CN104449812A - 一种用于稠油低温破乳的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种用于稠油低温破乳的方法，该方法通过引入破乳器，实现破乳剂在原油乳液中的有效扩散，采用一级加热、一次加破乳剂、一级沉降的方法，达到在较低温度下进行稠油脱水的目的。本发明的方法破乳效果好，特别适用于在较低温度下的稠油破乳。该方法工艺简单，设备数量少，操作简便，对破乳剂适应性较强，能在较低温度下实现高效快速脱除稠油中的水，从而达到大大降低能耗的目的。

Description

一种用于稠油低温破乳的方法

技术领域

本发明涉及一种稠油低温破乳方法。

背景技术

我国拥有丰富的稠油资源，稠油年产量达到1000万吨以上，为缓解我国的石油供求紧张做出了重要贡献。但是，由于绝大多数油田已进入开采的中后期，采出液含水量很高，并且稠油含有较高的胶质、沥青质等天然界面活性物质，导致原油乳状液粘度大，流动性差，油水界面膜强度增加，水滴很难聚并，破乳脱水困难。目前国内各油田普遍采用热化学或电化学破乳脱水技术，现有工艺存在着耗能大（脱水温度高，达到90℃）、生产工艺复杂、脱水后水质差、污染环境等问题，不能满足稠油采出液破乳脱水的需要，迫切需要研究和开发高效、低耗、简单的工艺流程。

目前油田大都采用多级加热、多次加剂、多级沉降的工艺进行破乳。例如胜利油田滨南采油厂多个稠油联合站就是采用二级加热、二次加破乳剂、三级沉降的工艺进行油水分离。其典型工艺描述如下（以稠油首站为例）：三矿来油、滨利卸油与滨一站稀油混合后，进入高效分水器进行油气水预分离，分离气量约为4500 m³/d，进入二相分离器二级分离后供站内自用；高效分水器分水量约为9551 m³/d，分离出的污水直接进入污水罐；分离出的原油（约为6293m³/d、含水60%左右）进入来油加热炉提温至72℃左右进入一次沉降罐（沉降水量约为1559m³/d，原油含水约为48%），后经12米溢流至二次沉降罐（沉降水量约为160m³/d），二次沉降罐出口原油（温度70℃，含水20～45%）经脱水泵提升，进入加热炉提温至90℃进入电脱水器（脱水器未送电，只起到延长沉降时间的作用，脱出水量大约500m³/d），脱水器出口原油含水大约15～35%，进入三次沉降罐经12米溢流至净化油罐放水后外输（外输含水低于1.0%）。稠油首站原油处理工艺为热化学多级沉降及稠油掺稀工艺，目前稠油首站生产工艺主要矛盾为高温脱水与提高站库经济运行水平间的矛盾。

如何降低破乳脱水温度，从而实现降低生产能耗，是当前相关企业迫切需要解决的问题，也是本发明的目的。

发明内容

本发明针对目前稠油破乳工艺复杂、能耗大、脱水效果波动较大的问题，提出一种生产简单、能耗大大降低、脱水效果很好的一段式脱水新方法。

本发明所述的稠油破乳方法包括如下流程：各矿来油输送至联合脱水站汇合后，经高效分水器进行油气水分离，该高效分水器处理量视采出液量而定，通常设计在1～3×10⁴m³/d，经过高效分水器分离出的水去污水处理站，气用于加热炉加热原油，脱水脱气的原油乳状液含水通常为30-60%；然后将其与破乳剂（加量为60-200ppm）一起进入破乳器（由滨南采油厂华滨化工有限公司生产的SK型装置，直径2～40cm），充分混合后，采用加热炉一次加热乳状液至所需脱水温度（其范围在65-80℃），最后送入沉降罐（5000m³）进行重力沉降分离，由沉降罐出来的原油进入净化油罐，静置约24-48h后，将合格原油外输，外输原油含水率不超过1%，脱出的水与高效分水器分离出的水汇合。该一段式稠油脱水工艺如图1所示（以滨南采油厂稠油首站为例进行设计）。

