古潜山接转站原油脱水影响因素及优化分析

2021-12-31高原

科学与信息化 2021年10期

高原

中石化石油工程设计有限公司山东东营 257019

引言

古潜山油田现原油密度为853.8kg/m3，原油蜡含量23.99%，胶质含量为6.92%，属于石蜡-中间基原油，目前古潜山接转站原油含水为81%～84%，现场运行温度为50～55℃，不加破乳剂条件下沉降12h后无明显游离水脱除，脱水效果较差，致使后端联合站脱水压力较大，因此需对古潜山联合站脱水异常因素开展调查分析并提出优化措施。

1 破乳实验

1.1 原油基本性质

古潜山原油20℃密度为853.8kg/m3，凝点为35℃，原油蜡含量23.99%，胶质含量为6.92%，析蜡点为55℃。经测试，原油第一关键馏分特性参数K1=12.1，第二关键馏分特性参数K2=11.9，该原油属于石蜡-中间基原油，60℃黏度为6.91 mPa·s。

1.2 沉降实验

（1）实验仪器：恒温水浴、混调器、电子天平、筛选瓶、烧杯、移液管等。

（2）试验方法：

1）乳状液制备：油水在50℃温度下恒温预热30min。将原油和采出水一次放入HT-2型高速混调器内，在500rpm条件下搅拌10分钟，完成均匀含水原油乳状液制备。实验用的原油乳状液随配随用，保证各实验均使用新鲜的原油乳状液，防止配制时间过长乳状液产生老化。

2）静态脱水：将100mL原油乳状液装入容量100mL的磨口量筒内，置恒温水浴内预热10分钟，加入浓度1%的破乳剂溶液，用手振摇200次，再置于恒温水浴中，记录不同时间脱出水的体积，由脱出水体积计算原油含水率，并观察记录油水界面、脱出水色和原油粘壁状况[1]。

2 结果与讨论

2.1 三种破乳剂性能比较

从采出液含水量数据看，采出液应为水包油型乳状液，实际上古潜山油田采出液是油包水型乳状液。

本实验选择了三种水溶性破乳剂用于桩西古潜山油田采出液破乳，三种破乳剂名称分别是胜利1号、胜利2号、胜利3号，三种破乳剂破乳性能比较实验配制的破乳剂母液浓度均为0.2wt%。

三种破乳剂性能比较结果表明，同样条件下，胜利1号破乳剂基本没有破乳效果，胜利2号破乳剂有一定破乳效果，但脱出水色较混，且脱水液面不齐，胜利3号破乳剂表现出较好破乳效果。因此破乳剂破乳条件评选选择的破乳剂为胜利3号。

2.2 胜利3号破乳剂破乳条件评选实验

胜利3号破乳剂破乳条件评选过程中破乳剂母液浓度为0.3wt%、0.2wt%、0.15wt%、0.1wt%。

在满足采出液破乳后剩余原油含水率不超20%，破乳剂用量少、脱水时间短、温度低的条件下，桩西古潜山油田采出液采用胜利3号破乳剂适宜的破乳条件为：破乳剂加入量75μg/g、破乳温度55℃、破乳时间5min、配制破乳剂母液浓度0.15wt%、破乳剂母液加入量5wt%。

3 采出液破乳困难原因分析

3.1 破乳剂选择原因

目前桩西古潜山油田采出液呈土灰色泡沫状，众多均匀的微小水滴被油膜包裹，原油组分呈连续相，由于本实验选用破乳剂是水溶性的，而采出液中含油80%以上水相被油膜包裹，破乳剂的极性基团不容易接触到油水界面，造成古潜山油田采出液破乳困难。

3.2 原油组成原因

通常情况下，采出液破乳困难是由于原油黏度大造成的，桩西古潜山油田原油密度低，黏度小，属于石蜡-中间基原油，原油黏度不是造成采出液破乳困难原因，但原油凝固点较高，含蜡量超过20%，析蜡点为40℃，因此温度稍低就会造成破乳困难；此外，该原油沥青质含量相对较高，通常石蜡-中间基原油沥青质含量在0.5%以下，而桩西古潜山油田原油正庚烷沥青质为0.8%，沥青质是原油中天然乳化剂，特别是这种黏度低、密度小、芳香组分与胶质组分含量低原油中沥青质更容易分相参与采出液乳化，造成破乳困难。

3.3 采出液组成原因

为了分析采出液组成，本实验对采出液进行了离心分离。离心分离条件如下：65℃下加热采出液（采出液装入离心管中）30min，3600转/分离心20min，该条件能够将采出液分成原油与蓬松絮状物[2]。采出液离心分离实验结果表明，古潜山油田采出液除了含有原油、水，还含有一定量的蓬松絮状物。采出液中含有的蓬松絮状物在水中高度分散，能够悬浮在水中，充满了整个水层，其密度几乎与水相当。该絮状物的存在严重阻碍采出液破乳行为，非常不利于破乳后的游离水沉降，造成采出液破乳困难。