提高三相分離器油水分離效果Word版

1、第一采油廠2010年度QC小組成果提高三相分離器油水分離效果小組名稱：集輸生產(chǎn)QC小組發(fā)布人： 單位：第一采油廠XX集輸大隊2010年11月25日0 / 20提高三相分離器油水分離效果前言隨著我國油田相繼進(jìn)入中、后期開采階段，注水強驅(qū)技術(shù)逐步在各油田大規(guī)模推廣應(yīng)用，并取得了巨大的經(jīng)濟(jì)和社會效益。該技術(shù)的廣泛應(yīng)用，在采收率提高的同時，也伴隨著地面采出液液量增大，含水不斷升高。大量的高含水采出液給油田地面生產(chǎn)帶來了一系列問題，比如:加大了集輸管線負(fù)荷;原油脫水系統(tǒng)不斷改造、擴(kuò)建等。其中，突出的是原油脫水，許多油田采用二段或三段，甚至有采用四段流程進(jìn)行脫水。傳統(tǒng)的脫水工藝，不僅流程復(fù)雜、工程建設(shè)投資

2、高，而且運行能耗大，同時由于這種多段流程，自動化水平低，也給油田的安全生產(chǎn)帶來了難題。因此各油田為降低成本，節(jié)約能耗，提高競爭力，對研制新型高效、節(jié)能原油脫水、脫氣設(shè)備，采用新工藝、新技術(shù)日益重視起來。一、小組概況表1：QC小組成員一覽表序號姓名性別年齡職稱文化程度組內(nèi)職務(wù)1234567圖1：QC小組概況二、選題理由1、三相分離器的使用是油田進(jìn)入中、后期開發(fā)階段的需求；2、XX集輸隊三相分離器油水分離效果不太理想，站內(nèi)集輸系統(tǒng)正常運行的需求；3、三相分離器為XX集輸隊生產(chǎn)運行的重要保障，處理的液量占全站來液的45%以上。三、現(xiàn)狀調(diào)查XX集輸隊三相分離器建于2006年底，型號為HXS3.012.

3、40.6Y，主要用于處理XX作業(yè)區(qū)長2地層來油。1、三相分離器工作原理HXS型三相分離器的結(jié)構(gòu)如圖2所示，油氣水混合物由入口進(jìn)入一級捕霧器，首先將大部分的氣體分離出來，通過氣體導(dǎo)管進(jìn)入二級捕霧器，與從設(shè)備內(nèi)分離出的氣體一起流出設(shè)備。在此設(shè)有旋液分離裝置，同時對油水進(jìn)行預(yù)分離，預(yù)分離后的液體則通過落液管流入液體流型自動調(diào)整裝置，對流型進(jìn)行整理，在此過程中，作為分散相的油滴進(jìn)行破乳、聚結(jié)，而后隨油水混合物進(jìn)入分離流場，在流場中設(shè)置有穩(wěn)流和聚結(jié)裝置，為油水液滴提供穩(wěn)定的流場條件，實現(xiàn)油水的高效聚結(jié)分離。分離后的原油通過隔板流入油腔，而分離后的污水則經(jīng)過污水抑制裝置重新分離，含油量進(jìn)一步降低，通過導(dǎo)管

4、進(jìn)入水腔，從而完成油水分離過程。一級捕霧器器聚結(jié)元件二級捕霧器器整流元件0污水抑制裝置液體流型自動調(diào)整裝置圖2：三相分離器結(jié)構(gòu)原理2、現(xiàn)場工藝流程圖3：三相分離器現(xiàn)場工藝流程3、三相分離器設(shè)計參數(shù)與運行參數(shù)對比表2：三相分離器設(shè)計參數(shù)與運行參數(shù)對比表項目設(shè)計參數(shù)運行參數(shù)穩(wěn)定處理液量70m3/h(1680m3/d)40m3/h(960m3/d)處理氣量30000Nm3/d600Nm3/d脫水溫度4532運行壓力0.1-0.25MPa0.1-0.25MPa處理后原油含水0.5%2%處理后污水含油300mg/l200mg/l與設(shè)計參數(shù)相比，脫水溫度的實際運行參數(shù)低了10，處理后原油含水的實際運行參數(shù)

