韓帥

中國(guó)石油遼河油田特種油開發(fā)公司

原油中水珠的分離和沉降主要服從斯托克斯定律，超稠油黏度大、油水密度差小，膠質(zhì)與瀝青質(zhì)含量高，乳狀液狀態(tài)十分穩(wěn)定，是造成脫水困難的主要原因[1]。特一聯(lián)合站是遼河油田生產(chǎn)規(guī)模最大的超稠油聯(lián)合站，承擔(dān)著特油公司全部油井產(chǎn)出液的存儲(chǔ)、加工以及銷輸工作，現(xiàn)場(chǎng)主要采用兩段式熱化學(xué)沉降脫水技術(shù)對(duì)超稠油進(jìn)行脫水處理，其中一段為水溶性破乳劑輔助下的動(dòng)態(tài)沉降脫水，二段為油溶性破乳劑輔助下的靜態(tài)沉降脫水，經(jīng)工藝處理72 h 后原油銷輸含水率小于3%視為脫水合格。近幾年，特一聯(lián)合站現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)效果不穩(wěn)，原油二段脫水處理難度逐漸增加，無法滿足分段控制指標(biāo)要求，且破乳劑消耗量較設(shè)計(jì)指標(biāo)超出1.3 t/d。為了扭轉(zhuǎn)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)被動(dòng)局面，特一聯(lián)合站首次引入裂化油輔助超稠油脫水技術(shù)，為更好地完成原油處理工作提供保障。

1 室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)

根據(jù)特一聯(lián)合站原油二段脫水處理現(xiàn)狀（表1），設(shè)計(jì)室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)用油為遼河油田自產(chǎn)資源，采集過程按照GB/T 4756—2015《石油液體手工取樣法》[2]要求進(jìn)行，其中超稠油為特一聯(lián)合站一段脫水后原油，裂化油為某煉化公司減壓蒸餾塔產(chǎn)出一線油，物性分析結(jié)果見表2。

表1 原油二段脫水處理指標(biāo)Tab.1 Secondary dehydration treatment indicators for crude oil

表2 實(shí)驗(yàn)用油物性分析結(jié)果Tab.2 Physical property analysis results of experimental oil

以“靜置浮升法”作為主要實(shí)驗(yàn)方法，以GB/T 8929—2006《原油水含量測(cè)定蒸餾法》[3]、SY/T 0520—2008《原油黏度測(cè)定旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)平衡法》[4]作為實(shí)驗(yàn)效果判定標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)驗(yàn)儀器主要為恒溫水浴箱、1 000 mL燒杯、常壓蒸餾器、蒸餾燒瓶等。在實(shí)驗(yàn)室，首先通過降黏實(shí)驗(yàn)考察摻油量與降黏效果之間關(guān)系，確認(rèn)摻油比范圍，然后通過脫水實(shí)驗(yàn)考察不同摻油比配合不同破乳劑加藥濃度的反應(yīng)效果，確認(rèn)最佳參數(shù)，為新技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用提供理論依據(jù)[5-7]。

1.1 降黏實(shí)驗(yàn)

不投加破乳藥劑，將超稠油與裂化油按選定體積比進(jìn)行配比，混合后含水率控制在18%～20%，規(guī)定混合油樣體積1 000 mL 并加熱至80 ℃，撈取油樣頂部渣油狀樣品進(jìn)行黏度測(cè)定，同時(shí)根據(jù)超稠油與裂化油體積比以及二段脫水罐日均進(jìn)液量推算裂化油需求量。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表3，數(shù)據(jù)變化趨勢(shì)如圖1所示。

圖1 不同摻油比下的黏度變化曲線Fig.1 Viscosity variation curve under different oil blending ratios

表3 室內(nèi)降黏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.3 Results of indoor viscosity reduction experiment

由圖1可知，80 ℃條件下，隨著超稠油與裂化油體積比的逐漸降低，混合油樣黏度呈現(xiàn)遞減趨勢(shì)，黏度由8 100 mPa·s 降至1 000 mPa·s。其中當(dāng)體積比＜35∶1，即裂化油占比＞2.9%時(shí)，混合油樣黏度降幅可達(dá)60%以上；從裂化油需求量上看，當(dāng)體積比＜30∶1，即裂化油占比＞3.3%時(shí)，需求量增加＞50%，脫水經(jīng)濟(jì)性較差。當(dāng)超稠油與裂化油體積比為30∶1～35∶1 時(shí)，可兼顧降黏效果與經(jīng)濟(jì)指標(biāo)要求。

