新工藝提升超稠油脫水質(zhì)量的實(shí)驗(yàn)研究及其應(yīng)用

韓帥

中國石油遼河油田分公司 特種油開發(fā)公司 （遼寧 盤錦 124010）

熱化學(xué)沉降是一種降低原油含水率的有效方法，是將原油乳狀液加熱到一定溫度，并在原油乳狀液中加入適量的原油破乳劑，經(jīng)過一定時(shí)間的沉降后達(dá)到原油脫水目的。針對(duì)稠油、超稠油油田，現(xiàn)場一般采用2 段式脫水工藝進(jìn)行脫水處理，即原油經(jīng)過2 次加熱、2 次加藥及2 次沉降脫水后，含水率可降低至5%以下。作為國內(nèi)規(guī)模最大的超稠油生產(chǎn)基地，遼河油田蒸汽吞吐開發(fā)已進(jìn)入高周期、高含水、低油氣比的采油后期。受客觀因素影響，采出原油密度、黏度的升高導(dǎo)致原油中水滴和固體懸浮物的乳化穩(wěn)定性顯著增強(qiáng)，進(jìn)入聯(lián)合站后表現(xiàn)為油水分離難度加大，常規(guī)的2 段式熱化學(xué)沉降在面對(duì)高流量、高含水原油時(shí)，脫水質(zhì)量不達(dá)標(biāo)現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生，對(duì)原油管輸穩(wěn)定性也造成一定影響[1-2]。據(jù)此，開展了3段式脫水工藝實(shí)驗(yàn)研究與現(xiàn)場應(yīng)用。

1 2段式與3段式脫水工藝對(duì)比

1.1 2段式脫水工藝

2 段式脫水工藝流程可概括為：采油作業(yè)區(qū)來液經(jīng)進(jìn)站計(jì)量、1 段加藥、動(dòng)態(tài)混相器攪拌混合后進(jìn)入1 段沉降罐做動(dòng)態(tài)沉降脫水處理，罐頂部原油由浮筒收集連續(xù)倒出罐外，原油出罐后經(jīng)2段加藥、倒罐泵提升、倒罐計(jì)量、換熱器加熱后進(jìn)入2段沉降罐做靜態(tài)沉降脫水處理。2 段沉降罐靜沉過程中，需及時(shí)跟蹤監(jiān)測原油含水率及水層高度變化情況，通過抽底水將2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)后即可用于銷輸[3]。2 段式熱化學(xué)沉降工藝流程如圖1所示。

1.2 3段式脫水工藝

3段式脫水工藝包括了3個(gè)脫水子系統(tǒng)，即沉降脫水系統(tǒng)、動(dòng)態(tài)熱化學(xué)沉降脫水系統(tǒng)和靜態(tài)熱化學(xué)沉降脫水系統(tǒng)。流程可概括為：采油作業(yè)區(qū)來液經(jīng)進(jìn)站計(jì)量后首先進(jìn)入1 段沉降罐，依靠重力進(jìn)行油水分離，罐頂部原油由浮筒收集后連續(xù)自壓出罐，經(jīng)1 段加藥后進(jìn)入2 段沉降罐做動(dòng)態(tài)沉降脫水處理，罐頂部原油由浮筒收集連續(xù)倒出罐外，經(jīng)2段加藥、倒罐泵提升、倒罐計(jì)量、換熱器加熱后進(jìn)入3 段沉降罐做靜態(tài)沉降脫水處理，待原油含水達(dá)標(biāo)后即可用于外輸外銷[4-8]。3 段式熱化學(xué)沉降工藝流程如圖2所示。

圖1 2段式熱化學(xué)沉降工藝流程

2 擬定實(shí)驗(yàn)參數(shù)

選取某2 段式脫水站作為研究對(duì)象，現(xiàn)場工藝運(yùn)行參數(shù)見表1，脫水設(shè)備主要包括萬方級(jí)拱頂鋼質(zhì)儲(chǔ)罐、浮頭式原油換熱器、轉(zhuǎn)子油泵及隔膜式加藥泵。根據(jù)3 段式脫水工藝流程布置，結(jié)合現(xiàn)有脫水設(shè)備技術(shù)參數(shù)，擬定新工藝運(yùn)行參數(shù)見表2。

