關于海上油田油水界面測量情況的探討*

張浩 高偉 魯大勇 詹蕊菱 張勇 李德倫 王永恒

1中海石油（中國）有限公司湛江分公司潿洲作業公司

2中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田公司川西北氣礦

在海上油田原油處理過程中，原油經過井口平臺采油樹開采出來后，將通過海底管道輸送到綜合處理平臺。海管內的段塞流通過原油捕集器進行簡單的氣液分離后，含水原油將送往三相分離器的一級分離器進行油、氣、水的初步分離；一級分離出含水率30%的原油將進入二級分離器再次分離；二級分離出含水率20%的原油將進入電脫水器進行油、水的分離；電脫水處理后得到含水率0.5%的原油，這些原油將通過海底管道送往陸岸終端再次處理。

一級分離器、二級分離器和電脫水器分離出來的水將進入生產水處理流程，若生產水含油率過高將造成水力旋流器堵塞，精細過濾器濾料污染，生產水水質處理不合格，無法回注地層等一系列問題；在現場生產工藝發生波動時，若不能實時調整油水界面將有可能造成水相含油率高，電脫水器運行電流大近而影響油水分離效果以及其他的設備問題[1]。在整個原油處理流程中，操作人員最關注的有3 個方面：①各個分離器水相出口含油量情況；②電脫水器油相出口含水率情況；③電脫水器運行電流負載情況。

以上情況產生的最直接原因是油水界面測量失效，導致油水界面控制的不精確，為了更好地監測各個分離器及電脫水器油水界面情況，進行了以下3 個方面分析探討：①三相分離器運行效果及油水界面測量情況；②電脫水器運行效果及油水界面測量情況；③油水界面測量的改進方法。

1 三相分離器油水分離情況分析

1.1 運行效果分析

現場三相分離器的進液經過GLCC（柱狀旋流式氣液分離器）進行氣、液預分離后，液體從罐的底部進入臥式分離器，通過水洗油的方式實現油、水分離，如圖1所示。

圖1 三相分離器示意圖Fig.1 Schematic diagram of three-phase separator

油田原油API 度在30°左右，分離器溫度高于37.78 ℃時，參照石油行業標準SY/T 0515—2014《油氣分離器規范》中對臥式三相分離器液體停留時間的推薦值，推薦停留時間為5～10 min[2]。當進出口液量達到平衡時，停留時間計算公式如下：

式中：T為混合液在分離器內的停留時間，min；V為混合腔的油水分離空間容積，m3；Q為分離器入口液體流量，m3/h。

進液在分離器混合腔內進行分離時，根據混合腔內油相容積和水相容積，通過測量實際的原油流量和生產水流量可分別計算出油相停留時間和水相停留時間[3]。生產分離器封頭為標準橢圓封頭，混合腔的容積V由封頭容積V1和筒體容積V2兩部分組成。

式中：V1為分離器封頭容積，m3；V2為分離器筒體容積，m3；A為液位高度與分離器直徑的比值；K1、K2值取決于A值，通過查表可得K值。D為分離器直徑，m；L為堰板與封頭之間沉降長度，m；H為罐內液位高度，m；Vo為分離器混合腔的油相容積，m3；Vh為分離器混合腔的液相容積，m3；Vw為分離器混合腔的水相容積，m3；以一級分離器為例，設計文件中分離器的直徑D為3.6 m，堰板高度H為3 m，沉降長度L為7.5 m，計算得：

混合腔的油水分離容積V=73.60 m3;若分離器的油水界面分界明顯，在實際油水界面為2.0 m時，可計算得水相容積為V=47.12 m3。當現場分離器實際進液流量為750m3/h 時，現場測得油相出口流量約為87m3/h，水相出口流量約為663m3/h，此流量下混合腔內液體停留時間約為5.89 min，水相停留時間大約為4.26 min，油相停留時間大約為18.28 min。在液相流量為750m3/h 時，混合腔內油水界面高度與停留時間的關系曲線如圖2 所示；在油水界面為2.0 m 時，混合腔的液相流量與停留時間關系曲線如圖3所示[4]。

