緩蝕劑在海上某油田含蠟原油脫水的應(yīng)用

李林虎,林川,楊生銘,田東東

(中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司,廣東 深圳 518000)

1 研究背景

1.1 南海東部某深水油田群介紹

南海東部某深水油田群采用全水下開發(fā)模式,分別由A油田、B油田、C油田與一艘FPSO組成,水下生產(chǎn)井原油通過(guò)海底管道輸送至FPSO(Floating Production Storage and Offloading,浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油輪)進(jìn)行處理。原油經(jīng)FPSO工藝系統(tǒng)處理合格(含水率低于0.5%)后進(jìn)行貨油艙儲(chǔ)存、外輸,脫出的生產(chǎn)水進(jìn)入污水處理系統(tǒng),伴生氣進(jìn)入燃料氣系統(tǒng),多余的伴生氣經(jīng)過(guò)火炬分液罐至火炬進(jìn)行處理。

1.2 原油物性與海管介紹

A油田原油析蠟起始點(diǎn)為25.2 ℃,高峰析蠟點(diǎn)17.5 ℃,含蠟量7.98%,凝點(diǎn)4 ℃,A油田水深404 m,海管為單層不保溫管,距離FPSO 23.1 km,海管入口溫度85～92 ℃,海管出口溫度14～17 ℃。

1.3 工藝系統(tǒng)介紹

FPSO工藝系統(tǒng)包括原油處理系統(tǒng)、中/低壓燃料氣處理系統(tǒng)、污水處理系統(tǒng)、LPG回收系統(tǒng)。原油處理系統(tǒng)由兩臺(tái)段塞流捕集器、合格原油換熱器A/B、一級(jí)加熱器、一級(jí)分離器A/B/C、二級(jí)加熱器A/B/C、二級(jí)分離器、三級(jí)分離器、原油海水冷卻器、原油增壓泵A/B/C與生產(chǎn)水增壓泵A/B/C組成,原油處理系統(tǒng)將水下生產(chǎn)井采出的原油進(jìn)行油、氣、水三相分離,使原油含水低于0.5%,并使原油充分穩(wěn)定。原油系統(tǒng)工藝流程如圖1所示,原油系統(tǒng)設(shè)備工藝參數(shù)如表1所示。

表1 原油處理系統(tǒng)設(shè)備操作參數(shù)

圖1 FPSO 原油處理系統(tǒng)工藝流程

該油田群化學(xué)藥劑主要分為水下化學(xué)藥劑與上部模塊工藝流程化學(xué)藥劑,其中影響原油處理的主要為緩蝕劑與破乳劑,注入點(diǎn)如表2所示。

表2 化學(xué)藥劑注入點(diǎn)

1.4 主要研究?jī)?nèi)容

在深水油田群中,A油田因海管析蠟形成乳化液,造成原油在工藝系統(tǒng)中無(wú)法脫水,引起工藝系統(tǒng)波動(dòng),而B與C油田井液易處理,在不加入藥劑的情況下能夠完全脫水。針對(duì)A油田含蠟原油乳化液處理難問(wèn)題,在面對(duì)破乳劑不具備遠(yuǎn)距離水下注入與防蠟劑試驗(yàn)效果不佳的情況下,首先確認(rèn)乳化液組成,其次針對(duì)不同緩蝕劑、不同溫度、不同注入濃度進(jìn)行評(píng)價(jià),確定破乳效果,最后研究緩蝕劑破乳的可行性,使用破乳劑工藝系統(tǒng)不同注入點(diǎn)進(jìn)行試驗(yàn),確定緩蝕劑破乳現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

2 緩蝕劑破乳的作用機(jī)制

通過(guò)化驗(yàn)數(shù)據(jù)了解到A油田上岸原油乳化液主要由蠟、原油與生產(chǎn)水組成。A油田原油屬于含蠟原油,在海管輸送過(guò)程中,原油不斷降溫造成蠟質(zhì)析出形成蠟晶微納米顆粒,吸附于油水界面上,該固體顆粒更容易被油相所潤(rùn)濕,因此形成穩(wěn)定的W/O(油包水)型Pickering乳化液[1],造成原油破乳困難。

一般而言,添加表面活性劑使Pickering乳狀液更加穩(wěn)定,但并不是所有的表面活性劑都會(huì)產(chǎn)生相同的效果,表面活性劑的種類、用量等均會(huì)造成影響。一般觀點(diǎn)認(rèn)為,加入表面活性劑將會(huì)降低表面張力降低,使乳狀液穩(wěn)定。但是,表面活性劑也可能會(huì)改變固體顆粒的潤(rùn)濕性,從而使Pickering 乳狀液破乳[2]。

