張 明， 王春升， 鄭曉鵬， 陳晶華， 路 宏

(中海油研究總院， 北京 100028)

海上稠油高溫脫水方案研究

張 明， 王春升， 鄭曉鵬， 陳晶華， 路 宏

(中海油研究總院， 北京 100028)

稠油的油水分離十分困難，陸上油田一般采取大罐沉降的方法，但是沉降時間較長，設(shè)備尺寸大。海上平臺空間緊張，海上稠油處理無法沿用陸上的處理經(jīng)驗，必須考慮大幅降低設(shè)備尺寸。針對稠油高溫脫水處理方案開展了室內(nèi)脫水實驗，通過實驗驗證，認(rèn)為通過適當(dāng)提高處理溫度，可以有效地降低稠油處理所需的停留時間，從而減小工藝處理設(shè)備的尺寸，并根據(jù)實驗結(jié)果推薦了目標(biāo)油品的工藝處理參數(shù)。

海上油田；稠油；高溫脫水

0 引言

稠油在我國油氣資源中占有較大比例，我國陸上稠油主要分布在勝利、遼河、河南、新疆等油田，其中遼河油田是我國最大的稠油生產(chǎn)基地[1，2]。稠油中瀝青質(zhì)、膠質(zhì)含量較多，黏度大，流動性差，其密度與水的密度十分接近，有些油品的密度甚至大于水的密度，且在開采過程中容易形成穩(wěn)定的油包水乳狀液，使油水分離十分困難。陸上油田普遍采用摻混稀油和大罐沉降的方法解決稠油脫水問題。處理溫度一般維持在80℃～90℃，沉降時間長達(dá)20 h～30 h，破乳劑的注入量也較大[3，4]。

近些年來，海上稠油開發(fā)得到越來越多的關(guān)注。目前海上油田已經(jīng)開展了一系列稠油熱采試驗。但是由于海上平臺空間有限，稠油脫水處理難以照搬陸上稠油處理經(jīng)驗。稠油的脫水工藝成為制約海上稠油油田經(jīng)濟有效開發(fā)的瓶頸。稠油脫水難的主要原因在于油品物性粘度大，油水密度差小。稠油的粘度對溫度敏感性強，提高稠油處理的操作溫度會大大降低油品的粘度，降低油水乳狀液的破乳難度[5，6]。稠油熱采井的生產(chǎn)井流的一般溫度較高，海上熱采試驗井的初期井口溫度一般在100℃左右，這部分熱量應(yīng)該被有效利用，因此，有必要開展海上稠油高溫脫水方案的研究[7，8]。處理溫度升高在減少稠油脫水停留時間的同時，必然會使能耗增加，因此選擇合適的處理溫度是關(guān)鍵。通過室內(nèi)實驗的方法，對海上稠油開展脫水實驗，得到海上稠油高溫脫水工藝參數(shù)，確定合適的脫水停留時間，制訂稠油處理工藝方案，是降低海上稠油開發(fā)工程投資的必要方法。

1 原油物性測試

海上某稠油油田物性測試數(shù)據(jù)如圖1、圖2所示。由圖1，圖2可以看出，隨著溫度的升高，原油粘度下降較快。但是隨著溫度升高，原油粘度降低速率大幅下降。因此通過高溫使得原油粘度降低，對原油脫水有很大的促進作用。同時，隨著溫度的升高使得原油和水的密度差逐漸減小。在重力沉降為主的工藝脫水流程中，油水密度差減小會對脫水產(chǎn)生負(fù)面影響。根據(jù)《原油電脫水設(shè)計規(guī)范》，原油電脫水器操作溫度應(yīng)根據(jù)原油的粘溫特性確定，宜使原油在其運動粘度低于50 mm2/s的溫度條件下進行脫水。根據(jù)表1的粘溫性質(zhì)測試，需要將此種原油升溫至130℃以上，高溫加熱會使工藝處理系統(tǒng)的熱負(fù)荷大幅增加，對海上平臺加熱設(shè)備投資和操作成本影響較大，因此，需要脫水實驗探索較為合理的高溫處理操作溫度和處理停留時間。