5、高出了1.5%，處理后污水含油的實際運行參數(shù)低了100mg/l。雖然污水含油要低于設(shè)計參數(shù)，但根據(jù)現(xiàn)場運行實際情況，污水含油還可以再降。四、設(shè)定目標(biāo)根據(jù)調(diào)查現(xiàn)狀，結(jié)合目前實際，針對影響三相分離器油水分離效果各項因素，在現(xiàn)場采取各種措施，確定本次活動的目標(biāo)：處理后原油含水：0.5%，處理后污水含油：150mg/l。相比運行現(xiàn)狀，目標(biāo)設(shè)定值中處理后原油最高含水下降75%，處理后污水最高含油下降25%。圖4：活動目標(biāo)圖五、原因分析針對如何提高三相分離器油水分離效果的問題，小組成員進(jìn)行了多次現(xiàn)場調(diào)查，并運用“頭腦風(fēng)暴法”進(jìn)行分析，從人員、設(shè)備、工藝、物料、環(huán)境等五個方面對其產(chǎn)生因素進(jìn)行分析，并繪制因果

6、圖：圖3：因果分析圖六、確定主要原因首先排除不可抗拒因素：天氣變化的影響、來液含水高、來液不穩(wěn)，對剩余末端因素進(jìn)行逐一確認(rèn)。表3：要因確認(rèn)計劃表序號末端因素確認(rèn)內(nèi)容確定方法確認(rèn)標(biāo)準(zhǔn)負(fù)責(zé)人完成時間1操作者經(jīng)驗不足操作者經(jīng)驗現(xiàn)場調(diào)查流程及結(jié)構(gòu)原理掌握全面、實際操作熟練、經(jīng)驗豐富孫濤2010.052操作者資歷不夠操作者資歷現(xiàn)場調(diào)查操作人員有兩證程紅偉2010.053破乳劑配伍性差破乳劑的配伍性做對比試驗同等條件下不同型號的破乳劑脫水率大者配伍性佳王寧2010.084三相分離器運行管理辦法未執(zhí)行到位三相分離器運行管理辦法是否執(zhí)行到位現(xiàn)場調(diào)查嚴(yán)格按三相分離器運行管理辦法執(zhí)行鄭為2010.065破乳劑加藥

7、量不足破乳劑添加濃度做對比試驗通過試驗找出破乳劑的最佳添加濃度孫濤2010.056運行壓力未受控三相分離器運行壓力現(xiàn)場調(diào)查設(shè)計運行壓力：0.1-0.25MPa趙鑫輝2010.067來液溫度過低來液溫度做對比試驗通過試驗找出最佳運行溫度鄭為2010.058油水室液位未受控油水室液位現(xiàn)場調(diào)查水室、油室液位：20-120cm李紅2010.079油水界面未受控油水界面如何現(xiàn)場實驗同等條件下能取得最佳油水分離效果的油水界面位置孫濤2010.0710設(shè)備不能滿足生產(chǎn)需求設(shè)備能否生產(chǎn)需求現(xiàn)場調(diào)查設(shè)備在長慶油田的使用性能佳王寧2010.0511設(shè)備保養(yǎng)計劃未落實到位設(shè)備是否按時檢修現(xiàn)場調(diào)查近兩內(nèi)進(jìn)行過檢修尚立

8、光2010.05確認(rèn)一：操作者經(jīng)驗不足HXS型三相分離器在XX集輸隊投用已達(dá)4年之久，在多年的現(xiàn)場操作及培訓(xùn)學(xué)習(xí)中，計量外輸崗在崗員工對三相分離器的結(jié)構(gòu)原理及運行過程中需重點監(jiān)控參數(shù)都有明確的認(rèn)知。結(jié)論一：操作者經(jīng)驗不足不是主要原因。確認(rèn)二：操作者資歷不夠計量外輸崗共有員工10人，經(jīng)查實：10人均有合格的兩證（集輸工技能證書及壓力容器操作證），均受過良好的培訓(xùn)，其中：高級工1人，技師1人，中級工8人。結(jié)論二：操作人員資歷不夠不是主要原因確認(rèn)三：破乳劑配伍性差根據(jù)現(xiàn)場實際及三相分離器的設(shè)計參數(shù)，確定破乳劑試驗的兩個定量：1、破乳時間為120min；2、破乳溫度為45。選用三種不同型號的破乳劑做試

9、驗，不同濃度下的脫水率如下表：濃度（ppm）表4：破乳劑配伍性試驗表型號8090100110120130YT-10075%80%93%95%95%95%HQ96150%60%72%73%73%75%SP16940%50%60%60%60%60%由上表可見，YT-100型破乳劑對XX區(qū)長2地層原油破乳效果較好，而XX集輸隊所選破乳劑型號正為：YT-100型。結(jié)論三：破乳劑配伍性差不是主要原因。確認(rèn)四：三相分離器運行管理辦法未執(zhí)行到位通過跟蹤檢查，操作層員工能夠嚴(yán)格按照三相分離器運行管理辦法執(zhí)行，QC小組人員也對三相分離器運行記錄進(jìn)行查看，記錄中有相關(guān)操作記錄。結(jié)論四：三相分離器運行管理辦法未執(zhí)行

