蘇丹6區稠油破乳劑篩選和應用研究

李杰 冀璐 劉元東 周新宇

1中國石油技術開發公司

2中國電力科學研究院計量研究所

3中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第二鉆井工程分公司

蘇丹6區是中國石油與蘇丹政府合作開發區塊之一，其原油儲量80%為稠油，于2003年11月投產運行，年產原油200×104t[1]。油田位于蘇丹西南部的穆格萊德（Muglad）盆地[2-3]，面積為5.96×104km2，經過多年勘探評價，合同區塊面積2.92×104km2。目前已開發稠油主要在穆格萊德的FULA和MOGA區塊。FULA區塊位于穆格萊德盆地東北部，有FC、FNE兩個區塊，在FNE區塊內建有1座FPF原油轉運站，采用熱化學沉降脫水工藝[4]。MOGA在FULA的西北部，距FULA大約9 km，區塊內建有1座FPF原油轉運站，也采用熱化學沉降脫水工藝。

隨著開采不斷進行，FNE和MOGA稠油采出液破乳脫水更加困難，原油外輸含水經常超標[5-9]，主要原因是：①稠油黏度大，密度與水接近，熱化學沉降工藝中油水沉降分離速度減慢；②稠油中膠質、瀝青質、蠟含量較高，并挾帶一定的沙粒、黏土，這些物質使油水界面形成的界面膜強度增大，使得乳狀液液滴的聚結和聚并變得困難，增加了原油乳狀液的穩定性；③原油含水率增加，換熱系統供熱不足導致原油處理溫度降低，不利于油水分離。當時FNE和MOGA外輸原油含水率為5%左右，大大超出外輸原油含水率低于2%的目標。針對蘇丹6區稠油脫水超標情況，對16種破乳劑進行了實驗室評價，考察了破乳劑濃度對脫水效果的影響，并將篩選出來的破乳劑進行了現場應用試驗。

1 實驗

1.1 儀器和試劑

實驗儀器：恒溫水浴鍋，金壇市城東光芒儀器廠；分析電子天平，瑞士Mettler Toledo；燒杯；玻量筒；移液管；洗耳球；離心機，英國Seta等。

實驗試劑：16種不同型號破乳劑；無水乙醇和二甲苯，均為分析純；FNE和MOGA的原油采出液，密度為0.92～0.95 kg/cm3，經地面脫氣、脫水后，50℃時黏度為600～2 000 mPa·s，凝點為2～19℃，含蠟量為4.0%～17%，酸值為12～14mgKOH/g；FNE原油含水率為64.1%；MOGA原油含水率為80.6%。

1.2 實驗方法

本研究中均采用SY/T 5281—2000《原油破乳劑使用性能檢驗方法（瓶試法）》進行破乳實驗。即用容量為100 mL的具塞量筒，加入80 mL含水原油，恒溫30 min，用移液管加入破乳劑，手搖振動200次左右，靜置于恒溫水浴中，在不同時間觀察油水界面質量，記錄脫水量。采用ASTM-D4006離心法測定原油含水率。

2 實驗結果與討論

2.1 不同破乳劑脫水效果

表1是16種破乳劑對FNE原油的脫水效果情況。從表1可以看出，對于FNE原油在60℃、加藥質量濃度為50 mg/L時，破乳劑T206、T505、T506、T611、T861脫出水量較多，其中T206和T611的油水界面較齊，但所有破乳劑均使脫出水水質渾濁。這是因為稠油經過多種方式開采后，出現了比較穩定的水包油乳狀液，油水界面變得模糊，產出水含較多雜質和原油。由于后續有產出水凈化處理工藝，所以此項指標不作為重要指標考量[10]。

表2是16種破乳劑對MOGA原油的脫水效果情況。從表2可以看出，對于MOGA原油，在60℃下、加藥質量濃度為50 mg/L時，破乳劑T206、T505、T506、T611、T862、T863脫出水量較多，其中T206和T611的油水界面較齊，同樣所有破乳劑使原油脫出水水質都渾濁。

