稠油熱化學(xué)脫水技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

王忠良 大慶油田設(shè)計(jì)院

稠油熱化學(xué)脫水技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

王忠良 大慶油田設(shè)計(jì)院

大慶油田目前已進(jìn)入特高含水開采后期，主力油層生產(chǎn)能力遞減，常規(guī)原油儲(chǔ)采比減小，油田的原油生產(chǎn)形勢(shì)越來(lái)越嚴(yán)峻，為了搞好產(chǎn)能接替，作為大慶油田第三大資源的淺層稠油的開采日益受到重視。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，熱化學(xué)脫水技術(shù)適用于稠油脫水，加藥量、停留時(shí)間、處理溫度均對(duì)稠油熱化學(xué)脫水有影響，其中加藥量、處理溫度對(duì)稠油熱化學(xué)脫水的影響尤為顯著。在加藥量200mg/L、處理溫度70℃、停留時(shí)間為20h時(shí)，脫后污水中含油量小于1000mg/L，油中含水率在1.0%以下；在加藥量200mg/L、處理溫度75℃、停留時(shí)間為20h時(shí)，脫后污水中含油量小于1000mg/L，油中含水率在0.5%以下。

稠油；熱化學(xué)脫水；現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)；溫度；停留時(shí)間；加藥量

1 試驗(yàn)?zāi)康?/h2>

大慶油田目前已進(jìn)入特高含水開采后期，主力油層生產(chǎn)能力遞減，常規(guī)原油儲(chǔ)采比減小，油田的原油生產(chǎn)形勢(shì)越來(lái)越嚴(yán)峻，為了搞好產(chǎn)能接替，作為大慶油田第三大資源的淺層稠油的開采日益受到重視。大慶地區(qū)原油在流體性質(zhì)上表現(xiàn)為“兩中三低”的特點(diǎn)，“兩中三低”是指含蠟量、含膠及瀝青質(zhì)中等，原油黏度、密度、凝固點(diǎn)相對(duì)較低，屬普通稠油，具有一定的流動(dòng)性[1]。

與低黏原油相比，稠油中所含的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，其突出的特點(diǎn)是黏度大，密度大，使得稠油油田地面建設(shè)工程中的集輸、脫水等工藝均不同于低黏原油，而且大慶油田地處高寒地區(qū)，加大了稠油處理的難度。目前，大慶油田現(xiàn)有的脫水工藝技術(shù)難以適應(yīng)稠油地面生產(chǎn)的需要，有必要通過(guò)研究來(lái)探索適合大慶油田特點(diǎn)的稠油脫水技術(shù)。

江37區(qū)塊位于黑龍江省泰來(lái)縣湯池鎮(zhèn)，為大慶油田外圍的稠油區(qū)塊[2]，依托該區(qū)塊開展稠油熱化學(xué)脫水現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，確定處理溫度、停留時(shí)間、加藥量等工藝參數(shù)。

2 試驗(yàn)過(guò)程

熱化學(xué)脫水試驗(yàn)在江37區(qū)塊一號(hào)平臺(tái)（包括江37—30—斜10、江37—32—斜10和江37—32—12共3口油井）進(jìn)行，利用3口井的采出液進(jìn)行熱化學(xué)脫水試驗(yàn)。3口井總產(chǎn)液量為4.0m3/d，含水率40%。3口井產(chǎn)液經(jīng)井口電加熱器升溫后，進(jìn)入熱化學(xué)脫水試驗(yàn)裝置進(jìn)行脫水，脫后的原油和含油污水分別進(jìn)入到2個(gè)30m3井口高架罐中?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)流程見圖1。

圖1 熱化學(xué)脫水試驗(yàn)流程

熱化學(xué)脫水試驗(yàn)裝置裝有4個(gè)功率為10kW的電熱棒，用于對(duì)裝置內(nèi)處理介質(zhì)維溫和加熱。

在現(xiàn)場(chǎng)通過(guò)改變熱化學(xué)脫水試驗(yàn)裝置的處理溫度、加藥量以及停留時(shí)間等參數(shù)，開展稠油熱化學(xué)脫水處理試驗(yàn)。

