渤海A 油田靜電聚結(jié)分離技術(shù)應(yīng)用探索研究

梁建斌，白宏喬，侯辰光，陳 希，冀光峰

（1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459；2.海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

0 引言

渤海A 油田超稠油的密度與水十分接近，瀝青質(zhì)、膠質(zhì)的含量多，黏度非常大，在開采過程中容易形成穩(wěn)定的油包水乳狀液，油水分離十分困難[1]。針對(duì)海上油田超稠油研制了絕緣電極并進(jìn)行了自然沉降和室內(nèi)靜電聚結(jié)脫水實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，所研制的絕緣電極可以適應(yīng)高含水超稠油脫水工況。

利用本油田地質(zhì)油藏參數(shù)建立機(jī)理模型，最終確定前期采用蒸汽吞吐開發(fā)方式。工藝流程設(shè)計(jì)為物流經(jīng)生產(chǎn)管匯匯合后，進(jìn)入生產(chǎn)分離器進(jìn)行油氣水三相分離，分離出含水60%的原油進(jìn)入靜電聚結(jié)分離器脫水至含水50%的原油后，經(jīng)外輸泵增壓送至中心平臺(tái)，摻入30%的渤海B 油田原油，加熱器加熱后經(jīng)靜電聚結(jié)分離器脫水至含水30%，經(jīng)電脫處理成含水2%的合格原油。

1 脫水實(shí)驗(yàn)

渤海A 油田原油凝點(diǎn)高（25 ℃）、黏度大（50 ℃黏度在53 203 MPa·s 左右），實(shí)驗(yàn)取油、調(diào)配及實(shí)驗(yàn)后清洗難度將很大，水滴聚結(jié)移動(dòng)困難，水滴沉降動(dòng)力小，油水分離十分困難。

1.1 自然沉降脫水實(shí)驗(yàn)

A 油田原油按照館陶組和明化鎮(zhèn)組比例4∶1 的調(diào)配后，原油密度為1.0105 g/cm3，含水17.88%，以此基礎(chǔ)進(jìn)行含水90%的乳化油自然沉降脫水實(shí)驗(yàn)。在不同處理溫度、不同破乳劑濃度條件進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)表明，室內(nèi)制備的超稠油乳化液較為穩(wěn)定，在90 ℃處理溫度、不加破乳劑時(shí)，靜置沉降300 min 沒有水分離出；加破乳劑后，脫水效果明顯改善，但沉降300 min 后油中含水為34%左右；提高處理溫度至110 ℃,脫水效果進(jìn)一步改善，經(jīng)300 min 沉降后油中含水在31%左右。因此，A 油田原油單靠90 ℃以下自然沉降脫水，無法解決油水分離問題，直接制約油田開采。

1.2 靜電聚結(jié)及裸電極脫水實(shí)驗(yàn)

將A 原油配制成含水40%的乳化液及含水30%、25%和20%的原油。分別配置含水50%～90%的乳化液，進(jìn)行靜電聚結(jié)脫水及裸電極脫水實(shí)驗(yàn)。對(duì)于A 油田乳化液，破乳劑至少200 μg/g，才有較好的脫水效果。隨著電壓的升高，脫水效果逐步提高；對(duì)于含水90%～60%A 油田乳化液，溫度90～100 ℃，電壓3000 V，破乳劑200 μg/g，時(shí)間40～50 min，脫后含水小于40%；對(duì)于含水50%～30%乳化液，溫度130 ℃，電壓3000 V，破乳劑200 μg/g，時(shí)間40～50 min，脫后含水小于30%；對(duì)于含水30%～17.8%原油，溫度130 ℃，電壓1100 V，破乳劑200 μg/g，時(shí)間40～50 min，裸電極脫后含水小于7%；對(duì)于含水20%和17.8%原油，溫度130 ℃，電壓1100 V，破乳劑200 μg/g，時(shí)間40～50 min，裸電極脫后含水小于5%；對(duì)于含水20%A 油田乳化液，溫度130 ℃，電壓1100 V，破乳劑200 μg/g，時(shí)間40～50 min，裸電極脫后平均含水3.6%左右，上部油實(shí)際含水2.33%，接近于2%。

實(shí)驗(yàn)表明，初始含水70%～90%范圍內(nèi)的乳化液，處理溫度110 ℃在電場(chǎng)強(qiáng)度和藥劑濃度作用下沉降時(shí)間40 min,脫后含水低于30%；對(duì)于初始含水30%～60%乳化液，處理溫度130 ℃，在電場(chǎng)強(qiáng)度和藥劑濃度作用下，沉降時(shí)間40 min，脫后含水低于30%，滿足進(jìn)常規(guī)電脫水器處理的要求[2]。

2 油田開發(fā)工藝設(shè)計(jì)