圖2 界面高度與停留時間關系曲線Fig.2 Relationship curve between interface height and residence time

圖3 液相流量與停留時間關系曲線Fig.3 Relationship curve between liquid phase flow rate and residence time

在液相流量為750m3/h 且油水界面為2 m 時，水相在分離器的停留時間約4 min，停留時間較短不能保證水相出口含油量較少。若通過提高油水界面增加水相停留時間，當上、下游波動較為頻繁時，則不能有效保障油相出口含水率較少。

1.2 油水界面測量情況分析

現場三相分離器測量油水界面所使用液位計為外置式磁致伸縮液位計，因外置式浮桶測量油水界面采用U 型連通器原理，浮桶內界位分層比較明顯，受罐內液位波動影響較小，如圖4所示。

圖4 三相分離器油水界面測量示意圖Fig.4 Schematic diagram of oil-water interface measurement in the three-phase separator

在現場處理過程中，當進液量接近設計處理量，或進液波動頻繁時，現場分離器內部的油水分離極易受到影響，造成乳化層過厚油水界面測量不準確，導致水相出口含油量偏高或油相出口含水率偏高。除此之外該分離器設計還存在以下2 個缺陷：①混合液進口在分離器底部，因此油、氣均需要通過底部水層上升到頂部（水洗油），導致乳化效應非常嚴重，天然氣攜液比較明顯；②采用水洗油的方式導致純水層緩沖時間短，在流速快的情況下，水相出口含油量偏高，易造成生產水處理效果不合格情況。

磁致伸縮液位計是利用阿基米德原理，當浮球的密度介于油和水密度之間時，浮球能漂浮在油水乳化液中，從而顯示油水界位的高度[4-5]。但由于外置式浮筒內油水界面分層較明顯，當三相分離器因生產波動或破乳劑使用效果不佳（上游油田藥劑使用對中心油田破乳劑產生影響）導致罐內產生乳化液較為嚴重時，現場液位計不能準確測量出真實的油水界面。為了保證水相出口的含油量較少，油相出口含水率較少，需要經常根據生產波動情況調整油水界面高度，但因乳化層不可測量，油水界面只能通過取樣進行判斷[6]。在現場罐內油砂積存較多時，液位計下液位橋極易堵塞，不能及時反映油水界面高度。

2 電脫水器油水分離情況分析

2.1 運行效果分析

經過三相分離器處理后的原油還含有油和水緊密結合成的乳化液，乳化液僅靠重力的作用不容易產生油和水的分離。在電脫水器高壓電場的作用下，乳化液中的水分子可以被極化，帶電荷的水分子在電場力的作用下經過偶極聚結、電泳聚結和震蕩聚結3 個過程形成大水滴，然后在重力的作用下進行沉降，從而實現油水分離，電脫水器結構如圖5所示。

圖5 電脫水器結構示意圖Fig.5 Schematic diagram of electric dehydrator structure

在電脫水處理過程中，油水界面是一個很重要的控制對象，它直接影響原油脫水效果與電脫水器變壓器的運行安全。當上游來液量突然增大時，油水混合液沒有足夠的時間進行沉降，將導致乳化液層的增厚，油水界面的上升?；蛏嫌蝸硪呵闆r復雜，破乳劑破乳效果較差，為控制水相出口含油量，人為提升油水界面，使罐內下層極板所處液體含水率較高，造成電脫水器變壓器的短路運行，電脫水器在各個油水界面高度下的運行參數如表1所示。

表1 電脫水器運行參數記錄Tab.1 Electric dehydrator operation parameter record

由表1 數據比較可以看出，電脫水器罐內油水界面由602 mm 降至555 mm 時，電脫水器變壓器運行電流明顯下降，電脫水器正常運行，但電流仍然較大。根據設計文件電脫水器罐內下層電極板的高度為1 350 mm，遠高于電脫水器正常運行測量的油水界面，這就說明測量得到油水界面與下極板之間至少有800 mm 的高度為乳化液。當電脫水器測量油水界面555 mm 時進行取樣分析，磁致伸縮液位計內的上部取樣含水率0.4%，電脫水器上部取樣口取樣含水率32%，取樣結果如圖6所示。