本发明与现有技术相比，具有如下优点：

由图1可以看出，一段式稠油脱水工艺流程简单，操作相对简便，设备管线少，利于维护保养。其引入了破乳器，大大强化了破乳剂的扩散过程，使破乳剂与原油乳状液能够迅速地充分混匀，有利于原油中水滴的碰撞聚并发生，提高破乳效率。而老式的多段式破乳工艺复杂且能耗很高，原油在经过多级加热和沉降后，含水量仍然时常不能达标，其典型工艺流程如图2所示。通过两个流程图对比可以看出，多段式稠油脱水工艺比一段式多了至少一级加热、一次加剂和两级沉降，这要多出几台加热炉和沉降罐，并且图中原油经二级加热后温度高达到85-90℃，远高于一段式脱水温度70-75℃。据计算，如果能降低脱水温度10℃，那么将会节省燃料油50%左右。对于滨南采油厂稠油首站这样的脱水站来说，目前每天燃料油消耗在10t/d左右，若采用一段式工艺，将会节约燃料油5 t/d左右，而且相应的设备维修保养费、电费等费用也会大大下降。

附图说明

图1：根据本发明的一段式脱水流程示意图；

其中：P-01、P-02为物料输送泵A、B；S-01为三相分离器；D-01为破乳器；E-01为加热炉；T-01为沉降罐；T-02为净化油罐； T-03为污水储罐；F-01为污水处理站；F-02为炼油厂；①-⑫为物料输送管道；

图2：多段式脱水流程示意图；

其中：P-01、P-02、P-03为物料输送泵A、B、C；S-01为三相分离器； E-01、E-02为加热炉；T-0 1、T-0 2 、T-0 3为沉降罐A、B、C；T-04为污水储罐；T-05为净化油罐；F-01为污水处理站；F-02为炼油厂；①-⑱为物料输送管道。

图3：破乳剂的选择；

不加破乳剂空白样

工业用油溶性破乳剂301型

工业用水溶性破乳剂401型

实验室自制聚醚型破乳剂。

具体实施方式

实施例1 ：稠油的选择

典型稠油组成及性质分析（以滨南采油厂稠油首站油样为例）。参照《SH/T 0509-92石油沥青组分测定法》进行原油族组分分析，结果如下表。

表1 原油族组分含量

组分名称	沥青质	胶质	芳香分	饱和分
					质量分数	3.96%	19.59%	34.65%	39.96%
总和	98.16%

注：上表中杂质（原油样品中所带粘土颗粒）含量为1.84%

采用AR-G2流变仪测量典型油样的粘度，获得油样的粘度与温度关系。为定量描述升温加热破乳以及添加破乳剂破乳，提供关键性基础数据支持。

表2、含水10%混合原油粘温关系

温度（℃）	30	40	50	60	70	80
							粘度（Pa·s）	4.9310	2.4850	1.1850	0.6889	0.3875	0.1919

原油密度采用K100型表面张力仪密度模块进行测量，实验测量了原油密度，结果如下表。

表3、原油密度与温度关系

温度（℃）	20	40	50	60	70	80	90
								密度（×103kg/m3）	0.927	0.925	0.919	0.912	0.908	0.903	0.896

以上结果表明，上述原油含有较高的沥青质、胶质等天然活性组分，这是原油乳状液稳定性主要原因。另外，原油粘度已大大超过稠油最低规定值（0.1Pa.S），原油密度也相对较高（50℃达到了919 kg/m³），属于稠油范畴。较高含量沥青质、胶质也是稠油乳状液破乳困难的根本原因。针对沥青质、胶质等天然活性成分较高的稠油乳状液，需要选择相对活性较高、成本较低的破乳剂，使其破坏稠油乳状液结构，在较低温度下实现破乳。

