LD5-2原油油水分离研究

曹振兴，李春贤，申明周，崔新安

LD5-2原油油水分离研究

曹振兴，李春贤，申明周，崔新安

（中石化炼化工程（集团）股份有限公司洛阳技术研发中心， 河南 洛阳 471003）

以LD5-2海上稠油为研究对象，研究了该油田在开采过程中存在的油水分离问题。通过分析LD5-2采出液及原油性质，探讨了稠油油水分离动力，并考察了温度、电压等参数对油水分离工艺的影响。研究结果表明： LD5-2原油具有特稠油的性质，粘度高、常温难以流动，同时又具有较小的油水密度差，造成油水分离困难；通过优化，在温度130 ℃、破乳剂A1用量400 μg·g-1、电压1 200 V、停留时间45 min条件下原油脱后含水可满足<5%的外输要求；油水分离温度、电压及破乳剂对LD5-2脱水效果影响较大； 40%含水的采出液粘度存在突增现象，应予以重视。

稠油；油水分离；电脱水；海上

稠油具有粘度高、密度高的特点, 全球范围内储量要超过轻质原油，国外对稠油统称为重质原油，而国内则将其细分为普通稠油、特稠油和超稠油，划分标准主要依据粘度和密度两个指标，以粘度为第一指标，密度为辅助[1,3]。随着轻质原油开采进入中后期和稠油开采技术的日趋成熟,稠油作为重要战略储备的地位越来越重要,但同时也对开采和运输提出了新的挑战[4]。

海上平台因其自身的结构特征，对设备尺寸、重量存在严格的限制，而与常规原油的油水分离过程相比，稠油因其粘度高、油水密度差小的原因往往需要较大的处理空间和较长的停留时间，这一矛盾导致海上油水分离困境加剧。据统计渤海海域80%以上的储量属于稠油油藏[5]，开发困难。因此本文以LD5-2油田采出液为研究对象，分析探讨了稠油的油水分离动力，优化了油水分离过程的参数，为后期该地区稠油油井的开发提供了一定的技术参考。

1 原油性质

本试验所用原料为LD5-2原油采出液，其主要的物性分析见表1和图1所示。

表1 原油主要物性分析结果

从表1分析数据和图1可以看出：LD5-2油田采出的乳状液具有密度大、盐含量高、粘度大等特点，在室温下难以流动，且原油密度已然略大于水的标准密度，油水分离难度十分困难。

图1 LD5-2采出液形貌

2 试验仪器与方法

2.1 试验仪器

本试验用到的仪器有：电脱水试验仪、万能击穿装置、电子天平、下排水不锈钢罐、水含量分析仪。

2.2 试验方法

2.1.1 电脱水方法

将配置好的油样和破乳剂加入试验罐内，在试验温度下预热15 min，然后混合100次，进行各种条件的脱水试验；试验完成后，从下部排出水量并进行称重计量，最后计算出油中含水。

2.1.2 乳状液制备方法

高含水乳状液制备方法：以含水17.88%的乳化原油为基础，在钢质罐内加入适量的油样，然后加入计量好的蒸馏水，在试验温度下预热15 min，手工振荡混合100次，进行高含水试验用油的配制。

2.1.3 水含量计算方法

脱后油中含水按下式计算：

式中:—脱后油中含水百分比；

1—脱前油中总含水量，g；

2—脱后罐底排水量，g；

—试样总重量，g。

3 沉降动力分析

3.1 沉降原理

水滴在油连续相中的沉降速度可以用Stoke公式表示：

式中：S—沉降速度，m·s-1；

—水滴直径，m；

w—水的密度，kg·m-3；

o—油相的密度，kg·m-3；

g—重力加速度，m·s-2；

—油相的动力黏度，Pa·s。

从公式（2）中可以看出：水滴的沉降速度与水滴直径、油水密度差成正比，而与连续相的黏度成反比。因此原油密度大、水含量低和粘度高是导致油水分离效率低的表观因素。

3.2 沉降动力分析

LD5-2采出液经多级高温脱水后的原油性质见表2所示。从表2可以看出：经多级电脱水后LD5-2原油含水可降至3.0% ，将其近似看作是LD5-2原油可以发现，原油的密度属于超稠油的范围，粘度属于特稠油的范围，因此LD5-2原油应介于特稠油范围。

表2 试验原油脱水后基本物性分析结果

与含水17.88%的采出液性质相比，水含量降低后原油的密度波动不大，粘度（80 ℃）则大幅降低，降幅比例达63%，但数值仍然较大，达到1 488 mm2·s-1，不易于水滴的沉降。利用瓦斯特公式[6]（Walther-ASTM）对LD5-2原油进行了粘度计算，计算结果见表3。

表3 LD5-2N不同温度下的密度及粘度计算

图2 油水密度随温度变化曲线

图3 LD5-2原油的粘温曲线

图4 LD5-2的stoke因子曲线

图5 脱水温度对脱后含水的影响

water content

图6 电流监测图

4 结果与讨论

4.1 油水分离温度对脱水效果的影响

试验条件：60 g原油，破乳剂A1用200μg·g-1，温度100~140 ℃，电压1 100 V，时间40 min，进行不同温度裸电极脱水试验。试验结果见图5所示，试验过程中100 ℃的电流变化见图6所示。