圖6 磁致伸縮液位計上法蘭位置取樣結果Fig.6 Sampling results of the upper flange position of the magnetostrictive level gauge

當電脫水器測量油水界面730 mm 時，分別對電脫水器進口前來液（A）、電脫水器下部取樣口（B）、電脫水器中部取樣口（C）、電脫水器上部取樣口（D）、磁致伸縮液位計上部取樣（E）、磁致伸縮液位計下部取樣（F）進行取樣分析，取樣結果如圖7所示。

圖7 電脫水器各位置取樣結果示意圖Fig.7 Schematic diagram of sampling results at each position of electric dehydrator

由以上2 次取樣結果與電脫運行參數比較可知，當油水界面控制在555 mm 時下極板乳化層取樣含水率32%，電脫水器運行電流165 A，當液位上浮50 mm 高度后，電脫水器運行電流明顯增大到225 A，當液位下降50 mm 高度后，電脫水器運行電流明顯降低到87 A。射頻導納液位計對液體的導電性較為敏感，在20%～30%的油包水和水包油的相變點附近時，混合液導電性發生變化比較大，對電脫水器運行影響較大。對現場外置液位計磁浮子密度進行測量，浮子上浮位置大約在罐內含水70%的位置。因浮筒內液位分層較為明顯，現場浮子指示仍不能準確反映界面位置，而射頻導納液位計在較厚乳化層的情況下，同樣測量不準確[7]。

2.2 油水界面測量情況分析

射頻導納液位計是一種從電容式物位測量發展起來的液位計，能分別測量物料的容性電導（由電容產生）和阻性電導（由掛料電阻產生）并加以計算處理后測得真實物位（或稱界面）?，F場電脫水器的油水界面測量采用外置式磁致伸縮液位計與射頻導納液位計相結合的方式測量，通常油水界面控制采用射頻導納液位計控制水相出口調節閥來進行界面的調整，電脫水器油水界面測量如圖8所示。

圖8 電脫水器油水界面測量示意圖Fig.8 Oil-water interface measurement diagram of electric dehydrator

因射頻導納液位計在電脫水器中使用增加了屏蔽套管，將位于電場部分的探桿保護起來，只使用探桿的下1/3 部分完成測量任務[8]。若罐內液體分界明顯且只考慮電容影響，則有：

式中：C為射頻導納液位計測得電容，F；ε為電脫水器內液體的介電常數；S為檢測探頭與金屬容器壁間的面積，m2；D為檢測探頭與金屬容器壁間的距離，m；H為物料介質高度，m。

射頻導納液位計是利用油和水的介電常數不一樣（水的介電常數比油大），將測量到的電容值折算成界位高度。當物料介質高度全為油相高度時，將液位計設置為零點，當物料介質高度全為水相高度時，將液位計設置為滿量程點。而在實際應用中電脫水器的界位不是很明顯，它具有一個乳化層，乳化層的厚度會根據每種油品、添加的化學藥劑及不同的運行工況產生變化，厚度一般在200～1 000 mm之間，在這個范圍內都可以叫界位。若乳化液厚度很薄，則可以根據測得電容值和介電常數推算出物料介質高度；若乳化液厚度很厚，則推算出來的值為乳化層中某一點值，不能準確反映油水界面[9-10]。所以在正常情況下電脫水器的2 種液位計會檢測出不同的界位，乳化層厚度越薄，2 種液位計測量的差值越小[11]。

射頻導納液位計在現場使用過程中，由于電極的絕緣層與金屬電極的膨脹系數具有很大差異，受罐內實際溫度影響，電極絕緣層經常會因脹裂造成絕緣破壞或者絕緣層受化學藥劑腐蝕造成電極絕緣嚴重下降，使電極喪失形成電容的條件，造成儀表損壞[12-13]。在正常運行工況下，射頻導納液位計只具備現場調整零點條件，不具備在線更換條件，對現場維修工作造成很大的不便。

