徐文江，戴照輝，溫哲華，王　玉，鄧常紅，靳曉霞，姜維東

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司開發(fā)生產(chǎn)部，北京100010；2.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津300452；3.中海油天津化工研究設(shè)計(jì)院有限公司，天津300131）

海上典型注聚油田產(chǎn)出液處理問題及措施研究

徐文江1，戴照輝2，溫哲華2，王玉2，鄧常紅2，靳曉霞3，姜維東1

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司開發(fā)生產(chǎn)部，北京100010；2.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津300452；3.中海油天津化工研究設(shè)計(jì)院有限公司，天津300131）

結(jié)合渤海綏中某注聚油田采出液處理出現(xiàn)的問題，深入剖析了該油田產(chǎn)出液處理能力下降的原因，確定物流溫度達(dá)不到設(shè)計(jì)要求、含聚污油泥水二次污染、設(shè)備適就性差、清水劑與聚合物不配伍等因素是導(dǎo)致該油田產(chǎn)出液處理能力下降的主要因素。從處理設(shè)備結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造和藥劑優(yōu)化等方面開展治理措施研究，為全面解決海上注聚油田采出液處理問題進(jìn)行探索，并提出今后技術(shù)發(fā)展的方向。

聚合物驅(qū)；產(chǎn)出液處理；海上油田

為在海上平臺(tái)有限的使用壽命期限內(nèi)最大程度地提高采收效率，渤海油田自2003年開始逐步開展了聚合物驅(qū)油等提高采收率的技術(shù)試驗(yàn)，取得良好的驅(qū)油效果，目前聚合物驅(qū)技術(shù)已在渤海油田得到擴(kuò)大應(yīng)用。然而近年來隨著注聚受益井?dāng)?shù)的增加，采出液含聚濃度呈逐漸增大趨勢(shì)。以渤海綏中某注聚油田為例，目前105口受益井中有聚合物產(chǎn)出的井22口，有聚合物產(chǎn)出趨勢(shì)的井25口，尚未產(chǎn)出聚合物的井58口，中心處理平臺(tái)采出液所含聚合物已達(dá)50 mg/L以上。由于海上油田老平臺(tái)設(shè)計(jì)階段未考慮注聚產(chǎn)出液的處理問題，新平臺(tái)設(shè)計(jì)缺少國(guó)內(nèi)外適宜的成熟技術(shù)借鑒，使得海上注聚油田產(chǎn)出液處理成為制約聚合物驅(qū)油技術(shù)推廣的瓶頸。

筆者深入調(diào)研了綏中某注聚油田產(chǎn)出液處理流程出現(xiàn)的問題，剖析了該油田產(chǎn)出液處理能力下降的原因，并從處理設(shè)備結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造和藥劑優(yōu)化等方面開展了治理措施研究，探索全面解決海上注聚油田產(chǎn)出液處理的技術(shù)途徑。

1　產(chǎn)出液處理工藝流程

該注聚油田產(chǎn)出液集中在中心平臺(tái)進(jìn)行油水處理。所有物流首先經(jīng)三相分離器脫水，原油經(jīng)過換熱器和加熱器升溫后進(jìn)入電脫水器脫水，脫水后的原油通過冷卻器冷卻至60℃后經(jīng)外輸泵增壓外輸。分離出的污水采用斜板隔油分離、浮選和過濾3級(jí)處理流程，去除水中的浮油、乳化油、懸浮物，達(dá)到注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)后回注。產(chǎn)出液處理工藝流程見圖1。

圖1　綏中某油田油水處理工藝流程

2　產(chǎn)出液處理存在的主要問題

（1）原油脫水困難。采出液含有聚合物時(shí)，采出水的黏度會(huì)增加，導(dǎo)致油水分離的速度等比例下降；同時(shí)聚合物單體本身具有良好的分散、乳化和吸附等特性，使得油水乳化加重，攜帶的泥質(zhì)等懸浮物的量增加，乳化液變得復(fù)雜、穩(wěn)定，難以分離。伴隨著該油田上游井口平臺(tái)產(chǎn)量的增長(zhǎng)，中心處理平臺(tái)原油系統(tǒng)實(shí)際原油處理量不斷上漲，盡管一級(jí)分離器停留時(shí)間已經(jīng)高于原設(shè)計(jì)的80%，實(shí)際物流升溫至66～68℃，在處理含聚物流時(shí)仍出現(xiàn)原油脫水困難的問題，無法達(dá)到油、氣、水三相的理想分離效果。一級(jí)分離器出口油相含水32%～33%，水相含油超過7 000 mg/L，給后續(xù)油處理系統(tǒng)、水處理系統(tǒng)以及電脫平臺(tái)脫水都帶來巨大壓力，導(dǎo)致實(shí)際外輸含水量高出原設(shè)計(jì)值的15%，輸往終端的水量增加。

