老化油研究及处理试验

2020-09-02吕勇明李福章大庆油田有限责任公司第九采油厂

石油石化节能 2020年8期

吕勇明李福章（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

采油九厂龙某联合站是北部油田转输油的枢纽站，担负本站所辖油井的产液处理和掺水功能，还担负着整个北部油田的含水油处理、净化油外输任务，该站采用“五合一”电脱水工艺，老化油进入系统后使电场紊乱、油水分离不彻底，2015年垮电场79次，严重影响站内正常生产运行[1]。

为实现老化油处理，进行了技术调研：老化油的原油脱水处理，一直是一个的生产难题[2]。老化油成分复杂，含有絮状物、乳化颗粒，还含有高于普通原油的胶质、沥青质等重组分和固体杂质[3-4]。特别是胶体FeS 颗粒促进老化油的形成[5]。通常先通过对老化油进行物性分析，为研究老化油处理工艺技术做好准备[6]。老化油处理应该有单独系统处理[7]，主要处理方式有：高温破乳+离心机分离；热化学+离心脱水技术；氧化破乳、三相分离；热化学重力沉降法；热化学脱水[8-11]。其中热化学脱水工艺是处理老化油比较有效的方法，具有较强的实用性，流程操作简便、投资少、处理效果好[12-13]。

1 老化油组成分析研究

在3 000 m3含水油事故罐、1 000 m3污水沉降罐和卸油池现场取样8 次，进行了老化油组成分析研究。

1.1 乳化情况

利用OMEC颗粒图像处理仪观测乳化情况。样品中水滴数目较多，呈现不规则大小，多数粒径较小，少数粒径较大，自由分散，且界面膜厚度较大，乳化较为严重，其中以油包水型（W/O）为主，同时存在油水互相包裹（O/W/O）的情况，呈现多种乳状液混合的复杂情况。

1.2 界面强度测定

利用DHR-2 界面流变仪测定界面强度。界面膜的强度决定水珠聚并的难易程度。3 000 m3事故罐中老化油弹性模量、黏性模量、复合模量及界面黏度最高，弹性模量是普通原油的5倍，黏性模量是普通原油的2.7倍，复合模量是普通原油的3.9倍；1 000 m3沉降罐和卸油池中老化油的各项参数分别次之，均比普通原油大1 倍以上。界面强度越大，乳状液越稳定，油水分离越困难。

1.3 双电层电位检测

利用Zeta-pals电位仪检测双电层电位。3 000 m3事故罐老化油测定值最高，平均为43.6；1 000 m3沉降罐的平均为33.7，卸油池的平均22.6，是普通外输油的1.6～3.2 倍；电位绝对值越高，乳状液越稳定，油水分离越困难。

1.4 杂质含量测定

利用脱水仪，在测定含水率的同时，将水及油吸出，在实验瓶底部剩余黏稠物（油泥），共进行了9组测试。1 000 m3沉降罐测得油泥52 mL，即杂质含量占13%；3 000 m3事故罐测得油泥84 mL，即杂质含量占21%；卸油池测得油泥68 mL，即杂质含量占17%。

1.4.1 有机、无机杂质含量

分别取5 mL混合物放于试管中，加入55 mL石油醚，摇晃后用滤纸过滤。过滤后，滤纸上出现大量黏稠状物质，烘干取出，根据杂质加入石油醚前后的重量差值，确定杂质中有机杂质、无机杂质所占的比例，得到的结果是有机杂质含量占75%～87%，无机杂质含量占13%～25%。

1.4.2 FeS含量

采用滴加盐酸的方法验证固体杂质是否含有FeS，发现滴加后产生气泡，溶液变成黄绿色，说明有FeS产生，过滤后烘干、称重，根据反应前后重量差，确定FeS 含量，得到的结果是1 000 m3沉降罐FeS 占无机杂质质量分数为13.82%；3 000 m3事故罐为31.71%；卸油池为3.58%。

1.4.3 不溶固体化学元素分析

利用扫描电子显微镜观察不溶固体杂质形貌结构。在电子显微镜放大24 000 倍后，观察到CaCO3晶体，说明杂质中含垢；杂质中C 元素较多，含Si、O、Fe、S元素，说明含石英SiO2和FeS。

通过室内实验可以看出龙某联合站的老化油成分复杂，乳化较为严重，呈现多种乳状液共存，油水分离困难。老化油在采油、集输过程中，经过多种硫酸盐类和化学药剂的混合，慢慢聚集形成了多种杂质颗粒，在颗粒与胶质沥青质吸附一起后，致使油水界面膜黏弹性增加，阻碍了老化油破乳过程，从而影响油水分离效果[14-15]。

2 老化油处理室内实验

首先选取了15 种破乳剂进行筛选。取老化油和现场污水在45 ℃恒温箱中加热24 h，用乳化机在模拟现场工况的条件下，配制成含水率为30%的乳状液，再加入一定量的破乳剂，使样品中破乳剂浓度为200 mg/L，进行均匀摇动3 min 后，倒入100 mL 试瓶中，在恒温水浴中加热6 h后，观察记录不同时间的脱水情况。在15 种破乳剂中，通过对脱出水质、出水速度、过渡层厚度进行比较，优选得出其中两种破乳剂对处理老化油效果较好，因此选择这两种破乳剂进行复配筛选。两种药剂配比为1∶1 时，乳状液脱出水量最大，且过渡层相对较薄。因此选择两种药剂配比1∶1 的破乳剂进行下步实验。考虑到现场指导价值，分别选65、70、75 ℃的加热温度，进行不同加药浓度（包括100、150、200、250、300、350 mg/L）的脱水实验，结果发现随着加药浓度和加热温度的变化，脱水量随之变化，在20～24 h后脱水效果基本达到稳定。通过18 组实验，得出不同温度对应的加药浓度和处理时间，不同参数实验结果见表1。

表1 不同参数实验结果

3 老化油处理现场试验

依托现场试验流程（图1），在2017 年10 月27至11 月17 日共进行了7 次现场试验（表2）。2017年10 月27—28 日开展第一次现场试验，将事故罐的老化油（含水53%）用脱水泵房的事故泵转输至站外四合一，四合一加热温度保持在65 ℃，分离时间控制在20 h以上，加药浓度为300 mg/L，见油后间隔10 min 连续取10 个样，分别对油样进行含水率及杂质分析，陆续又完成了6次现场试验。

图1 现场试验流程示意图

从七次现场试验结果来看，处理结果含水率均小于1%，最小达到0.1%，能够满足生产要求。对比试验结果可以看出，加热75 ℃、加药200 mg/L时，处理时间短，含水率低，因而老化油处理温度推荐为75 ℃，加油量为200 mg/L。

此外，为了处理返排液回收池中的老化油，在试验流程的基础上增加了加热沉降预处理工艺，防止泥沙大量进入老化油处理装置，从2018 年11 月11 日开始运行，已累计处理老化油约2 000 m3，处理后原油均满足含水小于0.3%的外输要求，截止2019 年3 月底已回收原油约1 200 t，原油按60 美元/桶计算，经济效益达356.28 万元，此外减少清运费用82 万元，减少老化油反复加热的耗气量约0.5×104m3。