化学预脱水工艺.doc

稠油化学预脱水技术的研究与应用马强 作者简介：马强（1980-今），男，助理工程师，2003年毕业于大庆石油学院石油工程系，现在辽河金马油田开发公司生产技术科，从事生产管理工作。电话E-mail：。（中油辽河油田公司金马油田开发公司，辽宁 盘锦 124010）摘要：随着油田的开发进入中后期，原油含水量逐渐上升，使联合站进站液量大，增加设备处理负荷，化学药剂消耗量加大，原油脱水能耗加大。针对海一联合站.开展稠油化学预脱水工艺技术研究，并进行了大量试验，解决了稠油预脱水的技术难题。稠油处理采用预脱水技术后，实现了对采出液中的大量游离污水的低温、高效处理。关键词：化学药剂；配伍性；预脱水；稠油；原油脱水前言海一联合站属稠油处理站。进站采出液已接近高含水期（综合含水85%），且乳化严重。联合站进站液量增加，原有的各种设备（如分离器，污水处理等）负荷加大，不能满足生产需要。增加了原油升温脱水过程中的燃料消耗及化学助剂等材料消耗，吨液处理成本升高，操作成本升高1。适用于海一联开发初期的原油集输流程已不适合高含水期需要，在高含水期条件下采用高效低耗的集输处理工艺，达到降低加药量，降低能耗的目的，具有重要的意义。表1 海一联合站原油物性站名密度g/cm3凝固点含蜡量%胶质、沥青质%动力黏度mpa.s40506070海一联0.95177177104002661351稠油预脱水1.1高效预脱水剂稠油预脱水工艺要求针对稠油采出液开发一种在较低温及低加入量条件下对O/W型稠油乳状液具有较强的破乳净水能力，同时对W/O型乳状液也应有一定的破乳作用，以保证在预脱游离污水的前提下，脱出油含水尽可能低。并与稠油脱水应用的破乳剂应具有良好的配伍性的预脱水剂。为适应海一联稠油预脱水工艺的需要，筛选出LSBI和LSBII两种预脱水剂。1.2预脱水工艺预脱水工艺在国内外高含水油田应用较为普遍，该工艺关键是对采出液中的大量游离污水的低温、高效处理2。即，使用高效的设备和化学助剂，以最低的能量消耗来使高含水期大量污水预分离，分离后的污水含油量应尽可能低。预脱水可分为机械方法和化学方法。考虑海一联原油粘度高，污水含油量高，乳化严重，并结合海一联集输处理工艺流程，实施高效化学预脱水工艺，工艺改动量小，投资少，易推广应用。表2海一联改造前工艺参数进站液量m3/d综合含水%一段温度二段温度破乳剂量kg预脱水剂量kg脱出污水含油mg/l脱出污水含机杂mg/l8000856075720480200200表3实施预脱水工艺后应达到的指标站名脱出污水含油mg/l脱出污水含机杂mg/l预脱水温降节药量kg预脱水量kg节气量m3/d海一联2002005-10400-500600020002 预脱水工艺实验2.1室内实验2.1.1对稠油游离水的作用实验条件：试验温度5055，污水含油 1000 mg/l，污水试样100ml，震荡次数100次，药剂LSB系列产品。表4 50LSB对海一联稠油游离污水的作用效果序号药剂类型加入量mg/l15min作用效果污水含油mg/l1LSB-I120完全破乳、淡黄3502LSB-I110完全破乳、深黄5003LSB-I100部分破乳、棕9704LSB-II120完全破乳、黄4305LSB-II110部分破乳、棕黄5606LSB-II100部分破乳、深黄9807LSB -I/ LSB -II60/60完全破乳、淡黄4508LSB -I/ LSB -II50/70完全破乳、淡黄320表5 55LSB对海一联稠油游离污水的作用效果序号药剂类型加入量mg/l15min作用效果污水含油mg/l1LSB-I120完全破乳、淡黄2602LSB-I110完全破乳、黄4003LSB-I100部分破乳、棕8604LSB-II120完全破乳、黄3305LSB-II110部分破乳、淡黄3406LSB-II100部分破乳、深黄7807LSB -I/ LSB -II60/60完全破乳、淡黄3408LSB -I/ LSB -II50/70完全破乳、清220从上表可以看出：LSB-I/ LSBII复配物均为最佳的预脱水剂，55时当加入量为50/70mg/l时，污水乳状液完全破乳。2.1.2对稠油W/O乳状液的作用实验条件：试验温度5055，含油含水58%，油试样100ml，震荡次数100次。