新疆油田某井区致密油脱水技术

王昱培

新疆油田公司陆梁作业区

近10 年来，国内外致密油的勘探均取得了重要进展，且其资源潜力较大，特别是新疆油田的环玛湖等油田[1-2]；致密油积压裂[2]的开发方式给后续生产带来一定难度，压裂液含有胍胶、交联剂、聚合物等各种添加剂，具有高稳定性、高黏度、高悬浮物含量等特点，给油水乳化和破乳造成一定影响[3]；难以达到处理后原油含水率≤0.5%的规范要求[4]。因此，针对新疆某区块致密油进行了专门研究。

1 原油物性

1.1 原油性质

该井区原油性质见表1。由表1 可知，50 ℃时黏度差异大，在55.2～317.85 mPa·s 之间；个别井含蜡量较高，达21.86%；个别井凝固点高达32 ℃，需要井口加热；固体悬浮物质量浓度 高 达1 275 mg/L（以下简称浓度）。混合原油50 ℃黏度为150 mPa·s，单井投运也含有少量压裂返排液，30～45 ℃时原油难脱水。

表1 某井区原油物性Tab.1 Physical properties of crude oil in a certain well area

1.2 返排液胍胶

返排液含有胍胶、交联剂，且都是稳定剂，对原油脱水有一定影响，返排液胍胶浓度在55～517 mg/L 之间，判别胍胶性质见图1。

图1 压裂返排液胍胶与羟丙基胍胶红外对比Fig.1 Infrared comparison of fracturing backflow fluid guar gum and hydroxypropyl guar gum

由图1 可知，压裂返排液中的胍胶和羟丙基胍胶的主要官能团及波数区的峰型基本一致，因此可以判定该压裂返排液中使用的主要是羟丙基胍胶。

2 室内原油脱水实验

原油脱水关键因素：高效的破乳剂、原油含水率、经济合理破乳温度及高效处理设备等。

2.1 破乳剂初选

将单井混合采出液除去游离水，制备了含水率为17.2%的油样，选新疆油田应用效果最佳的6 种破乳剂在60 ℃下分别测试加药浓度为50、75、100及200 mg/L 和脱水时间为15、30、45、60、90 及120min 的热化学脱水效果，结果见表2。

表2 60 ℃条件下不同破乳剂在不同脱水时间的脱水效果Tab.2 Dehydration effect of different demulsifiers at different dehydration times at 60 ℃

由表2 可知，加入浓度为100 mg/L 的4#药剂，热化学脱水60 min，油中含水率为4.68%，进入电脱水15 min 后，原油含水未检出。

2.2 不同含水热化学脱水效果

随着开发阶段的不同，原油含水逐步升高，破乳剂常有变化，脱水温度也常有不同变化，且决定原油脱水成本。

2.2.1 低含水率

将单井混合采出液除去游离水，制备低含水率24.3%的油样，加入浓度为100 mg/L 的4#药剂，在不同温度下进行热化学沉降脱水，实验结果见表3。

由表3 可知，60 ℃下加入浓度为100 mg/L 的4#药剂，热化学脱水60 min，原油含水率为3.4%，进入电脱水15 min，原油含水率未检出。

2.2.2 中含水率

将单井混合采出液除去游离水，制备含水率为36.0%～40.9%的油样，4#药剂在不同温度下进行热化学沉降脱水，实验结果见表4。

由表4 可知，55 ℃下加入浓度为100 mg/L 的4#药剂，热化学脱水60 min，原油含水率为9.05%，电脱水15 min 后，原油含水率未检出。

2.2.3 高含水率

考虑到不同地层不同开发阶段产出液在三相分离器出口端含水率的变化情况，制备了55.7%的高含水油样，开展4#药剂破乳试验，结果见表5。

表5 不同温度下高含水率原油热化学脱水效果Tab.5 Thermochemical dehydration effect of high water content crude oil at different temperatures

由表5 可知，50 ℃下，加入浓度为75 mg/L 的4#药剂，热化学脱水60 min，油中含水率4.5%，电脱水15 min 后原油含水率未检出。

2.3 不同条件下不同破乳剂脱水效果对比

不同破乳剂、脱水温度、含水率条件下电脱效果对比详见表6。

表6 不同条件下电脱效果对比Tab.6 Comparison of electric dehydration effects under different conditions

由表6 可知，原油不同含水率时，投加浓度为75～100 mg/L 的4#药剂，电脱水出口原油含水率都可保证≤0.5%。

2.4 试验结论

（1）按含水率将原油分类为低含水率（24.3%）、中含含水率（30%～40%）及高含水率（＞50%）三类，加入浓度为75～100 mg/L 的4#药剂，在55～60 ℃下热化学脱水1 h 后，电脱水15 min，原油含水率未检出。