10、到位不是主要原因。確認(rèn)五：破乳劑加藥量不足3-5月份，破乳劑加藥量為120Kg/d，平均加藥濃度為120ppm以上，據(jù)圖4所示，在三相分離器的設(shè)計參數(shù)滿足情況下，破乳劑濃度達(dá)120ppm時，原油脫水率達(dá)95%以上。脫水率% 破乳劑濃度ppm圖4：脫水率與加藥濃度的關(guān)系圖結(jié)論五：破乳劑加藥量不足不是主要原因。確認(rèn)六：運行壓力未受控通過出氣自力式壓力調(diào)節(jié)閥和補氣自力式壓力調(diào)節(jié)閥控制，三相分離器的運行壓力始終維持在0.1-0.25Mpa，正為三相分離器設(shè)計壓力操作范圍。結(jié)論六：運行壓力未受控不是主要原因。確認(rèn)七：來液溫度過低脫水率%溫度圖4：脫水率與溫度的關(guān)系圖由圖4可見，沉降時間120 min,加

11、藥濃度120 ppm,隨著溫度的升高,脫水率逐漸升高,溫度在40-50之間,隨著溫度升高,脫水率增幅較大,溫度超過50以后,隨著溫度的升高,脫水率變化不敏感。然而實際運行過程中，三相分離器的進(jìn)液溫度僅為：35-40，由于現(xiàn)場條件的限制，進(jìn)液溫度很難提升。結(jié)論七：來液溫度過低是主要原因。確認(rèn)八：油水室液位未受控三相分離器油水室液位控制是通過機(jī)械式浮子液位調(diào)節(jié)閥來實現(xiàn)的，自動化程度相對比較高，雖然機(jī)械式浮子液位調(diào)節(jié)閥存在下死點容易卡死的現(xiàn)象，以下兩點也充分保證了油水室液位的受控：1、在調(diào)節(jié)機(jī)械式浮子液位調(diào)節(jié)閥時，安裝人員在下死點留有了一定的間隙。2、計量崗當(dāng)班員工每兩小時會對三相分離器運行狀況進(jìn)行

12、檢查，如遇調(diào)節(jié)閥卡死現(xiàn)象，會及時活動調(diào)節(jié)閥，使調(diào)節(jié)閥恢復(fù)正常工作。結(jié)論八：油水室液位未受控不是主要原因。確認(rèn)九：油水界面未受控根據(jù)水力學(xué)原理，近似有下式：1h1+1h22h3式中：1、2油、水密度;h1油層高度;h2水層高度，即界面高度;h3導(dǎo)水管高度。根據(jù)上式，界面高度h2轉(zhuǎn)化成了導(dǎo)水管高度h3。根據(jù)現(xiàn)場實際，導(dǎo)水管高度可調(diào)節(jié)型的，當(dāng)原油物性或來液組成發(fā)生變化時，只需通過調(diào)節(jié)導(dǎo)水管高度h3就可實現(xiàn)對界面高度h2的控制。三相分離器投運初期，三相分離器的油水界面經(jīng)過廠家人員長時間跟蹤調(diào)試，已調(diào)整到最佳高度。而近年長2地層來液物性及組織成分也未有太多變化，故油水界面無需調(diào)整。結(jié)論九：油水界面未受控

13、不是主要原因。確認(rèn)十：設(shè)備不能滿足生產(chǎn)需求HXS型油氣水三相分離器在模擬流場的基礎(chǔ)上，采用了流型自動調(diào)整裝置、污水抑制裝置等高效分離元件。通過優(yōu)化設(shè)備內(nèi)部結(jié)構(gòu)、流場動態(tài)調(diào)整，使油氣水達(dá)到高效分離的目的?，F(xiàn)場應(yīng)用效果表明，HXS型油氣水三相分離器具有較好的使用性能，故障率相對較低，打破了傳統(tǒng)的溢流沉降罐脫水模式，創(chuàng)新了集輸系統(tǒng)脫水的新模式，為長慶油田簡化地面工藝流程打下了堅實的基礎(chǔ)。結(jié)論十：油設(shè)備不能滿足生產(chǎn)需求不是主要原因。確認(rèn)十一：設(shè)備檢修計劃未落實到位三相分離器運行四年以來，一直連續(xù)工作，從未進(jìn)行過停運檢修，水室出口管線連設(shè)備短節(jié)處已有輕微滲水現(xiàn)象，內(nèi)部肯定腐蝕嚴(yán)重。結(jié)論十一：設(shè)備檢修計劃

