SAGD超稠油采出液高溫熱化學沉降脫水

李志國 艾合買江·芒力克 祝先貴 張建軍 劉 婷

1新疆油田風城油田作業(yè)區(qū)2新疆金戈壁油砂礦開發(fā)有限責任公司3新疆油田石西油田作業(yè)區(qū)

SAGD超稠油采出液高溫熱化學沉降脫水

李志國1艾合買江·芒力克2祝先貴1張建軍1劉 婷3

1新疆油田風城油田作業(yè)區(qū)2新疆金戈壁油砂礦開發(fā)有限責任公司3新疆油田石西油田作業(yè)區(qū)

針對風城SAGD超稠油采出液溫度高、攜砂量大、攜砂粒徑小、油水乳化嚴重等特點，分析了目前脫水試驗站運行狀況并對投運過程參數進行優(yōu)化。根據現場實踐經驗，為了使預脫水藥劑和正相破乳劑與SAGD采出液充分混合，將預脫水藥劑加藥點設置在旋流除砂裝置前段，使藥劑和采出液有充分的反應時間。根據室內預處理劑、破乳劑篩選試驗和現場小型模擬裝置試驗結果，初步確定預處理劑加藥量為300 mg/L，正相破乳劑加藥量為200 mg/L。2014年6月，SAGD高溫密閉試驗站共處理SAGD采出液262.8×104m3，原油35.8×104t；目前原油含水率＜1.5%，脫出污水含油量＜500 mg/L。

SAGD；超稠油；脫水；污水含油；原油含水

蒸汽輔助重力泄油（簡稱SAGD）是開發(fā)超稠油的有效手段之一，采收率可提高至50%以上。SAGD特殊的開發(fā)方式，以及稠油砂巖油藏疏松的地質條件和較小的油水密度差，采出液中原油密度大、酸值高、黏度高、膠質和瀝青質含量高，采出液中泥砂含量高，使得采出液組成復雜[1]。采出液非常穩(wěn)定，進入稠油集輸處理工藝后，造成集輸系統(tǒng)原油脫水困難；同時分離后的污水含油明顯增高，出水指標惡化，給油、水處理系統(tǒng)的平穩(wěn)運行造成很大的沖擊。

1 脫水試驗及超稠油物性分析

1.1 脫水工藝流程

風城SAGD密閉脫水試驗站脫水工藝流程如圖1所示。來液進除砂間除砂，然后進蒸汽處理器進行氣液分離，分離后的蒸汽經換熱去稠油聯合站處理，分離出的液相經換熱去預脫水裝置脫水。預脫水裝置出水經水水換熱器換熱去稠油聯合站除油罐，出油去熱化學脫水裝置。熱化學脫水裝置出油去電脫水裝置，電脫水裝置出油去稠油聯合站凈化罐，熱化學和電脫水裝置出水去稠油聯合站除油罐。

1.2 超稠油原油基本物性

化驗結果表明，混合油中膠質含量大于20%；50℃脫氣原油黏度為21 825～61 200 mPa·s，平均32 937 mPa·s。試驗區(qū)原油黏溫反應敏感，溫度每升高10℃，黏度降低50%～70%，溫度100℃時，原油黏度降到1 000 mPa·s左右，溫度在140℃時，原油黏度下降到100 mPa·s左右。

圖1SAGD高溫密閉脫水試驗站脫水工藝流程

2 SAGD采出液處理技術室內實驗

2.1SAGD采出液處理破乳劑篩選

由于SAGD采出液以O/W型乳液為主，直接加正相破乳劑脫水不能達到預期效果，需首先進行預脫水，主要采用投加合適的預脫水藥劑的形式予以實現[2]。對SAGD采出液單獨處理的流程為先加預處理劑，后加正相破乳劑進行熱化學沉降處理。SAGD采出液先加400 mg/L水相破乳劑，后加入400 mg/L正相破乳劑進行熱化學沉降（90℃），24 h可以使水中含油量下降至2 453 mg/L，比加反相破乳劑效果好，具體預處理篩選結果見表1。

2.2SAGD采出液熱化學脫水

影響SAGD超稠油脫水的重要因素是溫度和黏度。SAGD采出液溫度約為180℃，分離后達140～160℃，對正相破乳劑的耐溫性能提出更高的要求。超稠油熱化學脫水試驗：SAGD試驗區(qū)單井混合含水油樣；試驗條件為溫度100℃、120℃、140℃、160℃，記錄時間1、2、4、6、8 h。試驗結果：SAGD原油乳狀液在140℃溫度條件下恒溫4.0 h，脫水率為89.3%，達到預期的脫水效果。

表1 預處理劑篩選結果

2.3SAGD采出液摻柴油脫水

SAGD管匯采出液使用摻柴油的方法降黏脫水，所摻柴油是從稠油中提煉的焦化柴油。SAGD超稠油采出液摻入柴油對超稠油脫水有明顯的促進作用，在140℃和150℃脫水效果較好。當超稠原油中摻入柴油比例達到10%時，超稠油在150℃、沉降2 h后脫水率達到80%以上；當摻入柴油比例達到15%、溫度150℃、沉降4 h后原油脫水率可達到97%，溫度140℃時脫水率可達到91.6%，凈化原油含水率小于5%。

