白玉斌

(中油遼河油田公司,遼寧 盤錦 124010)

錦 16塊二元驅(qū)原油脫水集輸系統(tǒng)研究

白玉斌

(中油遼河油田公司,遼寧 盤錦 124010)

為確保遼河油田錦 16塊油藏持續(xù)有效開采,已轉(zhuǎn)變開發(fā)方式,開展二元化學驅(qū)三次采油工藝試驗。轉(zhuǎn)變開發(fā)方式后,原油物性發(fā)生變化,原地面集輸系統(tǒng)無法適應新的開采模式。通過大量室內(nèi)實驗研究,確定出新集輸系統(tǒng)的脫水技術,即二段大罐熱化學沉降脫水技術和二段電化學脫水技術,并確定相應關鍵技術參數(shù)?，F(xiàn)場試驗表明,兩種脫水技術均可滿足化學驅(qū)原油脫水工藝需要。同時,提出 3個原油脫水工藝方案,通過對比分析,優(yōu)選方案 3為最佳脫水系統(tǒng)。

二元驅(qū);地面集輸系統(tǒng);原油脫水工藝;技術研究;錦 16塊

1 原油脫水系統(tǒng)現(xiàn)狀

遼河油田錦 16塊油藏于 1979年投入大規(guī)模開發(fā)建設,所產(chǎn)原油為普通稀油,目前綜合含水率為 94.3%[1],含水原油輸往歡三聯(lián)合站處理。歡三聯(lián)合站距錦 16區(qū)塊 3.5 km,承擔錦州采油廠46%的稠油和錦 16塊稀油脫水任務。稠油和稀油進站后混合,采用兩段熱化學沉降脫水工藝進行脫水。地層中注入高濃度聚合物和表面活性劑后[2],采出液原油黏度增大,乳化程度增高[3],須將錦 16塊化學驅(qū)原油脫水系統(tǒng)從原有脫水系統(tǒng)中分離出來,實現(xiàn)分別輸送、分別儲集、分別脫水,以確保歡三聯(lián)合站原油生產(chǎn)系統(tǒng)繼續(xù)正常運行。

2 油藏概況

錦 16塊油藏歷經(jīng) 30 a開發(fā)建設,累計采出程度為 43.56%。區(qū)塊共有油井 141口,日產(chǎn)液為 5 726 t/d,日產(chǎn)油為 372 t/d,注水井 67口,日注水量為 7 232 m3/d。目前,該區(qū)塊開采特征為高含水率、高采出程度、高遞減率、低開發(fā)速度。物性參數(shù)見表 1。由于縱向和平面剩余油分布日趨復雜,挖潛難度加大,常規(guī)方法無法控制斷塊的含水上升和減緩產(chǎn)量的遞減趨勢。

表 1 遼河油田錦 16塊原油物性

3 室內(nèi)原油脫水實驗

3.1 二元驅(qū)原油基本設計參數(shù)

二元驅(qū)原油采出液中含有一定量高分子聚合物和表面活性劑。據(jù)地質(zhì)研究數(shù)據(jù),預測采出液中聚合物和表面活性劑含量。聚合物年含量高峰值為1 200 mg/L[4];表面活性劑含量為 20～50 mg/L,峰值為 200 mg/L。

3.2 兩段大罐熱化學沉降脫水工藝

3.2.1 熱化學脫水工藝原理

含水原油進站后,升溫至最佳反應溫度,添加一定量預脫水劑[5],進入一段沉降罐,主要脫除原油中的游離水,脫水后原油含水在 30%以下。原油出一段沉降罐后,使用增壓泵提升壓力,進入二段原油脫水加熱爐,加熱至最佳二段脫水溫度,加入破乳劑,進入二段沉降罐,主要脫除乳化水,脫水后原油含水率達到 0.5%以下。

理論分析認為,原油熱化學沉降脫水可分為破乳水滴聚結(jié)和水滴沉降 2個過程[6]。破乳劑首先在體系內(nèi)擴散,然后占據(jù)油水界面,削弱乳狀液界面膜的強度,從而使乳狀液破乳,水滴開始聚結(jié)。隨后,由于油水間存在密度差,在重力作用下,水滴下沉,油滴上浮,從而實現(xiàn)油水分離。因此,選擇高效破乳劑是原油脫水的關鍵因素。