2.1 溫度對(duì)稠油采出液熱化學(xué)脫水的影響

（1）試驗(yàn)條件。脫水溫度為70、75℃，加藥量為200mg/L，停留時(shí)間為20h。

（2）試驗(yàn)結(jié)果。圖2、圖3是溫度為70、75℃的稠油采出液熱化學(xué)脫水影響試驗(yàn)曲線。從圖2、圖3中可以看出：在加藥量為200mg/L、停留時(shí)間為20h、沉降溫度在70℃時(shí)，稠油脫后油中含水率小于1%，污水中含油量小于500mg/L；當(dāng)沉降溫度為75℃時(shí)，脫后油中含水率小于0.5%，污水中含油率小于400mg/L。上述結(jié)果表明，處理溫度對(duì)稠油脫水影響較大，適當(dāng)?shù)靥岣呙撍疁囟扔欣诔碛兔撍?/p>

2.2 停留時(shí)間對(duì)稠油采出液熱化學(xué)脫水的影響

（1）試驗(yàn)條件。加藥量為200mg/L，處理溫度為70、75℃，停留時(shí)間為12～24h。

圖2 70℃時(shí)稠油采出液熱化學(xué)脫水影響試驗(yàn)曲線

圖3 75℃時(shí)稠油采出液熱化學(xué)脫水影響試驗(yàn)曲線

（2）試驗(yàn)結(jié)果。圖4、圖5為70、75℃時(shí)不同停留時(shí)間對(duì)脫水影響的曲線，從圖4、圖5可以看出：當(dāng)脫水溫度為70℃時(shí)，隨著停留時(shí)間的增加，脫后原油的含水率由停留時(shí)間12h的6.48%，下降至停留時(shí)間為24h的0.59%，在停留時(shí)間為20h時(shí)，脫后原油含水率可以達(dá)到0.79%，小于1%的技術(shù)指標(biāo)；當(dāng)脫水溫度為75℃時(shí)，隨著停留時(shí)間的增加，脫后原油的含水率由停留時(shí)間12h的平均1.98%，下降至停留時(shí)間為24小時(shí)的0.28%，在停留時(shí)間為20h時(shí)，脫后原油含水率可以達(dá)到0.46%，小于0.5%的技術(shù)指標(biāo)。

圖4 70℃時(shí)不同停留時(shí)間對(duì)脫水影響的曲線

圖5 75℃時(shí)不同停留時(shí)間對(duì)脫水影響的曲線

2.3 加藥量對(duì)稠油采出液熱化學(xué)脫水的影響

（1）試驗(yàn)條件。加藥量為50～300mg/L，處理溫度為70、75℃，停留時(shí)間為20h。

（2）試驗(yàn)結(jié)果。圖6、圖7為70、75℃時(shí)不同加藥量對(duì)脫水影響的曲線。從圖6、圖7可看出：在處理溫度為70℃、停留時(shí)間為20h的情況下，隨著破乳劑投量的增加，脫后油中含水率隨著加藥量的增加而降低，當(dāng)加藥量達(dá)到200mg/L時(shí)，脫后油中含水率達(dá)到0.8%；在處理溫度為75℃、停留時(shí)間為20h的情況下，隨著破乳劑投量的增加，脫后油中含水率降低，在加藥量達(dá)到200mg/L時(shí)，脫后油中含水率達(dá)到0.46%。

圖6 70℃時(shí)不同加藥量對(duì)脫水影響的曲線

圖7 75℃時(shí)不同加藥量對(duì)脫水影響的曲線

3 結(jié)論

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，熱化學(xué)脫水技術(shù)適用于稠油脫水，加藥量、停留時(shí)間、處理溫度均對(duì)稠油熱化學(xué)脫水有影響，其中加藥量、處理溫度對(duì)稠油熱化學(xué)脫水的影響尤為顯著。

在加藥量200mg/L、處理溫度70℃、停留時(shí)間為20h時(shí)，脫后污水中含油量小于1000mg/L，油中含水率在1.0%以下；在加藥量200mg/L、處理溫度75℃、停留時(shí)間為20h時(shí)，脫后污水中含油量小于1000mg/L，油中含水率在0.5%以下。

[1]李青民．大慶西部外圍稠油提高采收率技術(shù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究[D]．大慶：大慶石油學(xué)院工程碩士專業(yè)學(xué)位論文，2008.

[2]李玉華，鄭玉泉，呂莉莉，等．稠油流變性研究[J]．油氣田地面工程，2007，26（11）：12-13.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.4.005