圖1 海上某稠油油田原油粘度隨溫度變化曲線

圖2 海上某稠油油田原油和水的密度隨溫度變化曲線

表1 某海上稠油油田原油粘溫性質(zhì)

2 室內(nèi)脫水實驗

2.1 基本脫水規(guī)律實驗

圖3 不同含水率原油處理沉降時間隨處理溫度變化

稠油富含膠質(zhì)、瀝青質(zhì)，原油密度大、粘度高、油水密度差小，油水分離較為困難。若完全依靠重力沉降脫水效率非常低，需要利用破乳劑的擴散和滲透作用實現(xiàn)稠油的高效熱化學(xué)脫水。實驗中，針對多種破乳劑進行篩選實驗，確定了一種性能較優(yōu)的破乳劑，針對破乳劑用量、脫水溫度、沉降時間等因素，開展了稠油靜態(tài)脫水實驗。 在破乳劑用量為400 mg/L時，不同含水率原油處理沉降時間隨處理溫度變化如圖3所示。由圖3可以看出，稠油含水率低時脫水難度大，由25%～35%含水率脫除到6%～7%含水率，在70℃～90℃下需要沉降30多個小時，隨著脫水溫度的提高，油水分離效率有所上升。在110℃～150℃下，由25%～35%含水率脫除到6%～7%含水率，僅需要1.5 h～4 h。同時可以看出，在低溫條件下，高含水原油脫水效率大大高于低含水原油，這與傳統(tǒng)海上普通稠油脫水規(guī)律基本一致。因此，在工藝流程設(shè)定上需要考慮高含水原油在一級分離器低溫條件下盡可能脫出自由水，二級分離器和電脫水器適當(dāng)提高處理溫度，減小油水分離所需的沉降時間，降低設(shè)備尺寸。

2.2 高含水率原油低溫靜態(tài)脫水實驗

如果對高含水原油進行加熱處理，會造成海上平臺熱負(fù)荷大幅上升，影響油田開發(fā)成本，因此，實驗中主要考慮高含水原油在低溫條件下的脫水。圖4給出了不同處理溫度下，高含水率原油靜態(tài)脫水實驗結(jié)果。由于稠油乳化比較嚴(yán)重，在溫度較低時，油水分離困難，破乳劑也難以產(chǎn)生效果。比如處理溫度為50℃時，初始含水率在55%～75%范圍內(nèi)，4 h沉降時間內(nèi)，基本無法脫出自由水。當(dāng)處理溫度升高至70℃時，初始含水率在55%～95%范圍內(nèi)，30 min沉降時間，原油含水率可以降低到50%左右。初始含水率在85%～95%范圍時，破乳劑濃度為100 mg/L；初始含水率在55%～75%范圍內(nèi)，需要適當(dāng)提高破乳劑濃度到200 mg/L。海上類似稠油油田一般考慮熱采開發(fā)，根據(jù)海上熱采開發(fā)實施經(jīng)驗，注熱后熱采井溫度一般在40℃～100℃范圍內(nèi)變化。熱采井溫度需要充分利用，必要的話需要考慮一定的加熱設(shè)備，保證一級分離器在70℃左右，一級分離器出口含水控制在50%左右，破乳劑注入濃度在100 mg/L～200 mg/L之間。

圖4 高含水率原油低溫靜態(tài)脫水實驗

2.3 低含水率原油高溫靜態(tài)脫水實驗

根據(jù)《原油電脫水設(shè)計規(guī)范》普遍認(rèn)為原油含水率低于30%可以利用電脫水器進行油水分離處理，因此，針對初始含水率在35%～55%之間的原油在110℃～150℃開展靜態(tài)脫水實驗，破乳劑的加入濃度為200 mg/L～300 mg/L。如圖5所示，當(dāng)處理溫度為110℃，破乳劑加入濃度300 mg/L時，35%～55%含水原油脫水至30%以下需要約90 min。當(dāng)處理溫度為130℃，破乳劑加入濃度300 mg/L時，35%～55%含水原油脫水至30%以下約需要60 min。當(dāng)處理溫度為150℃，破乳劑加入濃度300 mg/L時，35%～55%含水原油脫水至30%以下約需要30 min。經(jīng)過能耗和設(shè)備尺寸的綜合比較，建議考慮130℃處理溫度，停留時間60 min作為二級分離器的設(shè)計參數(shù)。