2.2 不同加藥濃度破乳劑脫水效果

表3是初步篩選出來的4種破乳劑在不同濃度下對FNE原油脫水效果情況。從表3可以看出，對于FNE原油，在60℃處理溫度下，隨著破乳劑T206、T505、T506、T611的質量濃度從30 mg/L提高到70 mg/L，6 h后脫出水水量都有所增加。在質量濃度為70 mg/L時脫水量最多的是破乳劑T611和T506。

表1 使用不同破乳劑的FNE原油脫水效果Tab.1 Dehydration effect of different demulsifier for FNE crude oil

表2 使用不同破乳劑的MOGA原油脫水效果Tab.2 Dehydration effect of different demulsifier for MOGA crude oil

表3 不同破乳劑濃度對FNE原油的脫水效果Tab.3 Dehydration effect of different dosage for FNE crude oil

表4是初步篩選出來的4種破乳劑在不同濃度下對MOGA原油脫水效果情況。從表4可以看出，對于MOGA原油，在60℃處理溫度下，隨著破乳劑T206、T505、T506、T611的質量濃度從30 mg/L提高到70 mg/L，6 h后脫出水水量有都有所增加，在質量濃度為70 mg/L時脫水量最多的是破乳劑T611和T505。

3 破乳劑的現場應用效果

經破乳劑室內評價，綜合考慮脫水率和油水界面，T611對FNE和MOGA原油脫水效果最好，因此在FNE、MOGA油區使用T611進行了現場破乳脫水應用試驗。根據蘇丹6區原油處理工藝，各FPF站的原油經過化學脫水后再匯集到CPF沉降脫水，要求FNE和MOGA外輸原油含水率≤2%。

FNE FPF的原油處理流程如圖1所示。原油從各OGM輸送到FPF后經過分離器和換熱器后進入沉降罐進行熱化學沉降脫水，脫水后原油從儲油罐外輸到CPF與其他站來油混合進行再次脫水。破乳劑加藥點在分離器之前。表5是T611在FNE FPF現場應用結果。從表5可以看出，破乳劑加注質量濃度為42～55 mg/L時，現場試驗7 d內沉降罐外輸原油含水率在1%左右，破乳劑T611在7 d內脫水穩定，效果較好。從破乳劑操作性來看，加藥泵運行正常，藥劑未造成設備腐蝕和管線堵塞等情況。

表4 不同破乳劑濃度對MOGA原油的脫水效果Tab.4 Dehydration effect of different demulsifier dosage for MOGA crude oil

圖1 FNE FPF原油處理流程和加藥點示意圖Fig.1 Schematic diagram of FNE FPF crude oil treatment process and dosing point

表5 破乳劑在FNE FPF現場應用效果Tab.5 Field application effect of demulsifier in FNE FPF

MOGA FPF的原油處理流程如圖2所示。原油從各OGM和單井輸送到FPF后經過緩沖罐和換熱器后進入沉降罐進行熱化學沉降脫水，脫水后原油從儲油罐外輸到CPF與其他站來油混合進行再次脫水。破乳劑加藥點在沉降罐之前。表6是T611在MOGA FPF現場應用結果。從表6可以看出，破乳劑加注質量濃度在43～53 mg/L時，現場試驗7 d內沉降罐外輸原油含水率均不大于1%。破乳劑T611在7 d內脫水穩定，效果很好。從破乳劑操作性來看，加藥泵運行正常，藥劑未造成設備腐蝕和管線堵塞等情況。

圖2 MOGA FPF原油處理流程和加藥點示意圖Fig.2 Schematic diagram MOGA FPF crude oil treatment process and dosing point

表6 破乳劑在MOGA FPF現場應用效果Tab.6 Field application effect of demulsifier in MOGA FPF

4 結論

（1）對FNE和MOGA原油，經16種破乳劑瓶試篩選，破乳劑T611脫水效果最好，且隨著加藥濃度增加，破乳劑脫水效果增加。

（2）破乳劑T611在FNE和MOGA FPF現場應用效果較好，FNE和MOGA FPF外輸原油含水率在1%左右，破乳劑T611可以滿足生產要求。