硫化物对原油脱水系统的影响及应对措施

摘 要：阐述了硫化物表现形式、表观性质及产生的原因，分析了硫化物对原油脱水系统的影响，并提出了处理含有硫化物原油应对措施及建议。分析表明，该物质硫化物有微弱的导电性，比重比水轻，不沉淀等造成整个系统混乱，采取各项措施，制定此油品脱水方法和建议，降低硫化物的含量，处理含硫原油，使原油含水达到合格要求。

关键词：含水率 硫化物 电脱水器 措施

一、硫化物影响系统的表现形式

针对原油集输系统造成原油含水率超标，电脱水器电场波动，电流高出允许范围问题，经过查找原因，在油品中化验含有硫化物，进行研究分析，受系统中含有硫化物的影响。某联合站原油集输系统工作不平稳，原油含水率超标、脱水设备损坏，主要表现五个方面。

(1)由于过渡层液体乳化严重，不易破乳导致电脱水器运行电流逐渐增高，电压下降近于零的程度，严重时脱水器根本送不上电或直接造成脱水器内部极板和绝缘装置击穿。

(2)处理后的原油含水率超标。由于脱水器内过渡层范围增大，在过渡层内存在的物质使油水不分离。这种物质(硫化物)比水轻比油重，悬浮在油水界面中，导致油中含水，水中含油。据统计某年11-12月两个月原油含水率超标20次。

(3)外供污水含油指标超标。由于过渡层增大，硫化物悬浮在放水中，造成水中含油由原来的250mg/L增加到2000mg/L油水分离不开，水中含有一种悬浮黑色象粉末状的物质，不沉淀。后期化验含油指标合格，但悬浮固体颗粒指标严重超标。

(4)由于放水中含有大量的原油，收沉降罐油电场就波动，影响原油产量，对产生老化原油有一定影响。

(5)最为明显的是损坏脱水设备。具有导电性的硫化物进入电脱水器后，大电流冲击电场，造成可控硅电压自动调节器过电流频繁截止，烧毁可控硅元件，硅板和电脱水器绝缘部件。某年打开某电脱水器，检查后发现脱水器内部2、4层电极绝缘吊板变形拉长(比原吊板拉长2cm)，绝缘棒表面击穿成沟形，某年共更换脱水器绝缘吊板57块，硅板20块，绝缘棒1支，造成严重的经济浪费。

二、硫化物在原油中的表观性质、原因

2.1表观性质

分析油品中的硫化物，从脱水器看窗观察，看窗壁上粘附着粘稠的、成小块的类似聚合物的液体，这种液体很难用扫线风扫掉，不溶于汽油。从油水过渡层观测，硫化物呈粉末状，黑色，分散在水中，不沉淀，比重介于油水之间。从脱水器内电极表面观察，极板表面附着一种粘稠液体，必须采用高温闷洗才能除去。

2.2产生原因

(1)整个系统中含有大量的硫酸盐还原菌。

(2)近年来注入的聚合物和推广使用的压裂液中的胍胶等是硫酸盐还原菌最好的营养物质。油田目前生产运行中的集油、脱水及水处理温度为硫酸盐还原菌繁殖提供了适合的环境温度。

(3)杀菌力度不够，造成硫酸盐带原菌的大量繁殖。

三、硫化物对生产的影响

聚集在联合站系统中各部位的黑色胶态硫化物对原油脱水和含油污水处理造成的危害主要有三个方面。

(1)富集在电脱水器油水界面层区域的硫化亚铁颗粒，吸附在油水界面上阻止水滴间的聚并，在油水界面层区域内形成含水率很高的油水过渡层，导致脱水电流升高或波动。当油水过渡层的厚度超过一定值时，即可导致电脱水器跳闸甚至击穿电极，严重导致外输油含水超标。

(2)污水处理系统中除油罐上部富集有硫化亚铁过渡层，由于回收油时造成联合站电脱水器跳闸，影响正常收油，使除油罐上部乳化油层越积越厚，占据大量空间，当这种乳化油层增大且接近出水口时，可导致除油罐出水含油量高于进水含油量，除油效果变差。这种流体进入过滤器后造成滤料污染、板结，难以清洗，造成滤后水悬浮物严重超标。

(3)吸附有原油的硫化物还会沉积在污泥中使其体积膨胀，从而导致分离设备和容器有效容积的降低。

四、应对措施

4.1分析硫化物产生的原因，在系统生产中采取相应措施

(1)尽量做到平稳输油，保证污水沉降罐不存油，尽量减少油水界面的宽度，保证看窗放清水，24小时连续收油。

(2)合理调配加药量。聚合物系统加入破乳剂增加了药量，由原来的140kg/d增加到170kg/d。同时在某矿中转站加强加药管理力度，增加破乳剂在油品中的停留时间。提高化学破乳的效果。

(3)提高原油加热温度，加热炉出口温度由原来的48℃增加到51℃，密切注意加热炉的燃烧情况，定期检查炉膛内部，防止火管变形。

(4)对所有脱水设备进行全面检查，有问题的进行整改。

(5)加强员工技术素质的培养，及时发现问题。

(6)及时与化验部门联系，取水样定期进行化验。

(7)摸索加药浓度、加热炉温度和沉降时间，使老化油达到最佳的处理效果。温度是老化油脱水速度的关键因素。研究表明，回收污水站老化油时，老化油处理剂温度从70℃上升到80℃，脱水油含水量最低，一般在3.5%到1.9%之间，脱出水的速度随之加快。沉降时间保证10h，加药浓度为70mg/L，加热炉温度控制在70℃，老化油脱后含水率3.6%，由于污油老化严重，将加药浓度提高至80mg/l，加热炉温度提高到75℃，处理后的老化油含水≤0.5%，与净化油混输后总出口油含水不超标。

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