圖5 低含水率原油高溫靜態(tài)脫水實驗

圖6 30%以下含水率電脫水實驗

2.4 電脫水實驗

低含水率稠油乳化非常嚴(yán)重，脫水更加困難。經(jīng)過試驗條件篩選實驗，在處理溫度130℃，破乳劑濃度400 mg/L的條件下，針對5%～30%含水原油不同電場強度開展電脫水實驗，結(jié)果如圖6所示。由圖6可以看出，含水率5%以下稠油脫水難度非常大，需要增加電場強度和延長停留時間來增加脫水效果。實驗結(jié)果表明，在130℃處理溫度下，破乳劑加入濃度400 mg/L，含水5%～30%原油在1.1 kV/cm電場強度下，停留時間90 min，含水率可以降至1.6%～3.0%。

3 結(jié)論

通過開展目標(biāo)油田稠油的物性測試，基本脫水規(guī)律實驗，高含水率原油靜態(tài)脫水實驗，低含水率原油高溫靜態(tài)脫水實驗以及電脫水實驗，獲得了海上稠油高溫脫水方案以及操作參數(shù)設(shè)置。通過實驗數(shù)據(jù)的驗證，認(rèn)為通過適當(dāng)提高處理溫度，可以有效地降低稠油處理所需的停留時間，從而減小工藝處理設(shè)備的尺寸。結(jié)合目標(biāo)油品的實驗結(jié)果，認(rèn)為一級分離器處理溫度70℃左右，破乳劑濃度100 mg/L ～200 mg/L，停留時間30 min，可以將高含水原油含水率處理至50%。二級分離器需要將處理溫度提高至130℃，破乳劑濃度300 mg/L，停留時間60 min，可以將低含水原油含水率處理至30%以下。電脫水器在130℃處理溫度，破乳劑濃度400 mg/L，停留時間90 min時，可以將原油含水率處理至1.6%～3.0%。雖然高溫脫水方法為海上平臺稠油處理提供了解決方案，相對于陸上稠油大罐沉降脫水技術(shù)，大幅降低了設(shè)備尺寸，減少了平臺甲板面積，但是該方法能耗較高，破乳劑用量較大，操作成本高。海上稠油處理仍亟需高效、緊湊、低能耗新技術(shù)的研究和應(yīng)用。

[1] 寇杰, 楊文, 王秀珍. 稠油熱化學(xué)脫水工藝參數(shù)優(yōu)化研究[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2013，54(6)：153-158.

[2] 蔣昌啟, 朱建華, 劉紅研,等. 超稠油化學(xué)降粘脫水技術(shù)[J]. 青島科技大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2005，26(2):109-113.

[3] 歐陽傳湘, 左晨曉. 遼河油田超稠油脫水溫度優(yōu)化實驗[J]. 新疆石油地質(zhì),2010，31(5)：509-511.

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[5] 劉東明. 風(fēng)城油田超稠油SAGD采出液高溫密閉脫水技術(shù)[J]. 東北石油大學(xué)學(xué)報，2014，38(3)：87-93.

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The Study on High Temperature Dehydration Method of Offshore Heavy Oil Field

ZHANG Ming， WANG Chun-sheng， ZHENG Xiao-peng， CHEN Jing-hua， LU Hong

(CNOOC Research Institute， Beijing 100028， China)

It is very difficult to separate the heavy oil and water. Generally, the tank settlement method is used to dehydrate water from oil in onshore oil field. However, the residence time is long, and the size of the equipment is very large. Because of the tight space on offshore platform, the onshore processing experience for heavy oil treatment cannot be used in offshore oil field. The method to reduce the equipment size must be considered. In the paper, the high temperature heavy oil dehydration experiment is carried out. The experimental results show that by appropriate increase in treatment temperature, the residence time can be effectively reduced. According to the experimental results, the processing parameters are recommended.

offshore platform; heavy oil; high temperature dehydration

1001-4500(2016)06-0074-04

2016-04-27

“十三五”國家科技重大專項“海上稠油高效開發(fā)新技術(shù)”(2016ZX05025)。

張 明(1981-)，男，高級工程師。

TE56

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