1.2 脫水實(shí)驗(yàn)

將超稠油與裂化油按選定體積比進(jìn)行配比，混合后含水率控制在18%～20%，規(guī)定混合油體積1 000 mL，依次開展不同破乳劑加藥濃度下的脫水實(shí)驗(yàn)，脫水溫度恒定80 ℃，破乳藥劑為油溶性破乳劑（環(huán)氧丙烷乙烷嵌段聚合物），在沉降脫水12、24、48、72 h時(shí)分別撈取燒杯頂部油樣，測(cè)定含水率變化情況。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表4，數(shù)據(jù)變化趨勢(shì)如圖2和圖3所示。

圖2 實(shí)驗(yàn)Ⅰ含水率變化曲線Fig.2 Moisture content change curve of experiment I

圖3 實(shí)驗(yàn)Ⅱ含水率變化曲線Fig.3 Moisture content change curve of experiment Ⅱ

表4 室內(nèi)脫水實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.4 Indoor dehydration experiment results

從脫水效果上看，相同脫水溫度和沉降時(shí)間，混合油樣脫水速率隨超稠油與裂化油體積比下降而提高，混合油樣含水率隨加藥濃度上升而降低。當(dāng)體積比為35∶1、加藥濃度≥500 mg/L時(shí)，燒杯內(nèi)油樣沉降72 h 后頂部含水率未測(cè)出；當(dāng)體積比為30∶1，加藥濃度≥300 mg/L 時(shí)可以達(dá)到同樣效果。雖然前者在藥劑使用量上較后者增加約0.86 t/d，但適當(dāng)提高加藥濃度能夠減小脫水溫度降低、沉降時(shí)間縮短等不利因素對(duì)脫水質(zhì)量造成的影響。因此，選擇超稠油與裂化油體積比35∶1、破乳劑加藥濃度500 mg/L較為合理。

1.3 水處理實(shí)驗(yàn)

利用水處理實(shí)驗(yàn)，考察裂化油與超稠油污水（脫出水）混合反應(yīng)效果，判斷裂化油對(duì)超稠油污水水質(zhì)影響情況。超稠油污水取自一段脫水罐底水出口，未投加凈水藥劑，實(shí)驗(yàn)溫度恒定80 ℃，將兩種實(shí)驗(yàn)介質(zhì)充分混合震蕩，觀察反應(yīng)過程，計(jì)量反應(yīng)前后油水體積變化，測(cè)定污水含油量變化，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表5。

表5 污水反應(yīng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.5 Sewage reaction experiment results

由表5可知，反應(yīng)初期，實(shí)驗(yàn)容器內(nèi)油水兩相分離迅速，油水兩相界面整齊。靜置5 min 后未見水相發(fā)生明顯乳化，油水總體積較反應(yīng)前減少6 mL，主要表現(xiàn)在污水體積減少，說明裂化油將超稠油污水中的部分油相萃取至油層間隙，發(fā)揮了污水除油作用。經(jīng)測(cè)定，實(shí)驗(yàn)容器底部放出水含油濃度4 268 mg/L，較反應(yīng)前下降約1 000 mg/L。因此，裂化油參與超稠油降黏脫水不會(huì)對(duì)超稠油污水水質(zhì)產(chǎn)生污染，可以投入現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2.1 流程設(shè)計(jì)

在特一聯(lián)合站兩段式沉降脫水工藝流程及動(dòng)態(tài)生產(chǎn)監(jiān)控系統(tǒng)基礎(chǔ)上，增加裂化油輔助脫水技術(shù)相對(duì)簡(jiǎn)單，改造成本投入一般較低[8]。特一聯(lián)合站沉降罐、轉(zhuǎn)油泵、換熱器、加藥泵等現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備設(shè)施在數(shù)量和參數(shù)上均滿足新工藝運(yùn)行要求，可直接使用，其他新建部分可采取修舊利廢方式降低機(jī)泵、管線采購(gòu)成本。此外，將裂化油摻入位置選擇在二段破乳劑加藥點(diǎn)前端，最大限度降低超稠油化學(xué)破乳難度[9-10]。

