高含水油田原油预脱水研究

摘 要：目前，我国辽河油田开发已进入中后期，采出液含水高达90%以上，且采出液多为稠油，原油脱水温度高，导致原油脱水能耗大，成本高。针对这一问题研究出預脱水剂，能够在较低温度条件下实现高含水原油预脱水，降低加热能耗。减少加温脱水原油量，减少破乳剂加药量，降低成本。

关键词：高含水；预脱水；节能

前言 我国大部分油田已经进入高含水期，油井采出液也由原来的以油包水（W/O）型乳状液为主变为以水包油（O/W）型乳状液为主。采出液含水高达90%以上，联合站原有的脱水工艺负荷越来越大，油水处理效果变差。同时，脱水过程中需要给原油及游离水加药加热，造成大量能量浪费和药剂消耗，运行成本居高不下。综上所述在高含水期条件下采用高效低耗的集输处理工艺，达到降低加药量，降低能耗的目的，具有重要的意义，稠油预脱水工艺在这种情况下应运而生。

1、预脱水工艺及简介

1.1预脱水工艺改变了辽河油田原油脱水的生产工艺，实现了在预脱水环节不需加热，只需增加预脱水剂的情况下，脱除大部分游离水。

1. 减少了需要加温脱水的原油量，降低的破乳剂加药量。即节能又降低成本。

1.3预脱水工艺流程图

2.预脱水剂应用实验

对辽河某一联合站进行工艺改造，对采出液进行预脱水实验，确定预脱水剂的种类、加药量等。

2. 预脱水剂选择

实验条件：实验温度50℃，采出液游离水含油1200mg/L，取采出液100ml于比色管中，加入预脱水剂，摇晃100下，静止2h。

表2-1可知，PDLⅠ/PBLⅠ复配型预脱水剂预脱水效果最佳，预脱水后污水含油=101mg/L，污水机杂=214mg/L，能达到现场工艺要求。以下实验记PDBⅠ型预脱水剂。

2.2加药量对预脱水的影响

其他条件不变，使用PDBⅠ型预脱水剂，观察不同加药量对其预脱水的影响。

表2-2可知，预脱水剂加药量对其预脱水影响较大。加药量过多和过少都影响预脱水效果，只有确定最佳加药量时，预脱水效果最好。该采出液的预脱水剂最佳加药量为30mg/L。

3.预脱水剂对原油脱水影响

预脱水工艺不仅实现了不需加热，只需增加预脱水剂的情况下，脱除大部分游离水。更能减少需要加温脱水的原油量，降低的破乳剂加药量。如表3-1；

如表3-1可知，预脱水不仅降低了需要加温脱水的原油含水，更降低了破乳剂的加药量。破乳剂的加药量为80mg/L时，净化油含水可达到1.8%，大大降低了药剂成本。

4.结论

（1）预脱水工艺实现了不需加热，只需增加预脱水剂可以脱出大部分游离水；

（2）降低了需要加温脱水的原油量及原油含水，降低了破乳剂加药量，降低了药剂成本；

（3）PDBⅠ型破乳剂对该采出液预脱水效果最好，加药量为30mg/L。

参考文献

[1]预脱水技术应用研究[J].张大安，黄耀达，马强，唐琳.内蒙古石油化工.2008（10）16

作者简介

孙莹（1990.02.12）性别：女 籍贯：辽宁省大石桥市 学历：本科，毕业于辽宁工业大学 现有职称：助理工程师 研究方向：油田油气集输及污水处理。

（作者单位：盘锦道博尔环保科技股份有限公司）