3 一種油水界面測量的改進方法

在理論分析中，通常認為分離器及電脫水器中油、水存在明顯的分界面，測量油水界面也是以此為理論基礎，通過簡單計算的方式確定油水界面。但實際運行過程中，由于海上平臺裝置空間有限，設備的靜置時間往往不足以實現油、水的徹底分離，存在厚度時刻變化的乳化層。油水界面作為現場脫水控制的重要指標，為了更好地測量出油水界面，對現場的油水界面的測量提出以下改進，如圖9所示[14-15]。

圖9 油水界面測量改進示意圖Fig.9 Schematic diagram of the improvement of oil-water interface measurement

在三相分離器頂部安裝干簧管液位計，定制浮子密度為0.92kg/m3，液位計壓力等級根據容器設計文件決定，油水界面由干簧管液位計與外部磁致伸縮液位計相配合測量。在電脫水器頂部，將射頻導納液位計換成干簧管液位計，定制浮子密度為0.92 kg/m3，液位計壓力等級根據容器設計文件決定，油水界面由干簧管液位計與外部磁致伸縮液位計相配合測量。三相分離器和電脫水器的水相出口調節閥控制由原來單個液位計控制改為選擇控制（磁致伸縮液位計與干簧管液位計進行選擇），若現場液位計需要維修時可將液位計進行切換?，F場水相出口調節閥控制所使用液位計默認為干簧管液位計。水相出口調節閥的PID 調節死區控制根據容器內液位波動情況設置，根據現場操作經驗現場PID死區設置為3%的開度。

此次油水界面測量方式改進后，有以下幾個優點：

（1）油水界面測量轉變為混合液的固定密度界面測量，無論乳化層厚度如何變化，測量結果及準確性都有保障。

（2）單個液位計控制改為選擇控制后，液位計發生故障可及時切換，保障生產控制的穩定。兩種液位計都是根據阿基米德原理進行測量，若測量值差距過大時，可直接判斷液位計工作情況。

（3）罐內頂部安裝的干簧管液位計，因罐內溫度較高且液體流動性好，液位計不存在卡滯現象。罐內液位計測量值波動問題，可通過控制程序進行優化處理。

（4）干簧管液位計定制的浮子與探桿在符合操作壓力等級的情況下，故障概率非常小。在發生故障時可在線將探桿內的干簧管抽出，進行更換；也可直接切換為磁致伸縮液位計測量。

4 結論

（1）針對海上油田原油處理流程中油水界面測量失真的問題，經過對三相分離器和電脫水器運行情況及油水界面測量情況的分析，提出一種油水界面測量的改進方法。通過在容器頂部安裝干簧管液位計、定制合適密度的浮子、調整水相調節閥PID控制參數等措施，能夠有效測量出適應于現場生產的油水界面。測量方式改進后現場可測量出特定密度的液位界面，避免了乳化層較厚造成的測量不準，從一定程度上避免三相分離器水相出口含油量高、電脫水器油相出口含水率高以及電脫水器運行電流高等情況。

（2）油水界面測量方式改進后，成功解決了油水界面測量失真的問題，油、水處理效果改善明顯，電脫水器運行電流明顯降低，水相出口含油率由250 mg/L 下降至120 mg/L。通過監測電脫水器運行電流情況與特定密度的油水界面有助于工藝人員判斷乳化層厚度，實時調整現場破乳劑的使用。優化前，為改善油水分離效果，需要注入破乳劑，每年可降本20.5萬元。

（3）本文所提及的油水界面測量的改進方法，經過在油田現場實際一年的應用，在油水界面的測量及水相出口含油量的控制上，取得了良好的效果。但一個干簧管液位計測量出的油水界面只能反應出乳化層下部特定密度的界面，不能準確估算出乳化層厚度，實時調整破乳劑的使用量。當來液波動劇烈時測量值波動較大，需要調整水相出口調節閥死區值來避免閥門開度波動大。下一步研究可增加一個干簧管液位計測量乳化層上部特定密度界面，從而對乳化層厚度進行實時監測。根據乳化層厚度變化調整化學藥劑的使用量以及對水相出口調節閥死區值，從而達到穩定油水分離界面減小水相出口含油量的目的。