渤海A 油田生產(chǎn)井采用蒸汽吞吐的開發(fā)方式，射流泵動(dòng)力液舉升采油。各單井物流經(jīng)生產(chǎn)管匯匯合后，進(jìn)入生產(chǎn)分離器進(jìn)行油、氣、水三相分離，分離出的含水60%的原油進(jìn)入靜電聚結(jié)分離器進(jìn)一步脫水至含水50%的原油后，經(jīng)外輸泵增壓送至中心平臺(tái)。摻入30%的渤海B 油田的原油，以降低脫水難度，加熱器加熱后經(jīng)靜電聚結(jié)分離器脫水至含水30%后，經(jīng)電脫處理成含水2%的合格原油，進(jìn)入原油緩沖罐，再經(jīng)外輸泵增壓外輸至終端。

3 靜電聚結(jié)分離器設(shè)計(jì)制造

根據(jù)油藏開發(fā)方案、脫水實(shí)驗(yàn)報(bào)告，依據(jù)SY/T 0045—2008《原油電脫水設(shè)計(jì)規(guī)范》和Q/HS 3006—2003《油氣分離器設(shè)計(jì)制造規(guī)范》。在A 油田的新建平臺(tái)設(shè)置兩臺(tái)靜電聚結(jié)分離器，中心處理平臺(tái)設(shè)置兩臺(tái)靜電聚結(jié)分離器脫水至30%后，滿足進(jìn)入常規(guī)電脫水器處理的要求。

3.1 新建平臺(tái)靜電聚結(jié)分離器設(shè)計(jì)制造[3]

靜電聚結(jié)分離器基礎(chǔ)計(jì)算數(shù)據(jù):設(shè)計(jì)（最大）處理量,油40 m3/h、水94 m3/h。脫水溫度80 ℃,脫水壓力550 kPa。罐總?cè)莘e137.3 m3。介質(zhì)停留時(shí)間61.4 min。原油在電場(chǎng)區(qū)域的停留時(shí)間計(jì)算見表1。

表1 原油在電場(chǎng)區(qū)域停留時(shí)間的計(jì)算

從以上計(jì)算看出，弱電場(chǎng)的電場(chǎng)強(qiáng)度為38～250 V/cm，停留時(shí)間為9.2～13.7 min；強(qiáng)電場(chǎng)的電場(chǎng)強(qiáng)度為200～667 V/cm，停留時(shí)間為12.8 min；油相停留時(shí)間為55.3～70.5 min，水相停留時(shí)間為48.1～70.6 min。滿足靜電聚結(jié)對(duì)于渤海A 原油的脫水要求。在溫度80 ℃，靜電聚結(jié)電場(chǎng)為200～600 V/cm 條件下，出口原油含水量不大于50%，排水中含油不大于2%。

3.2 中心處理平臺(tái)靜電聚結(jié)分離器設(shè)計(jì)制造

按A 油田原油∶B 油田原油=70%∶30%的混合原油脫水實(shí)驗(yàn)進(jìn)行靜電聚結(jié)分離器設(shè)計(jì)。靜電聚結(jié)分離器基礎(chǔ)計(jì)算數(shù)據(jù)：設(shè)計(jì)（最大）處理量，油1364 m3/d、水2120 m3/d、氣1800 m3/d。脫水溫度110 ℃,脫水壓力140 kPa。罐總?cè)莘e：205 m3，介質(zhì)停留時(shí)間65 min。氣液分離計(jì)算見表2，原油在電場(chǎng)區(qū)域的停留時(shí)間的計(jì)算見表3。

表2 氣液分離計(jì)算

表3 原油在電場(chǎng)區(qū)域的停留時(shí)間的計(jì)算

從以上計(jì)算看出，弱電場(chǎng)的電場(chǎng)強(qiáng)度為33～333 V/cm，停留時(shí)間為6.2～12.5 min；強(qiáng)電場(chǎng)的電場(chǎng)強(qiáng)度為200～667 V/cm，停留時(shí)間為11.9 min；油相停留時(shí)間為67.3～92.5 min，水相停留時(shí)間為40.2～64.4 min。滿足靜電聚結(jié)對(duì)于A 油田和B 油田混合原油的脫水要求。在溫度110 ℃，電場(chǎng)為200～600 V/cm，出口原油含水量不大于20%，排水中含油≤1.5×10-3。

4 結(jié)束語

目前渤海油田稠油儲(chǔ)量豐富，如果采用常規(guī)原油脫水處理流程，直接或間接投資成本較高。通過對(duì)渤海A 油田原油進(jìn)行的脫水實(shí)驗(yàn)，靜電聚結(jié)脫水技術(shù)能夠較大幅度的提高特稠油脫水效率，進(jìn)行開發(fā)設(shè)計(jì)中，較好地解決了特稠油油水分離時(shí)間長(zhǎng)的問題，大幅降低海上脫水設(shè)備的尺寸和重量，提高了整個(gè)油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性，為后期同類型的油田科學(xué)、經(jīng)濟(jì)開采積累經(jīng)驗(yàn)。