SAGD超稠油采出液高温热化学沉降脱水

李志国 艾合买江·芒力克 祝先贵 张建军 刘 婷

1新疆油田风城油田作业区2新疆金戈壁油砂矿开发有限责任公司3新疆油田石西油田作业区

SAGD超稠油采出液高温热化学沉降脱水

李志国1艾合买江·芒力克2祝先贵1张建军1刘 婷3

1新疆油田风城油田作业区2新疆金戈壁油砂矿开发有限责任公司3新疆油田石西油田作业区

针对风城SAGD超稠油采出液温度高、携砂量大、携砂粒径小、油水乳化严重等特点，分析了目前脱水试验站运行状况并对投运过程参数进行优化。根据现场实践经验，为了使预脱水药剂和正相破乳剂与SAGD采出液充分混合，将预脱水药剂加药点设置在旋流除砂装置前段，使药剂和采出液有充分的反应时间。根据室内预处理剂、破乳剂筛选试验和现场小型模拟装置试验结果，初步确定预处理剂加药量为300 mg/L，正相破乳剂加药量为200 mg/L。2014年6月，SAGD高温密闭试验站共处理SAGD采出液262.8×104m3，原油35.8×104t；目前原油含水率＜1.5%，脱出污水含油量＜500 mg/L。

SAGD；超稠油；脱水；污水含油；原油含水

蒸汽辅助重力泄油（简称SAGD）是开发超稠油的有效手段之一，采收率可提高至50%以上。SAGD特殊的开发方式，以及稠油砂岩油藏疏松的地质条件和较小的油水密度差，采出液中原油密度大、酸值高、黏度高、胶质和沥青质含量高，采出液中泥砂含量高，使得采出液组成复杂[1]。采出液非常稳定，进入稠油集输处理工艺后，造成集输系统原油脱水困难；同时分离后的污水含油明显增高，出水指标恶化，给油、水处理系统的平稳运行造成很大的冲击。

1 脱水试验及超稠油物性分析

1.1 脱水工艺流程

风城SAGD密闭脱水试验站脱水工艺流程如图1所示。来液进除砂间除砂，然后进蒸汽处理器进行气液分离，分离后的蒸汽经换热去稠油联合站处理，分离出的液相经换热去预脱水装置脱水。预脱水装置出水经水水换热器换热去稠油联合站除油罐，出油去热化学脱水装置。热化学脱水装置出油去电脱水装置，电脱水装置出油去稠油联合站净化罐，热化学和电脱水装置出水去稠油联合站除油罐。

1.2 超稠油原油基本物性

化验结果表明，混合油中胶质含量大于20%；50℃脱气原油黏度为21 825～61 200 mPa·s，平均32 937 mPa·s。试验区原油黏温反应敏感，温度每升高10℃，黏度降低50%～70%，温度100℃时，原油黏度降到1 000 mPa·s左右，温度在140℃时，原油黏度下降到100 mPa·s左右。

图1SAGD高温密闭脱水试验站脱水工艺流程

2 SAGD采出液处理技术室内实验

2.1SAGD采出液处理破乳剂筛选

由于SAGD采出液以O/W型乳液为主，直接加正相破乳剂脱水不能达到预期效果，需首先进行预脱水，主要采用投加合适的预脱水药剂的形式予以实现[2]。对SAGD采出液单独处理的流程为先加预处理剂，后加正相破乳剂进行热化学沉降处理。SAGD采出液先加400 mg/L水相破乳剂，后加入400 mg/L正相破乳剂进行热化学沉降（90℃），24 h可以使水中含油量下降至2 453 mg/L，比加反相破乳剂效果好，具体预处理筛选结果见表1。

2.2SAGD采出液热化学脱水

影响SAGD超稠油脱水的重要因素是温度和黏度。SAGD采出液温度约为180℃，分离后达140～160℃，对正相破乳剂的耐温性能提出更高的要求。超稠油热化学脱水试验：SAGD试验区单井混合含水油样；试验条件为温度100℃、120℃、140℃、160℃，记录时间1、2、4、6、8 h。试验结果：SAGD原油乳状液在140℃温度条件下恒温4.0 h，脱水率为89.3%，达到预期的脱水效果。

表1 预处理剂筛选结果

2.3SAGD采出液掺柴油脱水

SAGD管汇采出液使用掺柴油的方法降黏脱水，所掺柴油是从稠油中提炼的焦化柴油。SAGD超稠油采出液掺入柴油对超稠油脱水有明显的促进作用，在140℃和150℃脱水效果较好。当超稠原油中掺入柴油比例达到10%时，超稠油在150℃、沉降2 h后脱水率达到80%以上；当掺入柴油比例达到15%、温度150℃、沉降4 h后原油脱水率可达到97%，温度140℃时脱水率可达到91.6%，净化原油含水率小于5%。

