风城稠油采出液脱水集输一体化技术研究

尹晓君，唐晓东，李晶晶，卿大咏，邓杰义，张洋勇

（西南石油大学化学化工学院，四川成都 6l0500）

风城稠油属于沥青基超稠油具有高密度、高粘度、胶质沥青质含量的特点，50 ℃条件下的表观粘度为2×104～1 000×104mPa·s[1]。目前，风城稠油以注蒸汽开采方式为主。在注蒸汽开采过程中，稠油在地层中与高温蒸汽、储层中的粘土等相互作用，使稠油采出液在一定程度上呈现出水包油乳化现象，采出液含水量高达80 %，破乳脱水困难。目前，稠油采出液破乳脱水方法主要分为化学破乳法[2-4]、物理破乳法[5]、生物破乳剂法[6]、联合破乳法[7,8]和膜破乳法[9]。风城作业区现有的稠油脱水集输方法是在采出液中掺入8 %～12 %质量分数的柴油和200～300 mg/L 化学破乳剂，在90 ℃保温沉降55 h进行采出液的破乳脱水，脱水后补加柴油至25 %的质量分数保温（60 ℃～90 ℃）输送至炼厂，炼厂在350 ℃高温下蒸馏回收柴油，后者再反输回联合站。该工艺存在脱水后破乳剂进入水相导致COD 值高、脱水工艺流程长、脱水时间长、柴油用量大、回收柴油能耗高等缺点。本文采用自制的SW-Ⅰ专利脱水剂[10]，对风城稠油采出液进行破乳脱水实验，提出了新的风城稠油采出液脱水集输的原则工艺流程，取得了满意的效果。

1 实验原理

稠油中含量较高的胶质和沥青质之间的相互作用，是导致稠油粘度大的主要原因[11]。在采出液中加入密度低和溶解胶质、沥青质能力强的脱水剂，脱水剂分子扩散进入稠油胶体结构内部，增加了胶质、沥青质分散体系之间的距离，削弱了大分子之间的相互作用力，破坏了稠油胶体结构[12]，宏观表现为稠油粘度降低。同时，随着温度升高，稠油中胶质、沥青质分子间通过氢键和分子纠缠产生结构的作用减弱，稠油胶体稳定性下降[13]，稠油粘度进一步降低，体积膨胀加大，后者使稠油的密度降低。而脱水剂的加入也可降低稠油密度。根据Stokes 定律，黏滞阻力与两相密度差成正比，与流体粘度成反比，油水分相黏滞阻力减小，破乳脱水速度加快。

2 实验部分

2.1 实验试剂与仪器

风城稠油采出液，含水率80 %；正庚烷、正辛烷、甲苯和盐酸均为AR，成都科龙化工试剂厂；SW-Ⅰ专利脱水剂，自制。DV-II 数显旋转粘度计，上海精密科学仪器有限公司。

2.2 实验方法和分析方法

2.2.1 实验方法 稠油采出液脱水：在100 mL 具塞量筒中按一定比例加入风城稠油采出液和脱水剂，在水浴锅中保温到一定温度强制混合、保温沉降脱水一定时间后，测定脱水后油相的含水率。

脱水剂回收：脱水剂采用常压蒸馏法进行回收。2.2.2 分析方法 油相含水率：根据GB/T 8929-2006《原油水含量测定 蒸馏法》进行测定。

稠油粘度：根据SY/T 0520-2008《原油粘度测定旋转粘度计平衡法》进行测定。

3 实验结果与讨论

3.1 脱水剂评选

向稠油采出液中按脱水剂/稠油（质量比）=1:1 的比例分别加入不同种类脱水剂，搅拌混匀后置于90 ℃水浴中保温沉降。不同种类脱水剂的脱水效果（见表1和图1）。

表1 不同种类脱水剂的脱水效果

图1 脱水时间-稠油含水率关系曲线

从图1 可以看出，在90 ℃条件下向稠油采出液中按脱水剂/稠油（质量比）=1:1 的比例分别加入不同种类脱水剂后油水开始分相，脱水稠油含水率随脱水时间延长而降低。这是由于脱水剂可降低稠油密度，增加稠油中胶体分散系之间的距离，减少胶体分散系间的相互缔合作用，破坏稠油胶体结构，稠油粘度降低；同时，温度升高更有利于脱水剂分子嵌入胶质和沥青质分子之间，削弱了后者分子间的作用力，导致稠油体系粘度进一步降低[11]，从而加速油水的相分离。根据斯托克斯定律可知油水分离速度加快。脱水一定时间后，油相含水率不再降低，表明掺稀后重新形成的稠油胶体结构已经趋于稳定。从表1 数据表明，不同脱水剂对采出液脱水效果不同。SW-Ⅰ在90 ℃保温脱水11 h，油相含水率降至0.48 %，脱水效果最佳。因此，选取SW-Ⅰ作为脱水剂。

