1、2023 年 第 1 期 化学工程与装备 2023 年 1 月 Chemical Engineering&Equipment 135 海上油田生产流程乳化液的治理海上油田生产流程乳化液的治理 刘晓瑜，孙尧尧，宋尧舜，芦新辉，李元庆，尚俊臣（中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452）摘摘 要要：针对海上某油田生产流程乳化液积聚的问题，通过对油田地质特征、油水物性、设备参数及生产数据等进行分析，研究实施了一系列对策来进行综合治理：充分发挥分离器底部连通的作用来降低分离器内部乳化层高度；尽可能提升二级分离器实际运行温度；电脱水器定期排放乳化液；及时调整化学药剂浓度；新药剂的开发评价及现
2、场应用；电脱泵流程适应性改造。本研究的顺利完成，显著提高了油田原油流程的处理效果及稳定性，解决了乳化液积累所带来的问题，同时确保了外输原油含水稳定达标，为油田后期的提液增产提供了有力保障。关键词：关键词：海上油田；生产流程；乳化液；综合治理 前前 言言 海上某油田分 A 区和 B 区，来自 A 区的物流通过海底管线输送至 B 区，与从 B 区井口采出的物流汇集到 B 区中心平台进行综合处理。物流首先进入一级分离器进行油气水三相分离，一级出口原油经蒸汽加热后进入到二级分离器进行进一步的油水分离，从二级分离器分离出的油相经过电脱泵的增压及电脱加热器升温后，进入电脱水器进行深度脱水，合格原油经过原油
3、海水冷却器冷却后，进入原油储罐储存外输。油田处于开采后期，综合含水高达 90%以上，为典型高含水稠油油田，同时采出液中存在原生性乳化物，造成原油破乳效果不佳。原油流程中乳化液积聚，富集在一级分离器中，导致现场抗波动能力变差。流程波动后，一级分离器内的乳化液进入二级分离器，再到电脱水器，电脱经常出现掉电现象，导致原油进罐含水不达标；乳化液严重时二级分离器至电脱水器的双螺杆电脱泵转液困难，二级分离器油室液位持续上涨，只能被迫进行油井降频，从而导致油田被动减产。针对上述情况，研究并推动了油田生产流程乳化液治理项目，本研究最终要达到的目标是：显著提高油田原油流程处理效果，有效解决乳化液积聚所带来的问题
4、，同时将外输原油含水稳定控制在 1%以下。1 1 原因分析原因分析 通过对油田地质特征、油水物性、设备参数及生产数据等进行分析研究，总结得出造成上述生产流程波动情况，主要包括以下原因：（1）油田综合含水高，油水井作业频繁。油田生产层位平均孔隙度 27%31%，平均渗透率 670mD1817mD，均为高孔、高渗储层1，东营组地层原油 57mPas，馆陶组地层原油粘度 576mPas。所产原油具有较高的粘度和凝固点，且井液中包含稳定的乳化层，油水乳化性质复杂，分离处理比较困难2。（2）油田新启调整井较多，流程处理液量大，日产油量超过 1500m3/d，超出油田中心处理平台设计的最大原油处理量。（3
5、）工艺流程中处理温度不稳定或未达标。油田生产流程采用蒸汽加热，加热效率不稳定，尤其是冬季时受环境温度影响，流程温度低，对于二级分离器处理效果影响较大3。（4）现场药剂未能发挥有效作用，导致对产出井液破乳差，一级分离器脱水效果不理想。通过对流程各种药剂进行不同加入浓度的调整试验，流程运行不稳定的问题始终未能得到解决。原油脱水效果不理想，导致二级分离器出口原油含水较高，电脱泵泵效降低，同时电脱经常出现掉电现象，从而导致原油进罐含水偏高。（5）平台电脱泵均为螺杆泵，输送高含水原油或乳化液时，泵效较差4，从而导致二级分离器油室液位持续上升。2 2 项目实施项目实施 针对前期油田生产流程乳化液积聚所带来
6、的问题，研究并分步实施了以下对策：充分发挥分离器底部连通的作用来降低分离器内部乳化层高度；尽可能提升二级分离器的实际运行温度；电脱水器定期排放乳化液；及时调整化学药剂浓度；新药剂的评价及现场应用；电脱泵流程适应性改造。其具体措施及实施过程如下：（1）日常操作过程中，水质较好情况下，开启一级分离器水室与混合室连通，水质很好时混合室与水室两个连通全开，水质一般时连通开启一半，合理降低混合室油水界面，降低一级分离器内部乳化层的高度，提升一级分离器内部油水分离效果。一级分离器可以承受的情况下，将二级分离器污水输送泵出口开大，降低二级分离器水室液位，同时开启二级分离器底部连通，降低二级分离器内部乳化层的
7、高度，DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.01.065136 刘晓瑜：海上油田生产流程乳化液的治理 通过以上操作尽可能控制二级分离器出口原油含水，提升电脱增压泵泵效。（2）二级分离器运行温度不理想时，锅炉工况允许的条件下及时调整二级加热器蒸汽量，微开或调整加热器出口蒸汽回水阀门，尽量提高二级分离器入口原油温度，同步开展并提前完成二级加热器的拆卸清洗工作5。（3）电脱水器定期排放乳化液，将电脱内部乳化液排放到污油罐。乳化液长时间无法处理，在电脱中聚集，最后造成电脱失电，影响进罐原油含水。根据电脱看窗乳化液的多少，将电脱中部集聚的乳化物排放至临时污油罐，合理控制油水界面高度避
