沉降罐乳化原因分析及處理措施

楊 堃，曹 嫚，陳世棟，聶劍鋒

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710021）

楊井聯(lián)合站現(xiàn)有流程—依靠2 具1 000 m3沉降罐，對各轉(zhuǎn)油站外輸來油及單井來油，進行再次脫水處理，日均進液量1 475 m3，其中長二轉(zhuǎn)、長七轉(zhuǎn)來油為凈化油（含水2.0 %）直接進入凈化罐沉降，其余含水油進入沉降罐進行處理。目前沉降罐實際處理量為1 250 m3/d，主要包括長一轉(zhuǎn)來油600 m3/d（占總數(shù)48 %），聯(lián)合站周邊單井來油430 m3/d（占總數(shù)34 %），以及站內(nèi)底水抽脫220 m3/d（站總數(shù)的18 %）。其中長一轉(zhuǎn)采用的是端點加藥，管道破乳的方式，聯(lián)合站單井來油及抽脫底水的處理，采用集中加藥的方式。

1 出現(xiàn)問題

1.1 長一轉(zhuǎn)來油的再次乳化

長一轉(zhuǎn)站采用的是端點加藥、管道破乳、最后進入聯(lián)合站沉降罐進行脫水分離，占總處理量的48 %，從外輸泵出口選取油樣，靜置20 min 可觀察到樣品油水分離明顯，且界面清晰，油層含水低于0.5 %，但當進入到沉降罐中時，溢流口含水未見好轉(zhuǎn)。

1.2 沉降罐全罐乳化

在油水界面5 m 時，分別自溢流口向下每隔1 m取剖面樣，所有油樣含水與溢流口含水相同（50 %），水層發(fā)黑且油水界面不清晰，污水含油超標，且通過分析油樣可發(fā)現(xiàn)，底部有機雜質(zhì)含量高。

1.3 初步處理措施效果

針對油水不分離，相應(yīng)上提了破乳劑加藥濃度，從原先的280 mg/L 上調(diào)至350 mg/L，實際運行中效果并不明顯，且沉降罐運行狀態(tài)不穩(wěn)定，剛開始出現(xiàn)含水好轉(zhuǎn)跡象（剖面樣含水出現(xiàn)梯度30 %～60 %），2 日后又恢復全罐乳化狀態(tài)，多次反復一直不穩(wěn)定。

2 實驗分析

2.1 分析沉降罐剖面樣

通過對一定數(shù)量、不同層位、不同含水沉降罐剖面樣進行分析，普遍發(fā)現(xiàn)油樣中所含雜質(zhì)比例與含水成正比例，原油中雜質(zhì)含量越高，含水值就越高（總體穩(wěn)定在1:25 比率附近），所以初步判斷原油中固體微粒雜質(zhì)為乳化劑，破壞了原有的平衡，致使破乳劑失效。

2.2 破乳劑再次破乳實驗

取150 mL 溢流口油樣，倒入燒杯中可發(fā)現(xiàn)這是典型的油包水乳狀液，且明顯看到其內(nèi)相水滴中夾雜著固體微粒，繼續(xù)向燒杯內(nèi)加入200 mg/L 的破乳劑，油包水乳狀液立刻破碎，油水迅速分離，最終燒杯壁剩余固體雜質(zhì)。

2.3 稀HCl 對乳化油處理實驗

為了進一步驗證固體微粒是一種乳化劑，對400 mL油樣單獨加入濃度為0.5%的稀鹽酸10 mL，立即有大量臭雞蛋味的氣體（H2S）溢出，油水迅速分離，10 min 后反應(yīng)結(jié)束，水層發(fā)黑、固體微粒溶于水中。從而能充分說明由于固體微粒的乳化作用，導致破乳劑部分失效，從而造成全罐的乳化。

2.4 乳化劑的存在形態(tài)

通過離心機對乳化劑進行富集取樣，其外觀為黑色、泥質(zhì)、略帶臭味含硫化物（推測含有FeS）的固體，微粒密度略小于水，大量懸浮在油水界面附近，水中溶解性差、廣泛分布于水層中。同時針對A21 區(qū)塊單井油樣進行分析，發(fā)現(xiàn)單井油樣普遍含有此種物質(zhì)，比例相對很低（小于0.1 %），推斷其主要來源于單井來油，最終進入沉降罐不斷富集，而非沉降罐內(nèi)部腐蝕所產(chǎn)生。