國(guó)外使用表面活性劑作原油破乳劑是20世紀(jì)20年代開始發(fā)展的,FPSO 43#緩蝕劑主要由85%咪唑啉與15%甲醇組成。如圖2咪唑啉是一種兩性離子表面活性劑,它與常規(guī)破乳劑同屬表面活性劑,從破乳原理來(lái)講具有破乳功能,咪唑啉的分子中帶有2個(gè)親水基團(tuán),一個(gè)帶有正電,另一個(gè)帶有負(fù)電[3]。它的破乳原理主要由于咪唑啉的界面活性高于油水膜的界面活性,它能在油水界面上吸附或部分置換界面上吸附的天然乳化劑,它在加入后向油水界面擴(kuò)散,通過(guò)增加油與水的界面張力,提升油相固體顆粒的潤(rùn)濕性,使油中的成膜物質(zhì)形成具有比原來(lái)界面膜強(qiáng)度更低的混合膜,從而破壞界面膜,使乳化液從油包水(W/O)型轉(zhuǎn)變成水包油(O/W)型,并將膜內(nèi)的水分離出來(lái),水滴互相聚集形成大水滴,以達(dá)到破乳的目的[4]。

圖2 咪唑啉母體結(jié)構(gòu)

圖3 43#緩蝕劑和破乳劑紅外光譜圖

由圖3紅外光譜圖可以看出緩蝕劑與破乳劑在波數(shù)相同的情況下,透光率變化基本一致,而緩蝕劑和破乳劑只是按作用類型進(jìn)行區(qū)分,兩者在分子結(jié)構(gòu)上并沒(méi)有絕對(duì)的界限,也再次確認(rèn)緩蝕劑具有破乳功能[5]。

3 藥劑實(shí)驗(yàn)

3.1 A油田上岸原油脫水實(shí)驗(yàn)

針對(duì)3個(gè)不同批次A原油開展緩蝕劑破乳效果評(píng)價(jià),實(shí)驗(yàn)溫度為60～90 ℃,藥劑注入濃度以A油田產(chǎn)液量計(jì)算,分別驗(yàn)證43#緩蝕劑在300,250,200,150,100和80 mg/L 6種質(zhì)量濃度的破乳效果。其中在300 mg/L質(zhì)量濃度下30 min脫水率為93.8%,250 mg/L質(zhì)量濃度下120 min脫水率為92.9%,200 mg/L質(zhì)量濃度下120 min脫水率為53.6%,150 mg/L質(zhì)量濃度下120 min脫水率為8.6%,100與80 mg/L質(zhì)量濃度下30 min脫水率分別為12.5%與9.4%。

實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如表3～5(圖4～6)所示,由實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出:

表3 緩蝕劑破乳效果評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)1

表4 緩蝕劑破乳效果評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)2

表5 緩蝕劑破乳效果評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)3

圖4 表3中各樣脫水完成后照片(從左到右:1～6號(hào))。

圖5 表4中各樣脫水完成后照片(從左到右:1～6號(hào))

圖6 表5中各樣脫水完成后照片(從左到右:1～6號(hào))

(1)在60～90 ℃下,部分破乳劑在更低注入濃度下破乳效果明顯優(yōu)于43#緩蝕劑。

(2)針對(duì)A油田含蠟原油乳化液,在溫度為60～90 ℃時(shí),緩蝕劑有效破乳質(zhì)量濃度250 mg/L以上。

3.2 深水油田群混合原油脫水實(shí)驗(yàn)

由于B/C油田不存在析蠟現(xiàn)象,相較于與A油田上岸原油緩蝕劑破乳效果評(píng)價(jià)相比,油田群混合原油評(píng)價(jià)難度降低。在此項(xiàng)實(shí)驗(yàn)中,實(shí)驗(yàn)溫度分別為35與60 ℃,用于驗(yàn)證低溫狀態(tài)下緩蝕劑破乳效果,藥劑注入濃度以A油田產(chǎn)液量計(jì)算。實(shí)驗(yàn)過(guò)程如表6～7(圖7～8)所示,由實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出:

表6 緩蝕劑破乳效果評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)4

表7 緩蝕劑破乳效果評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)5

圖7 表6中各樣脫水完成后照片(從左到右:1～6號(hào))

圖8 表7中各樣脫水完成后照片(從左到右:1～6號(hào))

(1)緩蝕劑在35 ℃低溫段基本沒(méi)有破乳效果;

(2)緩蝕劑在60 ℃具有較好的抗乳化效果。

3.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)論

由于常規(guī)破乳劑的分子量較大,不適于長(zhǎng)距離注入(低溫、易堵),43#緩蝕劑能彌補(bǔ)常規(guī)破乳劑的短板,實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定水下遠(yuǎn)程注入。43#緩蝕劑在60～90 ℃的高溫段具有較好的破乳效果,在低溫段主要起抑制乳化的作用。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2021在FPSO開展43#緩蝕劑流程試驗(yàn),油田群井液含水率6%～9%,其中A油田井液含水率13%～17%(部分工況A油田井液生產(chǎn)水完全溶于乳化液之中,無(wú)法直接離心得到),緩蝕劑分別在上模工藝流程與水下生產(chǎn)系統(tǒng)注入,試驗(yàn)在不同注入濃度下油水處理效果。