新工藝現(xiàn)場(chǎng)流程可概括為：采油作業(yè)區(qū)來液經(jīng)進(jìn)站計(jì)量、一段加藥、動(dòng)態(tài)攪拌后進(jìn)入一段脫水罐做動(dòng)態(tài)沉降脫水處理。裂化油由拉運(yùn)車卸入儲(chǔ)油槽，經(jīng)泵升壓后摻入一段脫水罐出油管線，經(jīng)二段加藥、換熱器加熱后進(jìn)入二段脫水罐做靜態(tài)沉降脫水處理。二段沉降罐靜沉過程中，需及時(shí)跟蹤監(jiān)測(cè)原油含水率及水層高度變化情況，通過抽底水將二段沉降罐水層高度控制在3.5 m 以下，待原油含水達(dá)標(biāo)后便可進(jìn)行銷輸。新工藝改造以現(xiàn)有設(shè)備為主，脫水工藝流程如圖4 所示，運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)見表6。

圖4 新脫水工藝流程Fig.4 New dehydration process flow

2.2 應(yīng)用效果

新工藝投運(yùn)后，二段脫水罐進(jìn)油黏度穩(wěn)定在3 900～4 280 mPa·s，較舊工藝運(yùn)行期間降低59.2%～62.8%。此外，以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)參數(shù)為依據(jù)，將二段破乳劑加藥濃度由800 mg/L 降至500 mg/L，調(diào)整后的加藥系統(tǒng)運(yùn)行狀況良好。按照設(shè)定時(shí)間間隔，現(xiàn)場(chǎng)隨機(jī)對(duì)5 個(gè)二段脫水罐液面下3、5、7 m位置油層進(jìn)行取樣跟蹤，測(cè)定含水率變化情況（表7）。

表7 新工藝脫水效果檢測(cè)數(shù)據(jù)Tab.7 Test data for dehydration effect of new process

數(shù)據(jù)證實(shí)，新技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果基本一致，裂化油對(duì)超稠油脫水速率和脫水質(zhì)量發(fā)揮了良好的改進(jìn)作用，扭轉(zhuǎn)了特一聯(lián)合站生產(chǎn)被動(dòng)局面。具體來看，當(dāng)超稠油與裂化油混合體積比≥30∶1、二段破乳劑加藥濃度≥400 mg/L 時(shí)，二段脫水罐原油可在48 h內(nèi)脫水合格，較未摻裂化油縮短約24 h，加藥濃度降低400 mg/L。另外，通過對(duì)二段脫水罐底部排出水取樣分析，污水含油濃度范圍在336～867 mg/L，較未摻裂化油降低1 500～2 000 mg/L。

3 結(jié)論

（1）裂化油輔助超稠油脫水技術(shù)思路可行。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用可以看出，得益于優(yōu)秀的降黏特性，新工藝可有效降低超稠油脫水難度，提高超稠油脫水效果，縮短沉降處理時(shí)間，且裂化油對(duì)超稠油污水中的油相具有一定萃取作用，不對(duì)污水處理系統(tǒng)造成污染。

（2）超稠油與裂化油混合脫水存在最佳體積比。裂化油摻入超稠油體積量并非越高越好，應(yīng)在保障超稠油降黏效果的同時(shí)綜合考慮破乳劑加藥濃度，并以超稠油脫水效果作為最佳體積比的優(yōu)化指標(biāo)。

（3）與投入相比，新工藝提質(zhì)增效潛力巨大。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，特一聯(lián)合站二段破乳劑加藥濃度較舊工藝降低400 mg/L，按二段脫水罐處理量4 320 m3/d 計(jì)算，新工藝減少破乳劑使用量1.73 t/d，實(shí)現(xiàn)降本1.29 萬元/d，扣除裂化油使用量145 m3/d，折算成本0.28萬元/d，年新工藝實(shí)現(xiàn)創(chuàng)效368.7萬元。