3.2 脱水条件考察

3.2.1 脱水剂用量实验 向稠油采出液中按不同质量比加入SW-Ⅰ，搅拌混匀后置于90 ℃水浴中保温沉降。测定不同脱水剂用量下的脱水时间、脱水后油相含水率，结果（见图2）。

图2 脱水剂用量实验

由图2 可以看出，脱水剂加量越大，脱水时间越短、脱水效果越好。这是由于脱水剂加量越大，稠油胶体体系密度越低，脱水剂分子对稠油胶体结构的分散破坏作用越大，稠油的粘度越低，因此沉降分离效果越好。其中脱水剂加量在20 %以下时，脱水后油相含水率均高于1 %；脱水剂用量20 %时，脱水稠油含水率为0.48 %，继续增加脱水剂用量，脱水后油相含水率变化很小。考虑成本因素，建议脱水剂加量为20 %。

3.2.2 脱水温度实验 向稠油采出液中加入20 %SW-Ⅰ脱水剂，搅拌混匀后分别置于不同水浴中保温沉降，测定不同脱水温度下的脱水时间、脱水后油相含水率，结果（见图3）。

从图3 可以看出，脱水温度越高，脱水时间越短，脱水后稠油含水率越低。这是由于温度越高，稠油胶体粒子的动能增加，分子间作用力降低，稠油粘度越低；同时稠油的体积膨胀也随着温度的增加而增加。这些因素都有利于稠油的破乳脱水分离。脱水温度为90 ℃，脱水14 h 油相含水率降至0.48 %，继续升高脱水温度，脱水后油相含水率基本不变。因此，选取脱水温度为90 ℃。

图3 不同脱水温度脱水效果

综上，在常压、脱水温度90 ℃、脱水14 h，加入20%自制脱水剂SW-Ⅰ对采出液进行脱水，采出液含水率可从80%降至0.48 %，脱水率99.40 %。

将含有20 %脱水剂SW-Ⅰ的脱水稠油加入圆底烧瓶中，进行脱水剂蒸馏回收实验，实验结果（见表2）。

3.3 脱水剂回收

表2 脱水剂回收实验结果

由表2 可见，脱水稠油在130～150 ℃温度条件下蒸馏回收脱水剂2 h，脱水剂回收率可达到99.60 %，脱水剂回收后稠油含水率降至0.27 %。

3.4 脱水稠油粘温性质

测定含20 % SW-Ⅰ的脱水稠油的粘温曲线，在不含水稠油中加入25 %质量分数的柴油测定粘温曲线，结果（见图4）。

由图4 可见，采用脱水剂SW-Ⅰ脱水得到的含脱水剂稠油在各个温度下粘度均低于加入25 %柴油的掺稀稠油。其中在60 ℃时，脱水后稠油粘度为93 mPa·s，为加入25 %柴油的稠油的64 %（145 mPa·s）；在90 ℃时，含20 %脱水剂的稠油粘度为23 mPa·s，仅为加入25 %柴油的稠油（47 mPa·s）的50 %左右。综上，加入20 %质量分数SW-Ⅰ脱水稠油的管输流动性优于加入25 %的柴油的脱水稠油。

图4 脱水稠油粘温曲线

3.5 风城稠油采出液脱水原则工艺流程

根据SW-Ⅰ的脱水实验结果，提出的风城稠油采出液脱水原则工艺流程（见图5）。脱水剂与含水稠油在混合器1 中强制混合均匀，混合液在沉降罐2 中保温沉降分离。分离所得上相稠油经泵4 泵入外输管线，直接外输至炼厂回收脱水剂；所得下相去污水处理。整个系统工艺流程简单，操作方便，溶剂损失小。

图5 风城油田稠油采出液脱水集输原则工艺流程图

对采出液脱水工艺流程和目前现场采用的脱水管输方法进行对比，结果（见表3）。

表3 两种破乳脱水集输方法对比

从表3 可以看出，SW-Ⅰ脱水集输工艺与现有脱水集输工艺相比，脱水工艺流程简单、无化学破乳剂，脱水时间短、为现有脱水工艺的25 %左右，溶剂用量、回输量均降低20 %，脱水后管输粘度为现有方法的50 %～64 %，脱水剂回收温度从350 ℃下降到130～150 ℃。综上所述，SW-Ⅰ脱水集输工艺优于现有柴油+破乳剂脱水集输工艺。

4 结论

（1）综合考虑脱水效果和成本，质量分数20 %自制的专利SW-Ⅰ脱水剂为最佳脱水剂；在常压、脱水温度90 ℃和脱水14 h，采出液含水率可从80 %降至0.48 %，脱水率可达99.40%。（2）在温度130 ℃～150 ℃密闭条件下，采用蒸馏法回收脱水稠油中的脱水剂2 h，脱水剂回收率可达到99.60 %，稠油含水率可降至0.27 %。（3）提出的采出液脱水方法与现场现有的脱水管输方法相比，具有溶剂用量小、脱水时间短、脱水后稠油管输流动性好、脱水剂再生条件缓和等优点。

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