，具有絕緣、抗張強度高、不易老化特點，具有防水、防油以及防火性能，還具有良好的保溫性能，可以儲蓄80%的熱量，降噪、隔熱，提高工作場所的舒適度。

4 基于真空立體閃蒸技術的海上油田老化油處理系統(tǒng)樣機試驗結果

以南海流花作業(yè)區(qū)海洋石油112FPSO上的老化油樣品，真空立體閃蒸老化油處理樣機進行了實際處理試驗，試驗樣機實物圖見圖2。其主要目的是根據(jù)前期工藝原理研究階段確定的工藝線路，確定成套試驗裝置的可用性，確定是否能夠通過一定時間的處理達到含水率下降到0.5%以下的目標。

圖2 真空立體閃蒸老化油處理系統(tǒng)試驗樣機

4.1 處理前老化油樣品含水率檢測

在進行樣機處理試驗之前對老化原油樣品進行了抽樣含水率化驗。每次取樣250 mL，采用蒸餾法進行檢測，各批次樣品的含水率數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 老化油樣品抽樣含水率檢測結果

4.2 處理后老化油樣品含水率檢測

在經(jīng)過真空立體閃蒸老化油處理系統(tǒng)試驗樣機分批次對老化油樣品進行脫水處理之后，對處理后的老化油樣品進行了含水率化驗，每次取樣250 mL，采用蒸餾法進行檢測，各批次樣品的含水率數(shù)據(jù)如表3所示。

表3 老化油樣品分批次處理后含水率檢測結果

4.3 處理前后老化原油含水率測試數(shù)據(jù)對比

如圖3所示，通過處理前后的老化原油含水率測試數(shù)據(jù)對比可以看出，真空立體閃蒸老化油處理系統(tǒng)試驗樣機的處理效果良好，脫水效果明顯，完全可以達到含水率0.5%以下的合格外輸原油含水率要求。

圖3 老化油樣品脫水處理前后含水率對比

4.4 單次完整的老化油處理流程含水率測試數(shù)據(jù)對比

取80 L老化油樣品，在80 ℃，-0.06 MPa真空度下進行一次完整的脫水流程試驗，每15 min取一次油液樣品，并完整記錄各個時間段的樣本數(shù)據(jù)，匯總表如下：

表4 單次完整的老化油處理過程含水率分析

根據(jù)表4記錄可知，處理到90 min的時候，老化原油的含水率已經(jīng)下降到0.5%以下，符合外輸原油含水率要求，變成合格油品。

根據(jù)圖4可以看出，現(xiàn)場在線式原油含水在線監(jiān)測儀的記錄數(shù)據(jù)總體處理趨勢較為平穩(wěn)，含水率逐步降低。當含水率下降至1%以下時，水分活度監(jiān)測值也同步開始發(fā)生變化，并且變化趨勢與含水率的下降趨勢一致，監(jiān)測精度較高，與原油含水率具有一定的對應關系，因此可以將水分活度監(jiān)測值作為控制油液進出老化油處理裝置的參考閥值。

圖4 單次完整的老化油處理過程水分活度在線監(jiān)測圖

綜合上述樣機試驗的結果可以看出，基于真空立體閃蒸技術的海上油田老化油處理工藝屬于純物理脫水，與老化原油的產(chǎn)生途徑、來源油田沒有相關性，即具有通用性，可以適用于各種類型的老化原油。同時該工藝無需化學藥劑，不需要物理沉降等任何預處理措施，可以直接進行脫水處理，處理效率非常高，所需要的設備也非常少，占地少、重量輕。特別是無需添加化學藥劑的特性，保證了該設備的普遍適用性，在海上油田老化油處理方面，與傳統(tǒng)的處理工藝相比具有非常突出的優(yōu)勢。

當然，采取純物理脫水的方式處理老化油雖然脫水效果非常好，但是也存在脫水時間較長以及無法脫除老化油中的膠質(zhì)或固體雜質(zhì)等方面的不足，較為適合產(chǎn)生量不大(低于200 t/d)、不需要脫除膠質(zhì)或固體雜質(zhì)的海上平臺或FPSO上的老化油處理。對于每天產(chǎn)生大量老化油的陸地油田處理需求，基于真空立體閃蒸技術適合于做梯級脫水的最后一步，即深度脫水處理。

此外，從設備的工藝特點來看，除了需要用電，還需要在真空閃蒸塔接入惰性氣體，需要對排放出的含H2S氣體進行處理。這些要求在海上平臺或FPSO上都可以通過直接使用海上的現(xiàn)有裝備滿足，但是如果該設備在陸地油田使用，需要額外投資建設配套工程，將進一步提高初始投資和運營成本。

5 結論

(1)基于真空立體閃蒸技術的海上油田老化油處理系統(tǒng)工藝較為合理，試驗樣機對老化油處理效果良好，可以將老化油含水率脫除至0.5%以下，達到外輸原油標準。

(2)試驗樣機結構緊湊、效率高，操作簡便，不需要添加藥劑，也沒有沉降預處理，特別適合FPSO和海上平臺等海上設施的老化油現(xiàn)場處理要求，能夠有效解決日益凸顯的老化油處理難題，值得推廣應用。

(3)對于每天產(chǎn)生大量老化油的陸地油田，本文所提出的系統(tǒng)由于耗時長、無法脫固等問題不太適合單獨應用，可用于最后一步深度脫水處理。

(4)研究過程中發(fā)現(xiàn)單級真空立體閃蒸系統(tǒng)的處理效率還可以進一步提高，在后續(xù)研究工作中引入雙級甚至多級真空立體閃蒸處理工藝，提高老化油脫水效率。