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)

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(shí)間較長(zhǎng)，設(shè)備尺寸大。海上平臺(tái)空間緊張，海上稠油處理無(wú)法沿用陸上的處理經(jīng)驗(yàn)，必須考慮大幅降低設(shè)備尺寸。針對(duì)稠油高溫脫水處理方案開(kāi)展了室內(nèi)脫水實(shí)驗(yàn)，通過(guò)實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，認(rèn)為通過(guò)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(shí)間，從而減小工藝處理設(shè)備的尺寸，并根據(jù)實(shí)驗(yàn)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(guó)油氣資源中占有較大比例，我國(guó)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(guó)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(dòng)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(kāi)采過(guò)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(wèn)題。處理溫度一般維持在80℃～90℃，沉降時(shí)間長(zhǎng)達(dá)20 h～30 h，破乳劑的注入量也較大[3，4]。

近些年來(lái)，海上稠油開(kāi)發(fā)得到越來(lái)越多的關(guān)注。目前海上油田已經(jīng)開(kāi)展了一系列稠油熱采試驗(yàn)。但是由于海上平臺(tái)空間有限，稠油脫水處理難以照搬陸上稠油處理經(jīng)驗(yàn)。稠油的脫水工藝成為制約海上稠油油田經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)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(duì)溫度敏感性強(qiáng)，提高稠油處理的操作溫度會(huì)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(yàn)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(kāi)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(shí)間的同時(shí)，必然會(huì)使能耗增加，因此選擇合適的處理溫度是關(guān)鍵。通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的方法，對(duì)海上稠油開(kāi)展脫水實(shí)驗(yàn)，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(shí)間，制訂稠油處理工藝方案，是降低海上稠油開(kāi)發(fā)工程投資的必要方法。

1 原油物性測(cè)試

海上某稠油油田物性測(cè)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(guò)高溫使得原油粘度降低，對(duì)原油脫水有很大的促進(jìn)作用。同時(shí)，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(huì)對(duì)脫水產(chǎn)生負(fù)面影響。根據(jù)《原油電脫水設(shè)計(jì)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(yùn)動(dòng)粘度低于50 mm2/s的溫度條件下進(jìn)行脫水。根據(jù)表1的粘溫性質(zhì)測(cè)試，需要將此種原油升溫至130℃以上，高溫加熱會(huì)使工藝處理系統(tǒng)的熱負(fù)荷大幅增加，對(duì)海上平臺(tái)加熱設(shè)備投資和操作成本影響較大，因此，需要脫水實(shí)驗(yàn)探索較為合理的高溫處理操作溫度和處理停留時(shí)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(shí)驗(yàn)

2.1 基本脫水規(guī)律實(shí)驗(yàn)

圖3 不同含水率原油處理沉降時(shí)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(kuò)散和滲透作用實(shí)現(xiàn)稠油的高效熱化學(xué)脫水。實(shí)驗(yàn)中，針對(duì)多種破乳劑進(jìn)行篩選實(shí)驗(yàn)，確定了一種性能較優(yōu)的破乳劑，針對(duì)破乳劑用量、脫水溫度、沉降時(shí)間等因素，開(kāi)展了稠油靜態(tài)脫水實(shí)驗(yàn)。 在破乳劑用量為400 mg/L時(shí)，不同含水率原油處理沉降時(shí)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(shí)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(gè)小時(shí)，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(shí)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(jí)分離器低溫條件下盡可能脫出自由水，二級(jí)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(shí)間，降低設(shè)備尺寸。

2.2 高含水率原油低溫靜態(tài)脫水實(shí)驗(yàn)

如果對(duì)高含水原油進(jìn)行加熱處理，會(huì)造成海上平臺(tái)熱負(fù)荷大幅上升，影響油田開(kāi)發(fā)成本，因此，實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)結(jié)果。由于稠油乳化比較嚴(yán)重，在溫度較低時(shí)，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(shí)，初始含水率在55%～75%范圍內(nèi)，4 h沉降時(shí)間內(nèi)，基本無(wú)法脫出自由水。當(dāng)處理溫度升高至70℃時(shí)，初始含水率在55%～95%范圍內(nèi)，30 min沉降時(shí)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(shí)，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(kāi)發(fā)，根據(jù)海上熱采開(kāi)發(fā)實(shí)施經(jīng)驗(yàn)，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(jí)分離器在70℃左右，一級(jí)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(shí)驗(yàn)

2.3 低含水率原油高溫靜態(tài)脫水實(shí)驗(yàn)

根據(jù)《原油電脫水設(shè)計(jì)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(jìn)行油水分離處理，因此，針對(duì)初始含水率在35%～55%之間的原油在110℃～150℃開(kāi)展靜態(tài)脫水實(shí)驗(yàn)，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(shí)，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(shí)，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(shí)，35%～55%含水原油脫水至30%以下約需要30 min。經(jīng)過(guò)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(shí)間60 min作為二級(jí)分離器的設(shè)計(jì)參數(shù)。

圖5 低含水率原油高溫靜態(tài)脫水實(shí)驗(yàn)

圖6 30%以下含水率電脫水實(shí)驗(yàn)

2.4 電脫水實(shí)驗(yàn)

低含水率稠油乳化非常嚴(yán)重，脫水更加困難。經(jīng)過(guò)試驗(yàn)條件篩選實(shí)驗(yàn)，在處理溫度130℃，破乳劑濃度400 mg/L的條件下，針對(duì)5%～30%含水原油不同電場(chǎng)強(qiáng)度開(kāi)展電脫水實(shí)驗(yàn)，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(chǎng)強(qiáng)度和延長(zhǎng)停留時(shí)間來(lái)增加脫水效果。實(shí)驗(yàn)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(chǎng)強(qiáng)度下，停留時(shí)間90 min，含水率可以降至1.6%～3.0%。

3 結(jié)論

通過(guò)開(kāi)展目標(biāo)油田稠油的物性測(cè)試，基本脫水規(guī)律實(shí)驗(yàn)，高含水率原油靜態(tài)脫水實(shí)驗(yàn)，低含水率原油高溫靜態(tài)脫水實(shí)驗(yàn)以及電脫水實(shí)驗(yàn)，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(guò)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的驗(yàn)證，認(rèn)為通過(guò)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(shí)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(shí)驗(yàn)結(jié)果，認(rèn)為一級(jí)分離器處理溫度70℃左右，破乳劑濃度100 mg/L ～200 mg/L，停留時(shí)間30 min，可以將高含水原油含水率處理至50%。二級(jí)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(shí)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(shí)間90 min時(shí)，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(tái)稠油處理提供了解決方案，相對(duì)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(tái)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。

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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(guó)家科技重大專項(xiàng)“海上稠油高效開(kāi)發(fā)新技術(shù)”(2016ZX05025)。

張 明(1981-)，男，高級(jí)工程師。

TE56

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