表6 50时海一联稠油W/O乳状液的作用效果序号药剂类型加入量mg/l脱水量ml/min污水含油mg/l油中含水%1530451破乳剂110915231800462LSB-I1100231000563LSB -I/ LSB -II110111728290404LSB-II50/709162546044.3表7 55时海一联稠油W/O乳状液的作用效果序号药剂类型加入量mg/l脱水量ml/min污水含油mg/l油中含水%1530451破乳剂1101432471800212LSB-I1100351000563LSB-I/LSB-II110133646290204LSB-II50/709162546034从上表可以看出：LSB-I/LSBII复配物与破乳剂破乳能力较强，但破乳剂比复配物净水能力相对较弱。为最佳的预脱水剂，55时当加入量为50/70mg/l时，脱出水20%，污水含油200300mg/l。2.1.3脱水结论（1）在55条件下实施预脱水，工艺可行。（2） LSB-I/LSBII复配物为最佳脱水药剂，加药比分别为50/70mg/l。2.2现场实验针对海一联采用热化学沉降脱水工艺要求脱水温度高、脱水时间长药剂消耗量大等问题，进行原油预脱水现场实验。海一联液量8000m3/d，凝固点为17，进站温度为5560，综合含水85%，已进入高含水期，为实施预脱水工艺，对现场工艺改造：改造前海一联集输处理流程如下：小站来油沉降罐预脱水剂缓冲罐脱水泵破乳剂二次加热炉电脱水器净化油罐外输图1改造前集输处理流程小站来油预脱水罐预脱水剂缓冲罐脱水泵破乳剂二次加热炉电脱水器净化油罐外输图2改造后集输处理流程（1）原一段加药流程，改为二段流程，破乳剂加药改在脱水泵前。（2）进站加热炉降温，使原脱水温度由60-65，降低到预脱水温度55-60。现场监测数据见表8。表8 2007年现场各点监测数据时间斜板进水水质沉降罐含水（%）脱水器含水（%）外输（%）进液温度（）预脱水剂加药量（kg）破乳剂加药量（kg）含油（mg/l）机杂（mg/l）第一阶段（3月12日3月18日）1291381220.76065720450第二阶段4月19日5月10日1901601820.66065720375第三阶段5月11日6月16日191192312.30.66065720280第四阶段6月16日至今205204302.20.655607202802.3试验效果海一联阶段成果见表9。表9海一联试验效果站名节省破乳剂加药量kg/d增加预脱水剂加药量kg/d温降沉降罐含水%沉降罐污水含油/机杂mg/l预脱污水量m3/d日节气量m3/d海一联440240530100/200650050623结论(1) 在较低的处理温度下，进站采出液80%以上的污水可实现预分离，直接进入污水处理系统。节省大量的天然气和破乳剂。(2) 该工艺中应用的预脱水剂用量少、作用温度低、破乳及净水速度快，且与破乳剂有良好的配伍性。(3) 该工艺流程改造量小、投资少、见效快，易推广应用。参考文献：1 武斌安.稠油高含水期高效低耗集输工艺技术研究J.中外能源.2006：11（4），5254。2 严大凡.输油管道设计与管理.北京；石油工业出版社，1986：215216。Heavy oil chemical predehydration techonology researching and applicationMaQiang(Exploration Company of Jinma Oilfield，Liaohe Oilfield，Liaoning Panjin 124010)abstract: With the oilfield development coming into middle and later phase. water cut increasing gradully, making the amount of the liquid running into the central treatment station increasing. adding the equipment working load，chemacal dehydrite exhaust much more. crude dehydration material cost increasing. Face to hai-1 central treatment station, having the chemical predehydration technology researching having many tests, solved the difficult problem on this hand.Afte