苏丹6区稠油破乳剂筛选和应用研究

李杰 冀璐 刘元东 周新宇

1中国石油技术开发公司

2中国电力科学研究院计量研究所

3中国石油集团渤海钻探工程有限公司第二钻井工程分公司

苏丹6区是中国石油与苏丹政府合作开发区块之一，其原油储量80%为稠油，于2003年11月投产运行，年产原油200×104t[1]。油田位于苏丹西南部的穆格莱德（Muglad）盆地[2-3]，面积为5.96×104km2，经过多年勘探评价，合同区块面积2.92×104km2。目前已开发稠油主要在穆格莱德的FULA和MOGA区块。FULA区块位于穆格莱德盆地东北部，有FC、FNE两个区块，在FNE区块内建有1座FPF原油转运站，采用热化学沉降脱水工艺[4]。MOGA在FULA的西北部，距FULA大约9 km，区块内建有1座FPF原油转运站，也采用热化学沉降脱水工艺。

随着开采不断进行，FNE和MOGA稠油采出液破乳脱水更加困难，原油外输含水经常超标[5-9]，主要原因是：①稠油黏度大，密度与水接近，热化学沉降工艺中油水沉降分离速度减慢；②稠油中胶质、沥青质、蜡含量较高，并挟带一定的沙粒、黏土，这些物质使油水界面形成的界面膜强度增大，使得乳状液液滴的聚结和聚并变得困难，增加了原油乳状液的稳定性；③原油含水率增加，换热系统供热不足导致原油处理温度降低，不利于油水分离。当时FNE和MOGA外输原油含水率为5%左右，大大超出外输原油含水率低于2%的目标。针对苏丹6区稠油脱水超标情况，对16种破乳剂进行了实验室评价，考察了破乳剂浓度对脱水效果的影响，并将筛选出来的破乳剂进行了现场应用试验。

1 实验

1.1 仪器和试剂

实验仪器：恒温水浴锅，金坛市城东光芒仪器厂；分析电子天平，瑞士Mettler Toledo；烧杯；玻量筒；移液管；洗耳球；离心机，英国Seta等。

实验试剂：16种不同型号破乳剂；无水乙醇和二甲苯，均为分析纯；FNE和MOGA的原油采出液，密度为0.92～0.95 kg/cm3，经地面脱气、脱水后，50℃时黏度为600～2 000 mPa·s，凝点为2～19℃，含蜡量为4.0%～17%，酸值为12～14mgKOH/g；FNE原油含水率为64.1%；MOGA原油含水率为80.6%。

1.2 实验方法

本研究中均采用SY/T 5281—2000《原油破乳剂使用性能检验方法（瓶试法）》进行破乳实验。即用容量为100 mL的具塞量筒，加入80 mL含水原油，恒温30 min，用移液管加入破乳剂，手摇振动200次左右，静置于恒温水浴中，在不同时间观察油水界面质量，记录脱水量。采用ASTM-D4006离心法测定原油含水率。

2 实验结果与讨论

2.1 不同破乳剂脱水效果

表1是16种破乳剂对FNE原油的脱水效果情况。从表1可以看出，对于FNE原油在60℃、加药质量浓度为50 mg/L时，破乳剂T206、T505、T506、T611、T861脱出水量较多，其中T206和T611的油水界面较齐，但所有破乳剂均使脱出水水质浑浊。这是因为稠油经过多种方式开采后，出现了比较稳定的水包油乳状液，油水界面变得模糊，产出水含较多杂质和原油。由于后续有产出水净化处理工艺，所以此项指标不作为重要指标考量[10]。

表2是16种破乳剂对MOGA原油的脱水效果情况。从表2可以看出，对于MOGA原油，在60℃下、加药质量浓度为50 mg/L时，破乳剂T206、T505、T506、T611、T862、T863脱出水量较多，其中T206和T611的油水界面较齐，同样所有破乳剂使原油脱出水水质都浑浊。