4.1 上模工藝流程試驗(yàn)

43#緩蝕劑注入點(diǎn)位于A油田井液上岸處,井液上岸溫度14～16 ℃,一級(jí)分離器操作溫度30～40 ℃,二級(jí)、三級(jí)分離器操作溫度60～70 ℃,注入濃度以A油田產(chǎn)液量計(jì)算,試驗(yàn)情況如表8所示。

表8 43#緩蝕劑上模工藝流程注入試驗(yàn)數(shù)據(jù)

如圖9～10所示,43#緩蝕劑在上模工藝流程注入試驗(yàn)表現(xiàn)效果差,在低濃度下沒(méi)有破乳效果,在300 mg/L下存在一定的破乳效果,但無(wú)法滿足原油處理要求,下艙原油含水率僅由16.2%下降至13.2%,并存在大量乳化液。

圖9 43#緩蝕劑上模工藝試驗(yàn)BS&W

圖10 43#緩蝕劑上模工藝試驗(yàn)含水率

4.2 水下海管入口試驗(yàn)

43#緩蝕劑注入點(diǎn)位于A油田水下海管入口處,主要通過(guò)臍帶纜內(nèi)部化學(xué)藥劑管線將緩蝕劑由FPSO輸送至水下,井液在海管入口溫度為85～92 ℃,井液上岸(海管出口)溫度14～16 ℃,一級(jí)分離器操作溫度30～40 ℃,二級(jí)、三級(jí)分離器操作溫度60～70 ℃,注入濃度以A油田產(chǎn)液量計(jì)算,試驗(yàn)情況如表9所示。

表9 43#緩蝕劑水下流程注入試驗(yàn)數(shù)據(jù)

如圖11～12所示,43#緩蝕劑在水下海管入口處試驗(yàn)效果表現(xiàn)差異較大,在低濃度下破乳效果差,當(dāng)注入質(zhì)量濃度高于250 mg/L時(shí),緩蝕劑展現(xiàn)出良好的破乳效果,A油田上岸井液BS&W與乳化液明顯減少,一級(jí)分離器油相出口含水率穩(wěn)定在0.5%以內(nèi),滿足下艙原油要求,而二級(jí)分離器與三級(jí)分離器進(jìn)一步脫水,使下艙原油含水率下降至0.1%～0.2%。

圖11 43#緩蝕劑水下注入試驗(yàn)BS&W

圖12 43#緩蝕劑水下注入試驗(yàn)含水率

5 結(jié)論與展望

(1)總結(jié)了A油田海管中形成Pickering乳化液的原因,分析了緩蝕劑破乳的作用機(jī)制,以緩蝕劑中的表面活性劑咪唑啉組成、結(jié)構(gòu)及性質(zhì)特征為研究方向出發(fā),歸納了緩蝕劑在不同注入濃度與溫度下的脫水效果,為海上油田含蠟原油Pickering乳化液脫水提供了全新思路。

(2)現(xiàn)有結(jié)論為:注入質(zhì)量濃度高于250 mg/L的緩蝕劑對(duì)于含蠟原油Pickering乳化液在60～90 ℃的高溫段顯示了良好的破乳效果;再次確認(rèn)表面活性劑咪唑啉可以實(shí)現(xiàn)Pickering乳化液破乳功能。

(3)工藝流程試驗(yàn)表明:當(dāng)緩蝕劑注入質(zhì)量濃度高于250 mg/L,藥劑反應(yīng)溫度在60～90 ℃區(qū)間時(shí),43#緩蝕劑可以將Pickering乳化液破乳,并且A油田上岸原油無(wú)乳化液,保證下艙原油含水低于0.5%及油田群外輸原油品質(zhì);在藥劑反應(yīng)溫度為30～70℃區(qū)間,緩蝕劑在此溫度區(qū)間內(nèi)效果差,不具備破乳效果。

(4)結(jié)合文獻(xiàn)以及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用,對(duì)緩蝕劑破乳研究作出以下展望:①嘗試在60～90 ℃下使用其他類型的表面活性劑對(duì)Pickering乳化液進(jìn)行破乳試驗(yàn),探究表面活性劑對(duì)Pickering乳化液界面膜的影響;②搭建更多的微觀平臺(tái)深入探究表面活性劑與Pickering乳化液的界面膜的反應(yīng)機(jī)理,對(duì)表面活性劑破乳原理進(jìn)行深入分析、論證;④探究不同表面活性劑、Pickering乳狀液穩(wěn)定性與固體顆粒的濃度、顆粒大小、潤(rùn)濕性的關(guān)系,并基于該特性分析進(jìn)行其他油田設(shè)計(jì)與油田后期應(yīng)用也是一個(gè)重要的研究方向[6]。