圖2 3段式熱化學(xué)沉降工藝流程

表1 2段式脫水工藝運(yùn)行參數(shù)

表2 3段式脫水工藝運(yùn)行參數(shù)

3 模擬實(shí)驗(yàn)過程

3.1 介質(zhì)來源及實(shí)驗(yàn)方法

按照GB/T 4756—2015《石油液體手工取樣法》[9]要求，采集該脫水站進(jìn)站原油作為實(shí)驗(yàn)介質(zhì)，物性分析結(jié)果見表3。在實(shí)驗(yàn)室利用“靜置浮升法”對(duì)采集到的介質(zhì)進(jìn)行3 段式脫水工藝模擬實(shí)驗(yàn)，分析最佳脫水溫度、時(shí)間、藥劑使用參數(shù)，為工藝現(xiàn)場應(yīng)用提供可靠的理論依據(jù)。實(shí)驗(yàn)過程以GB/T 8929—2006《原油水含量測定蒸餾法》[10]作為含水率測定標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)驗(yàn)儀器主要有恒溫水浴箱、1 000 mL 燒杯、常壓蒸餾器、蒸餾燒瓶等。

3.2 1段脫水模擬實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)過程：不投加破乳藥劑，將1只裝滿1 000mL實(shí)驗(yàn)介質(zhì)的燒杯密封，靜置在90 ℃恒溫水浴箱內(nèi)，分別在沉降時(shí)間為10 h、20 h、30 h、40 h時(shí)撈取燒杯上部渣油狀樣品，測定含水率并觀察油水界面變化情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表3 實(shí)驗(yàn)介質(zhì)物性分析結(jié)果

表4實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：脫水溫度相同，原油含水率隨沉降時(shí)間增加而下降。其中：原油在0～20 h 脫水效果最佳，0～10 h 脫水率 29.62%、10～20 h 脫水率37.54%，原油含水率在 0～20 h 由 86.57% 下降至54.07%，降幅達(dá)32.5%,但脫出水相渾濁，油水兩相界面不整齊。當(dāng)沉降時(shí)間超過20 h 后，原油脫水率大幅降低，原油含水率在20～40 h 降幅僅為0.53%。整體看，原油在90 ℃脫水環(huán)境下沉降40 h可以滿足含水率小于60%的工藝指標(biāo)要求。

表4 1段原油脫水模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

3.3 2段脫水模擬實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)過程：投加TR-DEM/ZD-Ⅰ型破乳藥劑，將5 只裝滿1 000 mL 實(shí)驗(yàn)介質(zhì)的燒杯密封（其中1只作為空白實(shí)驗(yàn)，其余4 只摻入不同濃度的TRDEM/ZD-Ⅰ型破乳劑），靜置在90 ℃恒溫水浴箱內(nèi)，沉降時(shí)間30 h，分別撈取燒杯上部渣油狀樣品，測定含水率并觀察油水界面變化情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：脫水溫度和時(shí)間相同，原油含水率隨加藥濃度增加而下降。其中：破乳劑加藥濃度大于150 mg/L 時(shí)，原油含水率便可滿足小于20%的工藝指標(biāo)要求，且脫出水相較清，油水兩相界面整齊。當(dāng)破乳劑加藥濃度達(dá)到250 mg/L 時(shí)，原油脫水率達(dá)73.7%，含水率降至13.82%，但噸液處理成本較加藥濃度150 mg/L 增加0.9 元，日均增加藥劑成本支出6 480 元。因此，在滿足2 段脫水指標(biāo)前提下，應(yīng)重點(diǎn)控制藥劑成本支出，加藥濃度選擇150 mg/L較為合理。