3.2.2 破乳劑復配

對遼河油區(qū)各類型破乳劑進行脫水實驗對比。實驗發(fā)現(xiàn),現(xiàn)有優(yōu)質(zhì)稀油破乳劑和稠油破乳劑對化學驅(qū)采出液的脫水效果均不理想,主要表現(xiàn)在脫后中間層偏厚或脫出污水水色污濁。為進一步提高脫水效果,進行破乳劑復配實驗。

3.2.3 工藝參數(shù)優(yōu)選

(1)一段熱化學沉降脫水工藝最佳破乳劑選型為 JHQ-28、JHQ-30,最佳加藥量為 50～60 mg/L,最佳脫水溫度為 45～50℃。脫水后含水量小于 30%,最佳沉降時間為 4～6 h。

(2)二段熱化學沉降脫水工藝最佳破乳劑選型為 JHQ-28、JHQ-30,最佳加藥量為 250～300 mg/L,最佳脫水溫度為 60～65℃。脫水后原油含水 0.5%以下,最佳沉降時間為不小于 48 h。

實驗結(jié)果表明,相同聚合物含量條件下,表面活性劑含量越高,脫出污水水質(zhì)越差;相同表活劑含量下,聚合物含量越大,污水含油量越大。當聚合物含量低于 600 mg/L時,污水中懸浮物含量隨聚合物含量的增大而減少;高于 600 mg/L時,污水中懸浮物含量隨聚合物含量增大而增加。污水含油量和懸浮物含量 2項指標平均在 3 000 mg/L以下。

3.3 電化學脫水工藝

3.3.1 電化學脫水工藝原理

國內(nèi)采用化學驅(qū)開發(fā)的油田,原油脫水工藝以電化學脫水為主[7]。電脫水器脫水工藝流程分為2個階段。原油進站升溫后,向其中添加一定量預脫水劑,原油流經(jīng)分離器內(nèi)置分離原件,實現(xiàn)油水初步分離[8-9]。脫水后原油含水率為 15% ～25%。低含水原油進入二段原油脫水加熱爐,升溫后加入破乳劑,進入二段電脫水器。在電場作用下,實現(xiàn)油水深度分離。處理后,原油含水指標達到 0.5%以下。

3.3.2 電化學脫水實驗

分別在 50、60、70℃的溫度梯度下,進行電化學脫水實驗。破乳劑加入量為 100 mg/L,電場強度為 0.2～1.2 kV/cm,原油含水率為 5%～30%。實驗結(jié)果表明,當原油含水率為 15%、20%、30%時,在 0.6～1.2 kV/cm的電場強度下無法建立穩(wěn)定電場,0.2～0.5 kV/cm的電場強度下可建立穩(wěn)定電場;當原油含水量為 10%時,0.9～1.2 kV/cm的電場強度下無法建立穩(wěn)定電場,0.2～0.8 kV/cm的電場強度可建立穩(wěn)定電場;當原油含水量為 5%時, 0.2～1.2 kV/cm的電場強度可建立穩(wěn)定電場。

一般情況下,電脫水器進口原油的含水量為15%～30%,因此確定采用 2級電場脫水。初級采用 0.4 kV/cm低壓電場脫水,待含水率降至 10%以下時,改換 0.6～0.8 kV/cm高壓電場脫水。最終原油含水率可達 0.5%以下。確定基本脫水參數(shù)后,通過正交實驗方案進一步優(yōu)化脫水工藝。正交實驗因素及水平設計參數(shù)見表 2。實驗不考慮弱電場的變化影響,強電場作用時間為 20、30、40 min,沉降時間為 10 min。

表 2 正交實驗因素及水平設計

正交實驗結(jié)果見表 3。

表 3 正交實驗結(jié)果

根據(jù)正交實驗結(jié)果進行直觀分析(表 4)。

由表 4可以看出,水平平均值為 3時脫水效果最好,水平平均值為 1時脫水效果最差;極差大小順序為脫水溫度、破乳劑含量、電場強度、脫水時間。脫水溫度影響最大,破乳劑含量、強度影響效果很相近,脫水時間影響最小。

表 4 正交實驗直觀分析

綜上所述,確定最佳電化學脫水工藝參數(shù)。

(1)一段分離器壓力沉降脫水工藝最佳破乳劑為 JHQ-28或 JHQ-30,最佳加藥量為 50～60 mg/L,最佳脫水溫度為 45～55℃,沉降時間為 45 min以上。