（2）综合实验结果，本工程原油处理确定采用三相分离+热化学脱水+电化学脱水工艺流程。三相分离先脱出游离水，降低能耗；热化学脱水选择120 min；电化学脱水选择45 min；集油区已进行端点加药，处理站内可补充部分破乳剂，加药浓度100 mg/L。

3 工艺设计

目前国内原油地面开发持续推进一体化集成装置研发与规模推广[5]，原油脱水最常用的还是传统且发展最为完备的热化学法和电化学法[6]。虽然采用多功能（一体化）“加热缓冲段+油水室+电脱段”[7]、“油气分离、加热及热脱+电脱”[8]、“三相分离+热化学+缓冲+电脱”[9-10]、“热脱+缓冲+电脱”[11]已有报道，但该设计功能组合处理致密油采出液还未有研究。

3.1 设备结构

为节省能耗不加热游离水，该一体化装置只将加热、热化学脱水、原油缓冲及电脱水处理功能集成在装置内，设计压力为0.6 MPa、工作压力为0.4 MPa，设计温度为100 ℃、工作温度为90 ℃。一体化原油脱水装置详见图2。

图2 一体化原油脱水装置Fig.2 Integrated crude oil dehydration device

油区来液（30～60 m3/h、20～25 ℃、设计压力为≤0.6 MPa）先进集油管汇，投加浓度为100 mg/L破乳剂后进一体化装置加热段，加热2 h，加热段为火桶加热炉，来液温度、进热化学脱水段温度闭环控制燃烧器进气量及风量，保证进化学脱水段温度≥55 ℃；加热炉后上部引液进热化学脱水段前端中下部进液及布液，停留1 h 后，在线检测脱水原油含水率≤15%，从堰板进入缓冲段；缓冲0.5 h 从前端下部进电脱水段，下部均匀布液，中上部横竖挂相间布置脱水电极，采用高频导电极方式供电，防止电极结垢，电脱水段后端上部出液，上部出合格原油。

加热、热化学脱水、原油缓冲及电脱水四段隔板均设有连通压力平衡孔，顶部气回收进低压天然气系统，底部设有放水阀；加热段设置安全放空系统，加热段、缓冲段设有液位计，加热、热化学脱水底部设有排泥系统。

3.2 设计参数

（1）加热段。处理量1 200 m3/d；停留时间120 min；来液温度20～25 ℃；出液温度60 ℃。

（2）热化学脱水段。处理量1 200 m3/d；停留时间60 min；出油含水率≤15%；污水含油浓度≤1 000 mg/L。

（3）缓冲段。处理量1 200 m3/d；停留时间15～30 min。

（4）电化学脱水段。处理量1 000 m3/d；停留时间45～60 min；出油含水率≤0.5%；污水含油浓度≤1 000 mg/L。

3.3 对比

一体化装置与常规设备设计对比见表7。

表7 一体化装置与常规设备对比Tab.7 Comparison between integrated devices and conventional equipment

对比常规设备，一体化装置省去了设备间连接管汇、阀门及安全泄放系统，减少了现场施工工程量，提高了工程质量；统计后可以简化流程、工厂化预制，缩短工程及建设工期及投资20%以上。

4 现场运行

2021 年10 月底投运，来液量为820～955 m3/d，含水率67.5%～78.6%；一体化装置正常投运时加入浓度为100 mg/L 的4#药剂，55 ℃进入电脱水，出口含水率及污水含油浓度见图3。

图3 一体化装置出口含水率及污水含油浓度Fig.3 Integrated device outlet water content and sewage oil concentration

由图3 可知，一体化装置出口含水率0.185%～0.348%，污水含油浓度为148～347 mg/L，达到GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》要求。

5 结论

（1）该压裂返排液中使用的主要成分是羟丙基胍胶。

（2）常温（30～45 ℃）条件下，原油脱水处理不达标，选6 种破乳剂在60 ℃下分别测试50、75、100 及200 mg/L 投加量和脱水时间15、30、45、60、90 及120 min 热化学脱水效果，加入浓度为100 mg/L 的4#药剂脱水可达标。

（3）设计了集加热、热化学脱水、原油缓冲及电化学脱水一体化原油脱水装置，该装置出油含水率达到了≤0.5%。

（4）一体化原油脱水装置可以简化流程、工厂化预制，缩短工程及建设工期及投资20%以上。