实施例2：破乳剂的选择

采用中华人民共和国石油天然气行业标准《原油破乳剂性能检测方法（瓶试法）》（SY/T5281-2000）对几种破乳剂破乳性能进行比较。实验选用三种破乳剂，分别是工业用301型油溶性破乳剂、工业用401型水溶性破乳剂和实验室自制聚醚型原油破乳剂。实验结果见附图3，由图3可知，对于相同油样（滨南采油厂稠油首站油样），并且其它实验条件相同情况下，实验室自制聚醚型原油破乳剂脱水速率较快，而两种工业用破乳剂效果差别不大，水溶性破乳剂稍好。以下实验选用自制聚醚型原油破乳剂和工业401型水溶性破乳剂。

实施例3：实验室模拟破乳过程

在实验室中模拟工业生产实际原油破乳过程，实验样品为滨南采油厂首站高效分水器出来的脱气原油，其含水量为48%，原油中水含量按照GB/T 8929-88（蒸馏法）进行测定（以下含水量测量方法相同）。量取350mL原油样品放入500mL烧杯中（直径8cm，高13.8cm），将烧杯放入恒温水浴中（60℃），并用搅拌器进行搅拌（搅拌速度为200转/分钟），待温度恒定后加入破乳剂，破乳剂用量为120ppm，继续搅拌5分钟，使破乳剂充分混合，然后停止搅拌，取出搅拌桨，用保鲜膜密封烧杯，并将恒温水浴温度调至70℃，原油样品静置24小时后测量其水含量。实验选用两种破乳剂，分别是工业用工业用401型水溶性破乳剂和实验室自制聚醚型原油破乳剂。进行水含量测定时，所取样品都是从烧杯里上层油相的中部取得。经过测定，使用401型水溶性破乳剂和自制聚醚型原油破乳剂处理后的原油水含量分别为2%和0.6%。

实施例4：实验室小型破乳装置试验

在实验室中，采用一段式破乳工艺小型装置（装置由滨南采油厂华滨化工有限公司生产，型号为SK-D20型）。原油样为滨南采油厂稠油首站三相分离器出口原油，其含水为48% ，粘度为4.8 Pa.s（50℃），密度为920 kg/m³ （50℃）。将25kg原油放入原料槽中,加热至55℃。采用变频输液泵控制泵的转数，以此控制原油流量大小，选用工业401型破乳剂配制成15%溶液，由微量进样泵通过加剂口加入到原油中，其加量由原油样流量决定，按照原油中含破乳剂120ppm设计。含有破乳剂的原油经破乳器后（选用破乳器直径为40mm，长为2m，原油流量为10kg/min），流入盛液筒中，其间用500mL带刻度烧杯取400mL原油样放入设置好温度（70℃）的恒温水浴中，静置一段时间，观察油水分离情况，读取出水量。样品静置24h后，原油中的水含量为8%。

实施例5：在实验室中，采用一段式破乳工艺小型装置（装置由滨南采油厂华滨化工有限公司生产，型号为SK-D20型）。原油样为滨南采油厂稠油首站三相分离器出口原油，其含水为48% ，粘度为4.8Pa.s（50℃），密度为920kg/m³ （50℃）。将25kg原油放入原料槽中,加热至55℃。采用变频输液泵控制泵的转数，以此控制原油流量大小，选用工业401型破乳剂配制成15%溶液，由微量进样泵通过加剂口加入到原油中，其加量由原油样流量决定，按照原油中含破乳剂120ppm设计。含有破乳剂的原油经破乳器后（选用破乳器直径为50mm，长为2m，原油流量为10kg/min），流入盛液筒中，其间用500mL带刻度烧杯取400mL原油样放入设置好温度（75℃）的恒温水浴中，静置一段时间，观察油水分离情况，读取出水量。样品静置24 h后，测定原油中的水含量为2.6%。

