弱碱三元复合驱采出液处理系统运行效果分析

吴新勃 胡登艳 张世林

（1. 大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆 163000；2. 大庆油田有限责任公司天然气分公司，黑龙江 大庆 163000）

1 区块概况

SD区块于2015～2019年陆续进行前置聚驱段塞、三元主段塞、三元副段塞、后续聚驱开发。SX区块于2016～2019年陆续进行注聚、三元主段塞、三元副段塞开发。随着采出液药剂含量增加，转油站出现污水含油超标，但总体生产平稳；脱水站后受收油影响，出现了阶段性处理波动及外输油含水超标。

LD区块于2017年陆续进行前置聚驱段塞、三元主段塞开发；LX区块于2018年陆续进行前置段塞、三元主段塞开发，生产较为平稳。脱水站后外输油含水合格。

QD区块于2019年陆续进行前置段塞、三元主段塞开发，生产相对平稳。脱水站后外输油含水合格。

2 生产运行状况分析

2.1 结合采出液物性变化，优化生产运行

（1）依据脱水处理难易程度调整运行模式。采出液三元药剂见剂前优化负荷运行，聚驱、三元驱合一运行；见剂后分开运行，个性化脱水处理同时规范污水处理工艺；

（2）利用老化油工艺错峰管理。夏季污水站统一收油且作业压裂井阶段性集中开井时，集输系统来液量大且成分不稳定，实施“一升一降” 错峰管理，即转油放水站提高三相分离器油水界面，保证放水水质；脱水站降低游离水界面，保证油相质量，利用老化油工艺既保证脱水平稳，又能实现外输水质达标；

（3）不同开发阶段个性化应对。采出液中三元药剂及其它物质都会造成油水乳化程度高，过渡层的出现增加了油水分离难度。为降低对脱水站的影响，保证外输水质达标，各阶段采取个性化应对优化生产运行。

2.2 加强容器设备维保，降低损坏故障

开发见效期加热炉烧损率为35.8%。受脱水系统处理温度较低影响，乳化液油水界面膜强度大、粘度高，分离效果差，脱水站二段炉出现故障直接造成外输原油含水超标，频繁停输。

加热炉故障率高原因：一是采出液粘度大、裹挟能力强，烟火管外壁泥沙淤积、结垢严重，传热不畅；二是清淤除垢频次低于淤积结垢速度；三是维修周期较长，为保生产其它加热炉高负荷运行。采取的措施，一是加大容器清淤力度，增加油水分离设备有效沉降空间，抓水质源头，同时加热炉每年两次清淤除垢；二是对淤积结垢严重加热炉加装除垢装置，延长使用寿命；三是加快维修进程，缩短高负荷运转时间；四是强化日常管理，严禁突升、突降加热温度，集中洗井并尝试“跨系统共享热洗”，利用新站新炉的剩余负荷协助周边油井洗井。

2.3 优化药剂投加方式，保证油水分离效果

采出液中的硫化亚铁和碱土金属碳酸盐微粒均具有油水双润湿性，易吸附于油水界面，阻碍油滴或水珠相互聚并，形成高稳定性乳状液。为保证油水分离效果，选用分水速度快、净水能力强的药剂，仅2019年调整药剂26次。以XN1脱水站为例，硫化物粘附在电脱水器电极绝缘棒和绝缘吊板上，造成设备损伤和损坏；污水沉降罐上部硫化亚铁过渡层增厚，污水除油效果差。为解决系统内恶性循环，在上游转油站投加新型净水型水溶破乳剂，延长破乳时间，同时调整药剂破乳和净水功能比例，采取源头治理、前端加药实现外输水质改善。

2.4 完善运行工艺，保证安全平稳生产

由于采出液杂质多、结蜡严重，转油放水站频繁发生外输压力高，外输和生产调控难度大，采取高温热水定期冲洗管道，掺热水至下游脱水站，提高一段脱水5～6℃，改善脱水效果。

3 结语

通过对弱碱三元驱采出液处理系统的跟踪并适时开展保障措施，可以安全平稳运行，建议今后加强以下工作。开展破乳药剂配伍性研究，以保证原油含水率和污水含油率，持续做好采出液物性变化跟踪，依据组分变化优选破乳剂和投加量，及时调整配方、浓度、加药量。加强容器、加热炉清淤除垢力度，提高油水分离效果及炉效，适当将污水站外输污水接入转油放水站加热炉回掺至单井，改善加热介质，降低加热炉烧损率，确保系统平稳运行。