已建水驅(qū)原油處理系統(tǒng)對含聚采出液的適應(yīng)性研究

大慶油田工程有限公司

隨著開發(fā)建設(shè)的不斷深入，大慶油田逐漸進入高含水開發(fā)后期，開發(fā)方式趨于多樣化。其中，聚合物驅(qū)（以下簡稱聚驅(qū)）采油作為提高原油采收率的有效技術(shù)，得到了廣泛應(yīng)用，多區(qū)塊都出現(xiàn)了水驅(qū)、聚驅(qū)等開發(fā)方式并存的局面[1-4]。同一區(qū)塊水驅(qū)、聚驅(qū)并存，雖然開采的是不同層系，但是聚驅(qū)處理后的污水會回注到水驅(qū)層系，水驅(qū)層系采出液中就含有部分聚合物。而且由于注入的聚合物濃度增高，水驅(qū)系統(tǒng)采出液中聚合物的濃度普遍較高，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了水驅(qū)和聚驅(qū)的分界標(biāo)準(zhǔn)。同時，隨著聚合物驅(qū)范圍擴大，開發(fā)層位的更替，已建水驅(qū)系統(tǒng)含聚濃度仍將進一步增高。

由于油田長垣老區(qū)已建水驅(qū)原油處理系統(tǒng)所處理的來液中已經(jīng)普遍含聚，導(dǎo)致理系統(tǒng)的處理難度增大[5]。一方面是由于原有的水驅(qū)處理工藝參數(shù)已無法滿足含聚采出液處理需要；另一方面若是按照聚驅(qū)處理工藝參數(shù)處理水驅(qū)含聚采出液則會導(dǎo)致過度處理、投資浪費。因此需要研究確定已建水驅(qū)處理系統(tǒng)處理聚驅(qū)采出液的能力，評價其適應(yīng)性，從而對水驅(qū)、聚驅(qū)地面系統(tǒng)進行整體優(yōu)化，使聚驅(qū)和水驅(qū)系統(tǒng)能力相互利用，減小新建規(guī)模及已建設(shè)施更新維護工程量，降低地面系統(tǒng)投資[6-7]。

1 水驅(qū)含聚采出液室內(nèi)沉降脫水實驗

原油破乳脫水是原油生產(chǎn)過程中必不可少的環(huán)節(jié)。原油破乳脫水的方法有多，熱化學(xué)脫水法是最常用的方法之一[8]。在室內(nèi)配制不同含聚濃度的模擬采出液，對模擬采出液進行室內(nèi)沉降脫水實驗。

實驗條件：溫度38～40 ℃，乳狀液含水率80%～90%，停留時間10～40 min，破乳劑加藥量20 mg/L，聚合物質(zhì)量濃度0～300 mg/L。由圖1 和圖2 的變化曲線可知：在相同實驗條件下，聚合物濃度≤100 mg/L，沉降15 min，水中含油基本低于1000 mg/L；模擬采出液聚合物濃度≤300 mg/L，沉降時間15 min，油中含水基本在15%以內(nèi)。

圖1 水中含油隨沉降時間的變化曲線Fig.1 Change curve of oil content in water with settling time

圖2 油中含水隨沉降時間的變化曲線Fig.2 Change curve of water content in oil with settling time

2 含聚采出液現(xiàn)場試驗

已建水驅(qū)原油處理系統(tǒng)主要設(shè)備包括油氣分離裝置、游離水脫除裝置和電脫水裝置。本文在不改變內(nèi)部結(jié)構(gòu)的情況下對游離水脫除器進行處理能力校核試驗。

在長垣老區(qū)油田分別選取采出液聚合物質(zhì)量濃度為150～250、250～350、350 mg/L 以上的水驅(qū)處理站，對站內(nèi)的游離水脫除器開展變處理量試驗，檢測脫后采出液的油中含水和水中含油等參數(shù)變化情況（圖3），確定脫水設(shè)備的處理效果和能力。試驗結(jié)果表明：隨著設(shè)備負(fù)荷率的增加，油中含水均可低于30%的脫水指標(biāo)，但水中含油開始出現(xiàn)不穩(wěn)定的情況，有高于1 000 mg/L 以上的點出現(xiàn)。

取得初步試驗結(jié)果后，對長垣老區(qū)其他水驅(qū)處理站的游離水脫除器運行參數(shù)進行跟蹤。對現(xiàn)場試驗和跟蹤結(jié)果進行整理分析，得出水驅(qū)見聚后游離水脫除器處理能力校核試驗結(jié)果，見表1。