（2）水處理能力降低。我國(guó)海上注聚油田普遍采用的是斜板隔油分離—浮選—過濾的三級(jí)污水處理流程。斜板隔油器用于除去含油污水中粒徑較大的浮油，氣體浮選器用于除去含油污水中大多數(shù)粒徑＜10 μm的油滴，雙介質(zhì)過濾器進(jìn)一步除油除懸浮物保證處理后的污水達(dá)到注水標(biāo)準(zhǔn)。在常規(guī)油田該工藝運(yùn)行效果良好，但處理含聚采出液時(shí)出現(xiàn)處理能力顯著下降的問題。綏中該油田水處理原設(shè)計(jì)能力為48 000 m3/d，實(shí)際處理能力只有19 000 m3/d。雙介質(zhì)過濾器的反沖洗頻率和反洗水量增加近1倍，斜板除油器處理負(fù)荷增大。同時(shí)濾料易板結(jié)，嚴(yán)重影響了設(shè)備的工作效率。

（3）設(shè)備污堵，清洗工作量加重。該注聚油田產(chǎn)出液處理流程中，加熱器、換熱器、電脫水器、斜板除油器、加氣浮選器、雙介質(zhì)過濾器、污油罐、開排罐、污水罐、增壓泵過濾網(wǎng)等設(shè)備受聚合物析出膠結(jié)影響，都出現(xiàn)嚴(yán)重的污堵問題，需要定期清罐作業(yè)。2015年清罐作業(yè)超過40臺(tái)次，作業(yè)天數(shù)超過400隊(duì)天，清理含聚合物的黏彈性膠狀物約1 330 m3。污堵導(dǎo)致的頻繁清洗加大了平臺(tái)操作負(fù)擔(dān)，且清理服務(wù)和污油收回、處理等工作也增加了油田直接生產(chǎn)作業(yè)費(fèi)。

（4）化學(xué)藥劑耗量增加。聚驅(qū)用高分子聚合物的結(jié)構(gòu)不同，對(duì)采出液處理的影響也不同。該油田采用疏水締合型聚合物，具有較強(qiáng)的界面活性。有研究表明該聚合物能夠增加油水界面膜強(qiáng)度，質(zhì)量濃度在50～300 mg/L時(shí)會(huì)降低油水乳狀液體系Zeta電位的絕對(duì)值〔1〕。因此該油田產(chǎn)出液油水乳化現(xiàn)象更嚴(yán)重，對(duì)采出液處理的影響更大。為了加快油水分離速度，只有加大破乳劑和清水劑的用量，清水劑投加量高達(dá)300 mg/L，遠(yuǎn)高于設(shè)計(jì)值的100 mg/L。

3　含聚產(chǎn)出液處理效果降低的原因分析

（1）物流溫度達(dá)不到設(shè)計(jì)要求。隨著溫度的升高，含聚污油更容易在換熱表面聚集、焦結(jié)，導(dǎo)致原油加熱器和換熱器管程堵塞、過流面積減小、流通阻力增大，降低了設(shè)備的加熱和換熱效率。而來自水處理系統(tǒng)的黏彈性膠狀物加重了這一影響，使結(jié)焦和污堵更為嚴(yán)重。因此，物流溫度達(dá)不到處理設(shè)備的設(shè)計(jì)參數(shù)是該油田含聚產(chǎn)出液處理效果降低的原因之一。

（2）含聚污油泥水二次污染。該油田每天從斜板除油器和加氣浮選器產(chǎn)生近2 000～2 500 m3的污油泥水，一般返回一級(jí)分離器再處理。該污油泥水成分復(fù)雜，含黏彈性膠狀物，返回一級(jí)分離器后在處理流程中形成閉路循環(huán)，擾亂了油處理系統(tǒng)和水處理系統(tǒng)，加重分離處理負(fù)擔(dān)，并導(dǎo)致路程各節(jié)點(diǎn)嚴(yán)重污堵，是處理效果降低的一個(gè)非常重要原因。