2.4 高溫密閉脫水動態(tài)模擬

在超稠油室內實驗的基礎上，為了進一步驗證超稠油熱化學脫水的可行性，共同研發(fā)了超稠油熱、電化學脫水動態(tài)模擬試驗裝置，進行了預脫水試驗、預脫水+一段熱化學脫水試驗、預脫水+二段熱化學脫水試驗的動態(tài)試驗[3]。

通過上述室內及現場試驗情況，得出以下結論：SAGD采出液呈穩(wěn)定的O/W型乳化狀態(tài)，在該狀態(tài)下常用破乳劑不能起到預期的脫水效果，應在流程前端增設預脫水劑加藥工藝，預脫水時間應不小于45 min。SAGD采出液最佳熱化學脫水時間應不小于120 min，120 min后脫水速度趨于緩慢。SAGD采出液最佳熱化學脫水溫度為140～160℃。摻合適比例的柴油能夠降黏且大幅度提高超稠油熱化學脫水效果。在低含水情況下，電場對超稠油采出液脫水有一定的促進作用。原油中含砂量超過0.1%時，會嚴重影響油水自然分離效果和熱化學脫水效果。

3 運行狀況及參數優(yōu)化

3.1 目前運行狀況

試驗站運行以來平均來液量在7 428 m3左右，2014年4～6月來液量有所增加，均值在8 000 m3以下，預處理劑加藥濃度為150～200 mg/L，正相破乳劑加藥濃度為135～150 mg/L。目前試驗站來液含水率為75%～85%，摻柴油比例為5%左右，預處理劑加藥濃度控制在150 mg/L左右，正相破乳劑加藥濃度控制在135 mg/L左右。

電脫水器出口6個月出油含水率平均值在0.7%左右，在正常的情況下出油含水率都在1.5%以下，均小于指標值要求（5%）。

3.2 運行參數優(yōu)化

根據現場實踐經驗，為了使預脫水藥劑和正相破乳劑與SAGD采出液充分混合，將預脫水藥劑加藥點設置在旋流除砂裝置前段，使藥劑和采出液有充分的反應時間。根據室內預處理劑、破乳劑篩選和現場小型模擬裝置試驗結果，初步確定預處理劑加藥量為300 mg/L，正相破乳劑加藥量為200 mg/L。

（1）摻柴比優(yōu)化。在其他基礎參數條件不變的情況下，改變摻柴比，試驗5%、10%、15%、20%的摻柴比對處理后污水含油量以及原油含水率的影響。按油量質量比摻入柴油后，SAGD采出液處理后的污水含油量以及原油含水率均可以達到標準，且隨著摻柴油比例的增加而逐漸降低。因此根據現場試驗，確定摻柴油比例為5%。

（2）預處理加藥量優(yōu)化。保持摻柴油比例為5%，摻柴點為蒸汽分離器進口，正相破乳劑加藥濃度為200 mg/L，加藥點為熱化學脫水器前段，預處理劑加藥點為除砂裝置進口，改變預處理劑加藥濃度進行試驗。加藥濃度控制在150～500 mg/L時，仰角分離器出水水質較好，出油含水無影響。因此根據現場試驗，確定加藥濃度為在150 mg/L。

（3）正相破乳劑加藥量優(yōu)化。保持摻柴油比例為5%，摻柴點為蒸汽分離器進口，預處理劑加藥濃度為200 mg/L，加藥點為除砂裝置進口，正相破乳劑加藥點為熱化學脫水器進口，改變正相破乳劑加藥濃度進行試驗。加藥濃度從500mg/L逐步降低至135 mg/L時，原油含水率均可控制在1%以內。因此根據現場試驗，確定加藥濃度為135 mg/L。

4 結論

通過風城超稠油SAGD采出液高溫密閉處理技術研究與應用，形成了SAGD采出液“高溫密閉+蒸汽分離+油水預分離+熱化學脫水”的處理工藝技術。

SAGD采出液表觀上是穩(wěn)定的O/W型乳狀液，微觀上存在油包水、水包油的多重乳化形態(tài)，與蒸汽吞吐采出液的油水乳化狀態(tài)有明顯差異。由室內及現場模擬試驗數據，可以初步確定SAGD高溫密閉脫水思路：前端除砂、預脫水，在線排砂、摻柴油，熱、電化學聯合脫水；在摻柴點（5%）為蒸汽分離器進口，預處理劑（150 mg/L）加藥點為除砂裝置進口，正相破乳劑（135 mg/L）加藥點為熱化學脫水器進口的條件下，處理后的采出液平均出水含油量在232 mg/L左右，平均出油含水率在0.6%左右，都在正常的標準值范圍。2014年6月，SAGD高溫密閉試驗站共處理SAGD采出液262.8× 104m3，原油35.8×104t。設計指標：污水含油量≤8 000 mg/L，出油含水率≤2%，平均原油含水率≤1.6%，脫出水含油量≤7 913 mg/L；目前原油含水率小于1.5%、脫出水含油量小于500 mg/L。

[1]寧長春，韓淑菊，吳廷友，等．哈拉哈塘油田原油脫水工藝優(yōu)化設計[J]．油氣田地面工程，2013，32（2）：34-35.

[2]李宗強．超稠油SAGD工藝采出液脫水研究[J]．特種油氣藏，2006，13（21）：47-50.

[3]吳本芳，郭金波．稠油油溶性降粘劑研究進展[J]．油氣儲運，2003，22（2）：1-7.

（欄目主持楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.5.006