14、未落實到位是主要原因。七、制定對策我們小組經(jīng)過多方論證，針對已確定的兩個要因，制定出相應(yīng)的對策和措施。表5： 對策措施表序號要因?qū)Σ吣繕?biāo)措施負(fù)責(zé)人日期1來液溫度過低利能站內(nèi)熱網(wǎng)改造之際，提升三相分離器進(jìn)液換熱器的換熱效果實現(xiàn)三相分離器的進(jìn)液溫度達(dá)到40以上更換換熱器，更換熱源尚立光2010.08-092設(shè)備檢修計劃未落實到位組織檢修設(shè)備恢復(fù)設(shè)備新投用時的性能停用設(shè)備，安排技術(shù)人員進(jìn)罐檢查，制定維護(hù)方案并實施尚立光2010.05八、對策實施對策一:針對三相分離器來液溫度過低，進(jìn)而造成三相分離器的實際運行溫度遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于設(shè)計溫度的現(xiàn)狀，活動小組通過現(xiàn)場調(diào)查分析，總結(jié)出以下兩方面原因：1、現(xiàn)場浮頭式換熱

15、器使用年限長達(dá)10年之久，管程長年通行毛油，內(nèi)部腐蝕阻塞嚴(yán)重，運行過程中，為保證換熱器進(jìn)出口壓差處于正常范圍，操作人員不得不打開部分旁通。 2、殼程熱源為穩(wěn)定換熱器組凈化油，溫度較低（50-60），對毛油溫度的提升能力非常有限。現(xiàn)場流程如圖5：圖5：三相分離器進(jìn)液加熱流程（采取措施前）針對以上兩方面原因，我小組采取了以下措施：1、更換原三相分離器進(jìn)液加熱換熱器；2、更換殼程熱源，采用真空相變加熱爐提供的熱水直接供熱。采取措施后的現(xiàn)場流程圖如圖6：圖6：三相分離器進(jìn)液加熱流程（采取措施后）改造后，三相分離器的運行溫度提升明顯。表6：09、10兩年10月份三相分離器運行溫度對比表（）日期09年10

16、年日期09年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對策二:技術(shù)人員在對三相分離器進(jìn)行維修前檢

17、查過程中，發(fā)現(xiàn)以下問題：1、水室水出口管線處腐蝕嚴(yán)重，出現(xiàn)漏水現(xiàn)象，水室罐壁腐蝕嚴(yán)重；2、導(dǎo)水管周圍罐底處出現(xiàn)數(shù)處穿孔；3、沉降室及進(jìn)室底部油泥堆積嚴(yán)重；4、液體流型自動調(diào)整裝置、整流元件、聚結(jié)元件、污水抑制裝置表面及內(nèi)部附著大量油泥。圖7：現(xiàn)場照片針對上述檢查出的問題，我小組提出了以下維護(hù)措施：1、對三相分離器內(nèi)蝕穿孔處進(jìn)行補焊，并對腐蝕嚴(yán)重的地方進(jìn)行噴砂玻璃鋼防腐；2、對罐內(nèi)各反應(yīng)室及內(nèi)部構(gòu)件進(jìn)行徹底的除油泥清理工作。九、效果檢查1.三相分離器運行溫度能夠保持在40-50，滿足了三相分離器的設(shè)計溫度；2、三相分離器運行溫度地提升，降低了原油的粘度，更有利于油水分離；3、活動后，在破乳劑濃度減少的情況下，處理后原油含水小于0.3%，處理后污水含油小于130ppm，滿足了目標(biāo)設(shè)定值。十、鞏固措施為了進(jìn)一步鞏固QC小組取得的成果，我們制定了以下措施：1、嚴(yán)密監(jiān)控三相分離器的進(jìn)液溫度在45-60之間，并將此監(jiān)控項添入崗位生產(chǎn)運行動態(tài)表及崗位巡回檢查卡中；2、今后嚴(yán)格執(zhí)行三相分離器檢修計劃，定期維護(hù)三相分離器內(nèi)部以及外部附件，減少設(shè)備本身對油水分離效果的影響；3、保持已經(jīng)取得效果的基礎(chǔ)上，繼續(xù)就如何提高三相分離