表1 不同聚合物濃度下水驅(qū)見聚后游離水脫除器試驗結(jié)果Tab.1 Test results of free water remover after water flooding meets polymer with different polymer concentration min

試驗結(jié)果表明，隨著聚合物濃度的上升，水驅(qū)見聚后設(shè)備處理能力都有不同程度的下降，聚合物濃度越高，設(shè)備處理所需沉降時間越長。在編制產(chǎn)能建設(shè)和老區(qū)改造地面工程規(guī)劃方案時，應(yīng)將水聚驅(qū)采出液處理統(tǒng)籌考慮，充分利用已建水驅(qū)系統(tǒng)的剩余能力，水驅(qū)見聚區(qū)塊的游離水脫除器設(shè)計指標(biāo)宜按照表1 結(jié)果進行規(guī)劃設(shè)計。

圖3 不同聚合物濃度下已建水驅(qū)系統(tǒng)處理含聚采出液處理能力校核試驗曲線Fig.3 Check test curve of polymer-containing produced liquid treatment capacity of existing water flooding system with different polymer concentration

3 應(yīng)用

將試驗結(jié)果應(yīng)用于某采油廠2018 年某區(qū)塊聚驅(qū)產(chǎn)能建設(shè)方案中，打破了水聚驅(qū)界限，充分利用已建水驅(qū)轉(zhuǎn)油站和脫水站的剩余能力，水聚驅(qū)不再嚴(yán)格分開處理，新建102 口聚驅(qū)油井全部進入已建水聚驅(qū)系統(tǒng)。其中新建72 口油井產(chǎn)液進入轉(zhuǎn)油站水驅(qū)處理系統(tǒng)，新建30 口油井進入轉(zhuǎn)油站聚驅(qū)處理系統(tǒng)，轉(zhuǎn)油站產(chǎn)液輸往脫水站進行脫水處理。

新建聚驅(qū)井產(chǎn)液進入已建水驅(qū)系統(tǒng)處理，將站場原水驅(qū)設(shè)備處理能力按照不同聚合物濃度下水驅(qū)見聚后設(shè)計指標(biāo)核定，轉(zhuǎn)油站聚驅(qū)油井后，處理液見聚濃度分別為190～368 mg/L、212～364 mg/L，將轉(zhuǎn)油站已建Φ3.6 m×16 m 分離緩沖游離水脫除器單臺處理能力由處理水驅(qū)產(chǎn)液5 000 t/d 核減為處理水聚驅(qū)混合液3 750 t/d；Φ4 m×16 m 分離緩沖游離水脫除器單臺處理能力由處理水驅(qū)產(chǎn)液6 400 t/d核減為處理水聚驅(qū)混合液4 800 t/d。脫水站已建Φ 3.6 m×16 m 游離水脫除器單臺處理能力由處理水驅(qū)產(chǎn)液10 000 t/d核減為處理水聚驅(qū)混合液7 500 t/d。

通過有效利用已建水驅(qū)系統(tǒng)，該工程避免新建3 000 m3/d 聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站1 座，脫水站少建聚驅(qū)處理系統(tǒng)（包括游離水脫除器、電脫水器、加熱爐）1 套。

4 結(jié)論

（1）已建水驅(qū)系統(tǒng)可處理含聚采出液，因此在制定產(chǎn)能建設(shè)和老區(qū)改造方案時，應(yīng)將水聚驅(qū)采出液處理統(tǒng)籌考慮，充分利用已建水驅(qū)系統(tǒng)的剩余能力。

（2）已建水驅(qū)游離水脫除器處理含聚采出液時，當(dāng)聚合物濃度為150～250 mg/L 時，普通區(qū)塊原油沉降時間為17 min 可以達(dá)標(biāo)；當(dāng)聚合物濃度為250～350 mg/L 時，普通區(qū)塊原油沉降時間為20 min可以達(dá)標(biāo)；當(dāng)聚合物濃度為350～450 mg/L 時，普通區(qū)塊原油沉降時間為27 min 可以達(dá)標(biāo)。

（3）在新建產(chǎn)能區(qū)塊地面工程規(guī)劃方案編制時，水驅(qū)見聚區(qū)塊的游離水脫除器設(shè)計指標(biāo)宜按照表1 結(jié)果進行規(guī)劃設(shè)計。