8、免电脱掉电。（4）针对药剂问题：微调破乳剂、反相破乳剂及清水剂的药剂浓度，改变加注配比，通过不断试验，来观察流程直至稳定，同时关注消泡剂下药量。研究推动了油田新破乳剂的开发评价工作，通过现场不同工况下试验，新开发的破乳剂达到理想破乳作用，油水界面稳定，脱出水质干净，现场流程逐步转向稳定，达到海上平台处理要求。（5）对目前的电脱泵流程进行适应性改造，在三台电脱螺杆泵基础上，增加了一台额定排量为 81m3/h 的电脱离心泵作为备用泵，并将现有的一台排量 43m3/h 的电脱螺杆泵扩容到 60m3/h。改造完成后，二级分离器工况趋于稳定，油田原油处理系统达到设计的处理指标。3 3 结结 论论 本研究
9、采取一系列措施，对油田生产流程乳化液进行综合治理，比较项目实施前后生产流程各点原油含水情况，跟踪化验数据及趋势对比如图 1 和表 1 所示：图图 1 1 乳化液治理项目实施前后生产流程原油含水趋势对比（乳化液治理项目实施前后生产流程原油含水趋势对比（%）表表 1 1 乳化液治理项目实施前后生产流程原油含水（乳化液治理项目实施前后生产流程原油含水（%）研究阶段 数据组别 一级 A 出口/%一级 B 出口/%二级分离器出口/%外输含水/%治理项目实施前 1 38.2 41.9 25.1 1.24 2 37.8 45.6 28.1 1.32 3 39.9 44.2 29.2 1.16 4 38.5
10、43.7 28.6 1.12 5 39.1 41.8 30.3 1.50 6 37.6 41.2 28.5 1.44 7 36.7 43.2 22.9 1.11 8 40.5 46.7 24.3 1.06 9 33.8 45.8 17.4 0.82 10 34.2 40.2 18.6 0.95 项目实施完成后 1 35.8 34.6 16.2 0.80 2 35.0 34.9 16.7 0.76 3 35.2 33.7 17.1 0.81 4 37.1 36.1 16.7 0.72 治理项目实施前治理项目实施前 项目实施完成后项目实施完成后 刘晓瑜：海上油田生产流程乳化液的治理 137 5 3
11、7.1 36.3 15.1 0.82 6 36.9 35.6 16.0 0.81 7 36.1 36.1 15.8 0.78 8 36.2 34.9 16.7 0.79 9 32.0 35.3 12.0 0.85 10 35.4 35.2 15.2 0.81 针对油田生产流程乳化液积聚所带来的各种问题，研究并推动了生产流程乳化液综合治理项目。本项目的顺利完成，显著提高了中心平台原油流程的处理效果，解决了乳化液积累所带来的问题，同时确保了外输原油含水稳定控制在1%以下，取得了显著的成效：（1）一级分离器 A 出口原油含水由 33.8-40.5%降至现在的 32.0-37.1%，平均下降了 3%左
12、右；一级分离器 B 出口原油含水由40.2-46.7%降至33.7-36.3%，平均下降了8.5%；（2）二级分离器出口原油含水由 17.4-30.3%降至12.0-17.1%，平均下降 9%；（3）治理项目完成后，外输原油含水稳定在 1%以下；（4）平台原油处理流程趋于稳定，电脱增压泵泵效显著提升，未发生因乳化液积聚导致的流程波动及油井降频事件，有力保障了油田产能的进一步释放。参考文献参考文献 1 刘艺萌,杜晓峰,黄晓波,等.高孔高渗型特稠油藏油水界面不统一特征及成因:以辽东湾坳陷旅大油藏为例J.地球科学,2022,47(05):1669-1683.2 彭烨,张贤明,余保,等.乳化油液双场联
13、合脱水净化技术研究现状J.应用化工,2019,48(06):1456-1462.3 王平.影响油田联合站电脱水器的因素分析J.中国石油和化工标准与质量,2019,39(01):27-28.4 梁建斌,尹旭明,韩荣山,等.渤海 A 平台电脱进料泵泵效影响因素及优化J.设备管理与维修,2021(21):93-94.5 王会,赵林,靳晓霞,等.海上油田蒸汽加热器中含油污水防垢技术研究J.工业水处理,2016,36(05):75-78.（上接第（上接第 147147 页）页）_ 第 4 趟管柱：采用105mm 套铣头、105mm 套铣筒、89mm 油管，使用顶驱套铣卡瓦连接器以下工具串。套铣总进尺 0
14、.5m，井内压力释放，关井，观察压力情况，套管压力迅速上升至 13MPa。待压力稳定后，下探落物，落物下行至 2150m。顶驱施工参数：压力 10-13MPa，转速40-60r/min。4.2 古页 39 井带压打捞 古页 39 井完成第 24 段压裂（剩余 2 段），上提压裂管柱至 2414.5m 遇卡，采取上提下放、开套管放喷、油套冲洗等解卡措施均无效。工具串丢手，遗留压裂工具串一套。采取带压打捞工艺，捞出喷枪、封隔器胶筒等部分，总长3.16m，具备后续排液求产条件。5 5 结结 论论（1）采用带压作业机+顶驱+修井机的设备集成化方案，可满足套管轻微变形整形、落物磨铣和套铣冲砂能力。（2）建议配套系列化油管压力控制工具，与所用钻具内径相匹配，承压能力不小于 35MPa。（3）建配备足够数量 70MPa 管汇、高压直管、活动弯头、闸阀等，满足放喷点火、压力控制、直通排液等条件。参考文献参考文献 1 黄杰,徐小建,等.气井带压作业技术在苏里格气田的应用与进展J.石油机械,2014,42(9):105-108.