3 沉降罐乳化原因分析

實際生產(chǎn)過程中，由于加藥系統(tǒng)出現(xiàn)故障或者其他因素的影響，導致油水界面附近的破乳劑有效濃度降低，對乳化微粒的抑制作用部分失效，導致乳化微粒在此處形成油包水乳狀液，并隨著罐內(nèi)油流上升到油層位置，導致溢流口高含水出現(xiàn)，破乳劑局部失效，最終惡化為沉降罐全罐的乳化。

目前，所使用的破乳劑均為水溶性破乳劑，此類藥品在凈化油中殘留很少，主要溶解在水層中發(fā)揮破乳作用，一旦沉降罐中上部油層形成乳化，其藥效無法到達沉降罐中上部。所以，單純提高聯(lián)合站破乳劑加藥量或者增加遠端加藥濃度，所起的效果非常有限，甚至過大劑量的破乳劑投入反而會造成反向乳化情況發(fā)生。

4 結(jié)合沉降罐運行狀態(tài)的現(xiàn)場處理措施

4.1 現(xiàn)場情況

具體原因：楊井聯(lián)合站由于加藥泵故障停止運行6 h，恢復加藥后，溢流口含水由0.5 %上漲到10 %，中下部油層含水20 %（9 m 溢流口，7 m 以下），且油水界面渾濁，并且仍繼續(xù)在惡化，24 h 后出現(xiàn)高含水停輸。

處理措施：根據(jù)沉降罐11 m 罐高，油水界面穩(wěn)定在5 m 附近的情況，首先保證油水界面的穩(wěn)定，確保加藥泵排量穩(wěn)定（維持原濃度），同時選取6 m 長的導管2 根，從罐頂插入沉降罐中；用25 kg 的加藥小桶以1:1的比例稀釋破乳劑，每8 h 分別從罐頂導管加入，全天累計加藥150 kg。

最終結(jié)果：通過加藥，逐步發(fā)現(xiàn)首先沉降罐油水界面（5 m～7 m）處含水出現(xiàn)好轉(zhuǎn)，含水逐漸降低到5 %以內(nèi)，隨著不斷進油，上部含水也隨之逐漸降低，最終3 d時間內(nèi)沉降罐溢流口含水恢復到0.5 %左右的水平。

4.2 現(xiàn)場處理措施

由于罐頂直接倒加破乳劑無法作用于油層中下部，無法處理中下部的油包水乳狀液，且污染物乳化微粒并未得到處理，繼續(xù)在油層中污染已完成破乳進行沉降的原油。針對這一具體情況，通過導管直接將破乳劑導入油層中下部，且破乳劑隨管壁小孔向四周擴散，有較好的分散性，同時在油層中完成破乳及沉降過程，乳化微粒隨水滴下沉到水層中去，徹底處理了沉降罐乳化的根本問題（見圖1）。

圖1 導管導入破乳劑效果

5 認識及結(jié)論

5.1 原油物性

A21 區(qū)塊總體開采時間已超過10 年，伴隨著老區(qū)塊原油含水不斷上升，及新區(qū)塊不同層位原油的開采，加之各類井下措施，以及井筒、管網(wǎng)普遍的老化，所產(chǎn)生的各類化學物質(zhì)，對原油的物性已產(chǎn)生了較大的影響。長期來看，原油的物性是處在不斷變化中，油品需要定期進行定性、定量的油化分析，以掌握其最新動態(tài)。

5.2 破乳劑篩選

在掌握油品物性的同時，篩選破乳劑不應(yīng)僅僅局限于實驗室數(shù)據(jù)，更應(yīng)確定其在具體區(qū)塊原油物性，具體站點、以及站點流程、溫度、設(shè)備、等其他不可改變因素下，破乳劑現(xiàn)場具體性能。

5.3 運行建議

由于乳化微粒大量存在于單井來油中，并且在沉降罐中富集，進而影響正常的原油破乳及沉降過程，故必須保證破乳劑對乳化微粒的抑制作用?，F(xiàn)有條件下，此類物質(zhì)尚無有效處理措施，這就要求破乳劑加藥工作嚴格按規(guī)定執(zhí)行；同時對于處理聯(lián)合站沉降罐高含水的問題，采用導管倒加破乳劑這種方式雖有待改進，但目前仍為處理沉降罐乳化最有效的方法。

［1］ 馮叔初，郭揆常.油氣集輸與礦場加工［M］.中國石油大學出版社，2006.

［2］ 周小玲，孟祥江.油田化學［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

［3］ 楊樹人，汪志明，何光渝，崔海清.工程流體力學［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006.

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