3.4 3段脫水模擬實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)過程：投加TR-DEM/ZD-Ⅰ型破乳藥劑，將5 只裝滿1 000 mL 實(shí)驗(yàn)介質(zhì)的燒杯密封（其中1只作為空白實(shí)驗(yàn)，其余4 只摻入不同濃度的TRDEM/ZD-Ⅰ型破乳劑），靜置在95 ℃恒溫水浴箱內(nèi)，沉降時(shí)間60 h，分別撈取燒杯上部渣油狀樣品，測定含水率并觀察油水界面變化情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：TR-DEM/ZD-Ⅰ型破乳劑對(duì)低含水原油仍然具有良好的脫水反應(yīng)效果，破乳劑加藥濃度大于350 mg/L 時(shí)，原油含水率便可滿足小于3%的工藝指標(biāo)要求，且脫出水相較清或清晰，油水兩相界面整齊。當(dāng)加藥濃度由400 mg/L 增加至450 mg/L 時(shí)，原油脫水率由89.82%提高至90.53%，但兩者反應(yīng)后的含水率差值僅為0.14%，脫水效果提升有限。在成本支出方面，破乳劑加藥濃度400 mg/L較350 mg/L 的噸液處理成本增加0.45 元，日均增加藥劑成本支出僅為1 782 元。由于3 段脫水過程處于流程最末端，應(yīng)重點(diǎn)保障原油脫水指標(biāo)合格，從破乳效果及生產(chǎn)成本兩方面考慮，加藥濃度選擇400 mg/L為最佳。

表5 2段原油脫水模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

表6 3段原油脫水模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

4 新工藝應(yīng)用情況

現(xiàn)場應(yīng)用期間，每隔2 h 對(duì)各段沉降罐出油進(jìn)行取樣，測定含水率變化情況。當(dāng)新工藝運(yùn)行24 h后測得一段沉降罐出油排量220 m3/h，含水率均值由22.75%上升至41.55%，運(yùn)行48 h 后含水率均值上升至43.62%；當(dāng)新工藝運(yùn)行72 h 后測得2 段沉降罐出油排量200 m3/h，含水率均值為17.90%；當(dāng)新工藝運(yùn)行96 h后測得3段沉降罐出油排量170 m3/h，含水率均值為1.80%，運(yùn)行120 h 后含水率均值下降至1.47%。在破乳藥劑投加方面，現(xiàn)場以模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果為依據(jù)，將 1 段加藥濃度由 250 mg/L 降至 0，2 段加藥濃度由 500 mg/L 降至 200 mg/L，3 段由 0 增至450 mg/L，加藥系統(tǒng)運(yùn)行狀況良好。

5 結(jié)論

1）新工藝現(xiàn)場應(yīng)用期間，原油脫水質(zhì)量達(dá)到室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果預(yù)期。得益于1段沉降罐油水自然分離過程，有效去除了原油中的大量游離水，減輕了后續(xù)2 段沉降罐、3 段沉降罐原油破乳脫水難度，工藝處理后的原油含水率較舊工藝下降近2%，原油管輸過程更加穩(wěn)定、安全。

2）新工藝流程改造相對(duì)簡單、投資成本低，以實(shí)驗(yàn)站為例，已有的沉降罐、轉(zhuǎn)油泵、換熱器、加藥泵等設(shè)備在數(shù)量及參數(shù)上均滿足工藝運(yùn)行要求，部分設(shè)備經(jīng)管線改造后便可直接用于3段式脫水工藝流程，現(xiàn)場工作量主要集中在新管線、閥門的安裝與焊接，投資成本控制在15萬元以內(nèi)。

3）與投入相比，新工藝挖潛創(chuàng)效潛力巨大。3段式脫水工藝采取2 次破乳藥劑投加，取消1 段沉降罐前端加藥點(diǎn)，同時(shí)將新加藥點(diǎn)分別設(shè)置在2 段沉降罐、3 段沉降罐前端。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，新工藝下的實(shí)驗(yàn)站破乳劑綜合加藥濃度為269 mg/L，若按實(shí)驗(yàn)站日均處理液量18 000 m3計(jì)算，新工藝可實(shí)現(xiàn)破乳藥劑結(jié)余3.2 t/d，年創(chuàng)效達(dá)759.2萬元，具有推廣應(yīng)用價(jià)值。