实施例6：在实验室中，采用一段式破乳工艺小型装置（装置由滨南采油厂华滨化工有限公司生产，型号为SK-D20型）。原油样为滨南采油厂稠油首站三相分离器出口原油，其含水为48 % ，粘度为4.8 Pa.s（50℃），密度为920 kg/m³ （50 ℃）。将25kg原油放入原料槽中,加热至55℃。采用变频输液泵控制泵的转数，以此控制原油流量大小，选用实验室自制聚醚型破乳剂配制成15%溶液，由微量进样泵通过加剂口加入到原油中，其加量由原油样流量决定，按照原油中含破乳剂120ppm设计。含有破乳剂的原油经破乳器后（选用破乳器直径为50 mm，长为2 m，原油流量为10 kg/min），流入盛液筒中，其间用500 mL带刻度烧杯取400 mL原油样放入设置好温度（75℃）的恒温水浴中，静置一段时间，观察油水分离情况，读取出水量。样品静置24h后，测定原油中的水含量为0.8%。

实施例7：滨南采油厂稠油首站现场试验

目前滨南采油厂稠油首站第二段脱水的破乳剂加入点在脱水泵入口管线，利用离心泵的作用将破乳剂与原油乳状液混合。如果混合不充分，将影响破乳剂的作用发挥，降低化学破乳效果。为了保证外输含水达标，只能使第二段脱水温度保持在90 ℃左右。试验将稠油首站现用脱水泵出口过滤器及流量计拆除，按照破乳器（由滨南采油厂华滨化工有限公司生产的SK型装置，直径400mm）安装标准及其它相关要求将破乳器安装至与流量计相连的进出口阀门上。保证破乳器前后阀门全开，稠油首站缓慢关闭破乳器直通阀门，观察脱水泵出口压力和破乳器出口压力，若破乳器直通阀门全部关闭后脱水泵出口压力在0.6 MPa以下时，应根据脱水器流量计估计脱水量数据，如果可以满足生产要求，实验可以进行。若脱水泵出口压力达到0.6 MPa以上时，脱水量无法满足生产要求则实验无法进行。目前，稠油首站净化油罐每天的库存约为9840吨，为保证实验过程中稠油首站原油外输的正常运行，在难以预料实验结果的情况下，需上级业务科室协调厂计划和生产部门将稠油首站现有库存数量下调3000 m³，以备应对实验过程中可能出现的高含水油。试验分为三个阶段，第一阶段，安装破乳器后，在原有操作条件下运行一周；第二阶段，待第一阶段运行平稳后，关闭一台加热炉，使原油温度下降5℃左右，运行一段时间，发现外输原油含水均小于1%；第三阶段，继续降低原油脱水温度至80℃左右，最终原油含水仍然小于1%。采用新工艺后，原油脱水温度从90℃下降到80℃，总共降低了10℃，节约燃料油50%。

试验于2011年5月20日开始，前四天在不降温的情况下运行，待工况平稳条件下，第五天开始降温试验，生产中关闭了一台加热炉，使原油温度下降了5℃左右，前两个阶段现场试验结果记录如下：

前两个阶段现场试验结果

经过一段时间的运行，在条件准备充分的情况下，进行了第三阶段试验。通过减少燃料油的用量，将原油脱水温度降至80℃左右，其结果如下：

第三阶段现场试验结果

Claims (3)

1.一种用于稠油低温破乳的方法，其特征在于：油田稠油采出液经三相分离器分离后，稠油乳状液采用一段式脱水方法，本方法选用破乳器，并通过管道与三相分离器连接，原油乳状液在进入破乳器前，一次加入破乳剂，随后只用一级加热炉加热乳状液至所需脱水温度，最后送入一级沉降罐进行重力沉降分离，静置后，将原油外输，上述步骤中，破乳器直径为20-1000mm，长径比为10-100；原油乳状液来液温度为40-70℃，含水率为20-60%；破乳剂添加量为60-200ppm；加热炉加热后原油乳状液温度为70-85℃；外输原油含水率不超过1%。

2.根据权利要求1所述的用于稠油低温破乳的方法，其特征在于：破乳剂添加量为80-150ppm。

3.根据权利要求1所述的用于稠油低温破乳的方法，其特征在于：加热炉加热后原油乳状液温度为75-80℃。