从图5和6可以看出：在相同试验条件下，随着脱水温度的升高，原油的脱后含水率逐渐降低，130 ℃以后下降趋势缓和，脱后含水可降低至6%左右。整个加压过程中，0~6 min内电流出现少许波动，其余时间装置运行稳定，没有出现跳闸现象。

4.2 外加电压对脱水效果的影响

试验条件：60 g原油，温度130 ℃，破乳剂200μg·g-1，时间40 min，混合100次。不同电压的裸电极试验结果见图7所示所示。

图7 外加电压对脱后含水的影响

从图7可以看出：随着外加电压的升高，原油脱后含水先降低后升高。电压在1 200 V时脱后含水最低，其脱后含水可降低至5%以下，可优选电压1 200 V进行后续参数优化试验。

4.3 停留时间对脱水效果的影响

试验条件：60 g原油，温度130 ℃，破乳剂200μg·g-1，电压1 200 V，混合100次。不同停留时间的裸电极试验结果见图8所示。

图8 停留时间对脱后含水的影响

从图8可以看出：随着停留时间的延长，脱后含水率逐渐降低，当停留时间大于45 min后脱后含水开始出现些许波动，但曲线走势变化不大，脱后含水基本保持不变。

4.4 破乳剂用量对脱水效果的影响

试验条件：温度130 ℃，电压1 200 V，时间45 min，混合100次。破乳剂A1使用量的考察试验结果见图9所示。

图9 破乳剂用量对脱后含水的影响

从图9可以看出：随着破乳剂使用量的增加，脱后含水率呈现逐步下降趋势，当破乳剂用量增加到400μg·g-1时出现最低点，脱后含水低于5%，破乳剂用量在400~500μg·g-1区间脱后含水基本保持不变，超过500μg·g-1则开始呈现些许上升态势。

4.5 采出液含水比例对粘度的影响

考虑到开采时注水量的影响，模拟分析了不同含水量的采出液在不同温度下的粘度变化。试验结果见图10所示。

从图10可以看出：50～90 ℃条件下的粘度变化曲线均显示粘度随含水量的增加先逐步增大后减小，其转折点在40%含水左右。鉴于原油自身粘度业已很高不利于脱水，同时参照《原油电脱水设计规范》的粘度要求，建议避开40%乳化液的开采工况。

图10 粘度与含水量的关系

5 结论

通过对LD5-2原油油水分离过程的理论分析和脱水参数优化试验研究，得到以下几点结论：

（1）LD5-2原油兼有特稠油和超稠油的性质，粘度高，常温难以流动，同时油水密度差较小，油水分离动力不足。

（2）在优化条件下：温度130 ℃、破乳剂A1用量400 μg·g-1、电压1 200 V、停留时间45 min，原油脱后含水可控制在5%范围内满足原油外输要求，同时装置正常运行。

（3）在油水分离过程中，影响因素较大的是油水分离温度、电压及破乳剂使用量。

（4）在LD5-2原油的开采过程中应避免出现40%含水的采出液，防止粘度的突增对油水分离效果的影响。

［1］ 于连东.世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望[J].特种油气藏,2001,8(2):98-103

［2］ 张兵强.中原油田毛8区块稠油乳化特性及脱水工艺研究[D].西南石油大学,2013.

［3］ 臧秀萍.浅谈辽河油区稠油集输工艺技术[J].特种油气藏,2008.4,15(2):100-105.

［4］ Iva Kralova , Johan Sjöblom and Gisle Øye,et al. Heavy Crude Oils/Particle Stabilized Emulsions[J]. Advances in Colloid and Interfaces Science ,2011,169:106-127.

［5］ 戴焕栋,龚再升.中国近海油气田开发[M].北京:石油工业出版社,2003:1-279.

［6］ 杨筱蘅,张国忠.输油管道设计与管理[M].北京:清华大学出版社,2004:80-87.

［7］ Erik Sellman,Gary Sams , S. Pavan Kumar Mandewalkar. Improved Crude Oil Dehydration OPEX using Advanced Electrostatic Forces[C]. Kuwait: SPE163305,2012.

Research on Oil/Water Separation of LD5-2 Heavy Oil

,,,

（SEG Luoyang R&D Center of Engineering Technology, Henan Luoyang 471003, China）

The issue of oil/water separation in LD5-2 oilfield exploring process was studied. The oil/water separation drive of heavy oil was investigated on the basis of properties of LD5-2 produced liquid and crude oil, effect of the dehydration temperature, voltage and other parameters on the oil/water separation process was researched. The results show that,LD5-2 crude oil belongs to extra-heavy oil, it cannot flow at normal temperature because of high viscosity, and the oil/water density difference is small, which cause the difficulty of water oil separation. Under the optimized conditions of 90 ℃, 1 200 V AC, 45min residence time, 200 μg/g dosage of A1 emulsion breaker, the water content in dehydrated oil is lower than 5%,which can meet the transport specification. The dehydration temperature, voltage and demulsifier have obvious effect to oil/water separation of LD5-2 heavy oil. More attention should be pay to the produced liquid with 40% water content because it has the viscosity sudden increase phenomenon.

Heavy oil ; Oil-water separation; Electric desalting; Offshore

TE 133

A

1671-0460（2017）12-2486-04

2017-05-11

曹振兴（1985-），男，河南省洛阳市人，工程师，硕士，2011年毕业于中钢集团洛阳耐火材料研究院材料学专业，研究方向：炼油装置工艺防腐工作。E-mail：caozx.lpec@sinopec.com。