(2)二段電化學脫水工藝最佳破乳劑為 JHQ-30,最佳破乳劑的加入量為80～100 mg/L,最佳脫水溫度為 60～70℃。電場形式為交流電場,一級電場強度為 0.4 kV/cm,加電場作用時間為 10 min;二級電場強度為 0.7～0.8 kV/cm,加電場作用時間為 30～40 min。最佳沉降時間為 10 min以上。

4 原油脫水集輸方案

4.1 方案設計優(yōu)選

(1)方案 1:利用錦一聯(lián)已建工藝設備,改造脫水工藝流程。在原流程基礎上,分離出獨立的脫水系統(tǒng),采用兩段大罐熱化學沉降脫水工藝進行脫水。處理后原油一部分用于錦一聯(lián)附近稠油區(qū)塊摻稀油生產(chǎn),剩余原油輸往歡三聯(lián),用于錦州采油廠南部稠油區(qū)塊摻稀油。

(2)方案 2:就地新建錦 16塊原油脫水和污水處理站,采用一段分離器壓力沉降脫水、二段電化學脫水工藝進行脫水。處理后原油輸往歡三聯(lián),進入歡三聯(lián)摻稀油系統(tǒng)。

(3)方案 3:新建化學驅(qū)原油脫水站和污水處理站,處理后原油進入歡三聯(lián)摻稀油系統(tǒng)。

經(jīng)過技術對比發(fā)現(xiàn),方案 1投資最少,但不能準確衡量二元化學驅(qū)最佳操作參數(shù)和效果,無法達到先導試驗所確定的目標;方案 2可較好地實現(xiàn)先導試驗目的,確定適合二元化學驅(qū)原油脫水的最佳操作參數(shù)和耗能指標,但投資較高;方案 3充分利用已建歡三聯(lián)附屬設施和場地,投資額居其他 2方案之間,既滿足化學驅(qū)原油獨立脫水的生產(chǎn)目標,又可實現(xiàn)先導試驗目的,因此推薦采用方案 3。

4.2 經(jīng)濟效益預測

根據(jù)方案 3所確定的技術路線,設計 10× 104t/a規(guī)模的原油脫水站 1座,投資為 1 151×104元。采用增量經(jīng)濟評價法,按照中石油經(jīng)濟評價標注,原油價格按照 40美元/桶計算,預計財務內(nèi)部收益率可達到 24.77%,預計投資回收期為 4.64 a,符合中石油投資評價目標要求。對財務敏感性進行分析,結(jié)果顯示,目標財務收益率為 12%時,原油價格承受指標為 31.62美元/桶,投資和成本承受指標為 20%,項目計算投資回收期為 5.51 a。由此可知,該項目的社會經(jīng)濟效益良好。

5 結(jié) 論

(1)錦 16塊開發(fā)方式由注水開發(fā)轉(zhuǎn)換為化學驅(qū)開發(fā)后,需建設獨立的原油脫水和污水處理系統(tǒng)。

(2)兩段大罐熱化學沉降脫水和電化學脫水這 2種脫水工藝均可滿足化學驅(qū)原油脫水要求。經(jīng)過技術經(jīng)濟比選,推薦采用電化學脫水工藝。

(3)室內(nèi)實驗表明,以往在遼河油區(qū)常用的優(yōu)質(zhì)稀油破乳劑和稠油破乳劑對化學驅(qū)采出液的脫水效果均不理想,主要表現(xiàn)為脫水后中間層厚或脫出污水水色差。

(4)針對錦 16塊化學驅(qū)原油復配的破乳劑JHQ-28和 JHQ-30脫水效果較好,脫水后中間層較薄,污水水色好。

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編輯 周丹妮

TE868

A

1006-6535(2010)05-0090-03

20100112;改回日期:20100610

中國石油天然氣集團公司重大開發(fā)試驗項目“遼河錦 16塊二元復合驅(qū)開發(fā)試驗”(石油計字〔2009〕428)

白玉斌 (1960-),男,高級工程師,碩士,1983年畢業(yè)于大連理工大學化學工程專業(yè),現(xiàn)從事油氣田開發(fā)地面工程科研、設計工作。