2.4 高温密闭脱水动态模拟

在超稠油室内实验的基础上，为了进一步验证超稠油热化学脱水的可行性，共同研发了超稠油热、电化学脱水动态模拟试验装置，进行了预脱水试验、预脱水+一段热化学脱水试验、预脱水+二段热化学脱水试验的动态试验[3]。

通过上述室内及现场试验情况，得出以下结论：SAGD采出液呈稳定的O/W型乳化状态，在该状态下常用破乳剂不能起到预期的脱水效果，应在流程前端增设预脱水剂加药工艺，预脱水时间应不小于45 min。SAGD采出液最佳热化学脱水时间应不小于120 min，120 min后脱水速度趋于缓慢。SAGD采出液最佳热化学脱水温度为140～160℃。掺合适比例的柴油能够降黏且大幅度提高超稠油热化学脱水效果。在低含水情况下，电场对超稠油采出液脱水有一定的促进作用。原油中含砂量超过0.1%时，会严重影响油水自然分离效果和热化学脱水效果。

3 运行状况及参数优化

3.1 目前运行状况

试验站运行以来平均来液量在7 428 m3左右，2014年4～6月来液量有所增加，均值在8 000 m3以下，预处理剂加药浓度为150～200 mg/L，正相破乳剂加药浓度为135～150 mg/L。目前试验站来液含水率为75%～85%，掺柴油比例为5%左右，预处理剂加药浓度控制在150 mg/L左右，正相破乳剂加药浓度控制在135 mg/L左右。

电脱水器出口6个月出油含水率平均值在0.7%左右，在正常的情况下出油含水率都在1.5%以下，均小于指标值要求（5%）。

3.2 运行参数优化

根据现场实践经验，为了使预脱水药剂和正相破乳剂与SAGD采出液充分混合，将预脱水药剂加药点设置在旋流除砂装置前段，使药剂和采出液有充分的反应时间。根据室内预处理剂、破乳剂筛选和现场小型模拟装置试验结果，初步确定预处理剂加药量为300 mg/L，正相破乳剂加药量为200 mg/L。

（1）掺柴比优化。在其他基础参数条件不变的情况下，改变掺柴比，试验5%、10%、15%、20%的掺柴比对处理后污水含油量以及原油含水率的影响。按油量质量比掺入柴油后，SAGD采出液处理后的污水含油量以及原油含水率均可以达到标准，且随着掺柴油比例的增加而逐渐降低。因此根据现场试验，确定掺柴油比例为5%。

（2）预处理加药量优化。保持掺柴油比例为5%，掺柴点为蒸汽分离器进口，正相破乳剂加药浓度为200 mg/L，加药点为热化学脱水器前段，预处理剂加药点为除砂装置进口，改变预处理剂加药浓度进行试验。加药浓度控制在150～500 mg/L时，仰角分离器出水水质较好，出油含水无影响。因此根据现场试验，确定加药浓度为在150 mg/L。

（3）正相破乳剂加药量优化。保持掺柴油比例为5%，掺柴点为蒸汽分离器进口，预处理剂加药浓度为200 mg/L，加药点为除砂装置进口，正相破乳剂加药点为热化学脱水器进口，改变正相破乳剂加药浓度进行试验。加药浓度从500mg/L逐步降低至135 mg/L时，原油含水率均可控制在1%以内。因此根据现场试验，确定加药浓度为135 mg/L。

4 结论

通过风城超稠油SAGD采出液高温密闭处理技术研究与应用，形成了SAGD采出液“高温密闭+蒸汽分离+油水预分离+热化学脱水”的处理工艺技术。

SAGD采出液表观上是稳定的O/W型乳状液，微观上存在油包水、水包油的多重乳化形态，与蒸汽吞吐采出液的油水乳化状态有明显差异。由室内及现场模拟试验数据，可以初步确定SAGD高温密闭脱水思路：前端除砂、预脱水，在线排砂、掺柴油，热、电化学联合脱水；在掺柴点（5%）为蒸汽分离器进口，预处理剂（150 mg/L）加药点为除砂装置进口，正相破乳剂（135 mg/L）加药点为热化学脱水器进口的条件下，处理后的采出液平均出水含油量在232 mg/L左右，平均出油含水率在0.6%左右，都在正常的标准值范围。2014年6月，SAGD高温密闭试验站共处理SAGD采出液262.8× 104m3，原油35.8×104t。设计指标：污水含油量≤8 000 mg/L，出油含水率≤2%，平均原油含水率≤1.6%，脱出水含油量≤7 913 mg/L；目前原油含水率小于1.5%、脱出水含油量小于500 mg/L。

[1]宁长春，韩淑菊，吴廷友，等．哈拉哈塘油田原油脱水工艺优化设计[J]．油气田地面工程，2013，32（2）：34-35.

[2]李宗强．超稠油SAGD工艺采出液脱水研究[J]．特种油气藏，2006，13（21）：47-50.

[3]吴本芳，郭金波．稠油油溶性降粘剂研究进展[J]．油气储运，2003，22（2）：1-7.

（栏目主持杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.5.006