2.2 不同加药浓度破乳剂脱水效果

表3是初步筛选出来的4种破乳剂在不同浓度下对FNE原油脱水效果情况。从表3可以看出，对于FNE原油，在60℃处理温度下，随着破乳剂T206、T505、T506、T611的质量浓度从30 mg/L提高到70 mg/L，6 h后脱出水水量都有所增加。在质量浓度为70 mg/L时脱水量最多的是破乳剂T611和T506。

表1 使用不同破乳剂的FNE原油脱水效果Tab.1 Dehydration effect of different demulsifier for FNE crude oil

表2 使用不同破乳剂的MOGA原油脱水效果Tab.2 Dehydration effect of different demulsifier for MOGA crude oil

表3 不同破乳剂浓度对FNE原油的脱水效果Tab.3 Dehydration effect of different dosage for FNE crude oil

表4是初步筛选出来的4种破乳剂在不同浓度下对MOGA原油脱水效果情况。从表4可以看出，对于MOGA原油，在60℃处理温度下，随着破乳剂T206、T505、T506、T611的质量浓度从30 mg/L提高到70 mg/L，6 h后脱出水水量有都有所增加，在质量浓度为70 mg/L时脱水量最多的是破乳剂T611和T505。

3 破乳剂的现场应用效果

经破乳剂室内评价，综合考虑脱水率和油水界面，T611对FNE和MOGA原油脱水效果最好，因此在FNE、MOGA油区使用T611进行了现场破乳脱水应用试验。根据苏丹6区原油处理工艺，各FPF站的原油经过化学脱水后再汇集到CPF沉降脱水，要求FNE和MOGA外输原油含水率≤2%。

FNE FPF的原油处理流程如图1所示。原油从各OGM输送到FPF后经过分离器和换热器后进入沉降罐进行热化学沉降脱水，脱水后原油从储油罐外输到CPF与其他站来油混合进行再次脱水。破乳剂加药点在分离器之前。表5是T611在FNE FPF现场应用结果。从表5可以看出，破乳剂加注质量浓度为42～55 mg/L时，现场试验7 d内沉降罐外输原油含水率在1%左右，破乳剂T611在7 d内脱水稳定，效果较好。从破乳剂操作性来看，加药泵运行正常，药剂未造成设备腐蚀和管线堵塞等情况。

表4 不同破乳剂浓度对MOGA原油的脱水效果Tab.4 Dehydration effect of different demulsifier dosage for MOGA crude oil

图1 FNE FPF原油处理流程和加药点示意图Fig.1 Schematic diagram of FNE FPF crude oil treatment process and dosing point

表5 破乳剂在FNE FPF现场应用效果Tab.5 Field application effect of demulsifier in FNE FPF

MOGA FPF的原油处理流程如图2所示。原油从各OGM和单井输送到FPF后经过缓冲罐和换热器后进入沉降罐进行热化学沉降脱水，脱水后原油从储油罐外输到CPF与其他站来油混合进行再次脱水。破乳剂加药点在沉降罐之前。表6是T611在MOGA FPF现场应用结果。从表6可以看出，破乳剂加注质量浓度在43～53 mg/L时，现场试验7 d内沉降罐外输原油含水率均不大于1%。破乳剂T611在7 d内脱水稳定，效果很好。从破乳剂操作性来看，加药泵运行正常，药剂未造成设备腐蚀和管线堵塞等情况。

图2 MOGA FPF原油处理流程和加药点示意图Fig.2 Schematic diagram MOGA FPF crude oil treatment process and dosing point

表6 破乳剂在MOGA FPF现场应用效果Tab.6 Field application effect of demulsifier in MOGA FPF

4 结论

（1）对FNE和MOGA原油，经16种破乳剂瓶试筛选，破乳剂T611脱水效果最好，且随着加药浓度增加，破乳剂脱水效果增加。

（2）破乳剂T611在FNE和MOGA FPF现场应用效果较好，FNE和MOGA FPF外输原油含水率在1%左右，破乳剂T611可以满足生产要求。