已建水驱原油处理系统对含聚采出液的适应性研究

大庆油田工程有限公司

随着开发建设的不断深入，大庆油田逐渐进入高含水开发后期，开发方式趋于多样化。其中，聚合物驱（以下简称聚驱）采油作为提高原油采收率的有效技术，得到了广泛应用，多区块都出现了水驱、聚驱等开发方式并存的局面[1-4]。同一区块水驱、聚驱并存，虽然开采的是不同层系，但是聚驱处理后的污水会回注到水驱层系，水驱层系采出液中就含有部分聚合物。而且由于注入的聚合物浓度增高，水驱系统采出液中聚合物的浓度普遍较高，远远超过了水驱和聚驱的分界标准。同时，随着聚合物驱范围扩大，开发层位的更替，已建水驱系统含聚浓度仍将进一步增高。

由于油田长垣老区已建水驱原油处理系统所处理的来液中已经普遍含聚，导致理系统的处理难度增大[5]。一方面是由于原有的水驱处理工艺参数已无法满足含聚采出液处理需要；另一方面若是按照聚驱处理工艺参数处理水驱含聚采出液则会导致过度处理、投资浪费。因此需要研究确定已建水驱处理系统处理聚驱采出液的能力，评价其适应性，从而对水驱、聚驱地面系统进行整体优化，使聚驱和水驱系统能力相互利用，减小新建规模及已建设施更新维护工程量，降低地面系统投资[6-7]。

1 水驱含聚采出液室内沉降脱水实验

原油破乳脱水是原油生产过程中必不可少的环节。原油破乳脱水的方法有多，热化学脱水法是最常用的方法之一[8]。在室内配制不同含聚浓度的模拟采出液，对模拟采出液进行室内沉降脱水实验。

实验条件：温度38～40 ℃，乳状液含水率80%～90%，停留时间10～40 min，破乳剂加药量20 mg/L，聚合物质量浓度0～300 mg/L。由图1 和图2 的变化曲线可知：在相同实验条件下，聚合物浓度≤100 mg/L，沉降15 min，水中含油基本低于1000 mg/L；模拟采出液聚合物浓度≤300 mg/L，沉降时间15 min，油中含水基本在15%以内。

图1 水中含油随沉降时间的变化曲线Fig.1 Change curve of oil content in water with settling time

图2 油中含水随沉降时间的变化曲线Fig.2 Change curve of water content in oil with settling time

2 含聚采出液现场试验

已建水驱原油处理系统主要设备包括油气分离装置、游离水脱除装置和电脱水装置。本文在不改变内部结构的情况下对游离水脱除器进行处理能力校核试验。

在长垣老区油田分别选取采出液聚合物质量浓度为150～250、250～350、350 mg/L 以上的水驱处理站，对站内的游离水脱除器开展变处理量试验，检测脱后采出液的油中含水和水中含油等参数变化情况（图3），确定脱水设备的处理效果和能力。试验结果表明：随着设备负荷率的增加，油中含水均可低于30%的脱水指标，但水中含油开始出现不稳定的情况，有高于1 000 mg/L 以上的点出现。

取得初步试验结果后，对长垣老区其他水驱处理站的游离水脱除器运行参数进行跟踪。对现场试验和跟踪结果进行整理分析，得出水驱见聚后游离水脱除器处理能力校核试验结果，见表1。

表1 不同聚合物浓度下水驱见聚后游离水脱除器试验结果Tab.1 Test results of free water remover after water flooding meets polymer with different polymer concentration min

试验结果表明，随着聚合物浓度的上升，水驱见聚后设备处理能力都有不同程度的下降，聚合物浓度越高，设备处理所需沉降时间越长。在编制产能建设和老区改造地面工程规划方案时，应将水聚驱采出液处理统筹考虑，充分利用已建水驱系统的剩余能力，水驱见聚区块的游离水脱除器设计指标宜按照表1 结果进行规划设计。

图3 不同聚合物浓度下已建水驱系统处理含聚采出液处理能力校核试验曲线Fig.3 Check test curve of polymer-containing produced liquid treatment capacity of existing water flooding system with different polymer concentration

3 应用

将试验结果应用于某采油厂2018 年某区块聚驱产能建设方案中，打破了水聚驱界限，充分利用已建水驱转油站和脱水站的剩余能力，水聚驱不再严格分开处理，新建102 口聚驱油井全部进入已建水聚驱系统。其中新建72 口油井产液进入转油站水驱处理系统，新建30 口油井进入转油站聚驱处理系统，转油站产液输往脱水站进行脱水处理。

新建聚驱井产液进入已建水驱系统处理，将站场原水驱设备处理能力按照不同聚合物浓度下水驱见聚后设计指标核定，转油站聚驱油井后，处理液见聚浓度分别为190～368 mg/L、212～364 mg/L，将转油站已建Φ3.6 m×16 m 分离缓冲游离水脱除器单台处理能力由处理水驱产液5 000 t/d 核减为处理水聚驱混合液3 750 t/d；Φ4 m×16 m 分离缓冲游离水脱除器单台处理能力由处理水驱产液6 400 t/d核减为处理水聚驱混合液4 800 t/d。脱水站已建Φ 3.6 m×16 m 游离水脱除器单台处理能力由处理水驱产液10 000 t/d核减为处理水聚驱混合液7 500 t/d。

通过有效利用已建水驱系统，该工程避免新建3 000 m3/d 聚驱转油站1 座，脱水站少建聚驱处理系统（包括游离水脱除器、电脱水器、加热炉）1 套。

4 结论

（1）已建水驱系统可处理含聚采出液，因此在制定产能建设和老区改造方案时，应将水聚驱采出液处理统筹考虑，充分利用已建水驱系统的剩余能力。

（2）已建水驱游离水脱除器处理含聚采出液时，当聚合物浓度为150～250 mg/L 时，普通区块原油沉降时间为17 min 可以达标；当聚合物浓度为250～350 mg/L 时，普通区块原油沉降时间为20 min可以达标；当聚合物浓度为350～450 mg/L 时，普通区块原油沉降时间为27 min 可以达标。

（3）在新建产能区块地面工程规划方案编制时，水驱见聚区块的游离水脱除器设计指标宜按照表1 结果进行规划设计。