（3）設(shè)備適就性問題。海上平臺(tái)空間有限，無法為含聚采出液提供足夠長(zhǎng)的停留時(shí)間，兩級(jí)分離器的停留時(shí)間一般只有30 min，相對(duì)于陸上聚驅(qū)油田48 h以上的停留時(shí)間，海上油田設(shè)備的適就性明顯不足。同時(shí)該油田很多設(shè)備缺少排污設(shè)計(jì)，污油泥聚合后生成的黏彈性老化油沉積后，降低了設(shè)備的有效處理容積。污堵導(dǎo)致的清洗頻次過高，必須留出設(shè)備備用，造成處理能力損失約25%。而斜板除油器入口污水含油超設(shè)計(jì)值近4倍，也使設(shè)備處理能力降低，每天損失處理能力約18 000 m3。

（4）藥劑原因。現(xiàn)有凈水藥劑不能完全滿足含聚產(chǎn)出液的處理要求，藥劑脫水時(shí)間仍需30 min以上，超過原設(shè)計(jì)值10 min的要求。同時(shí)，目前對(duì)該注聚油田污水處理效果較理想的清水劑仍為陽離子型，加注點(diǎn)為斜板除油器入口。該類清水劑會(huì)與陰離子性的聚驅(qū)用聚合物發(fā)生分子間相互作用，改變聚合物的分子狀態(tài)，造成聚合物從采出液中析出，與油泥相結(jié)合逐漸形成黏彈性膠狀物，造成處理流程污堵和清洗難度大，停留時(shí)間減少，影響除油效果。

4　提高產(chǎn)出液處理效果的措施研究

4.1一級(jí)分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造

為了提升該注聚油田產(chǎn)出液的處理能力，提高一級(jí)分離器對(duì)含聚產(chǎn)出液的油氣水分離效果，提高整體脫水量，對(duì)其內(nèi)部進(jìn)行了改造。改造內(nèi)容包括：（1）在入口增加旋流裝置，在氣相出口增加捕霧網(wǎng)，強(qiáng)化油氣水三相分離；（2）在原油室堰板上開2個(gè)D 900 mm的孔；同時(shí)，油室向入口方向外擴(kuò)780 mm，新增油室堰板高度由3 150 mm調(diào)整為2 910 mm；（3）水室堰板高度由3 110 mm調(diào)整至2 850 mm。

一級(jí)分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)改造后，油相出口含水由原來的40%～70%降為30%左右，并基本保持穩(wěn)定。

4.2二級(jí)分離器結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造

在設(shè)備入口原油含水率達(dá)到設(shè)計(jì)水平的前提下，新增螺旋板加熱器提升二級(jí)分離器溫度，但仍存在脫水效果差的情況，因此對(duì)其內(nèi)部結(jié)構(gòu)進(jìn)行改造：（1）改造分離器入口折流板，增設(shè)1臺(tái)254 mm（10英寸）VANE型流體入口裝置；（2）分離器的入口段油水聚結(jié)填料前增設(shè)1面全截面雙層開孔BAFFLE板；（3）將分離器油槽溢流堰板的高度從3 150 mm降至3 000 mm；（4）取消水槽溢流堰板，用外部可調(diào)節(jié)堰管代替，在101.6mm（4英寸）（N3）氣體出口管嘴安裝水相溢流堰管外部調(diào)節(jié)器；（5）將原有分離器的備用管嘴（N6）和氮?dú)獯祾吖茏欤∟11）改為分離器的氣體出口管嘴，并增設(shè)1臺(tái)直徑700 mm、厚度150 mm的標(biāo)準(zhǔn)型金屬絲網(wǎng)除沫器。二級(jí)分離器改造示意圖見圖2。

圖2　二級(jí)分離器改造示意

通過對(duì)該油田二級(jí)分離器油水室堰板的調(diào)整，并將水室的堰板改為可在線調(diào)節(jié)的溢流管，在線調(diào)整油水界面，從而保證了出水水質(zhì)，但對(duì)降低出口原油含水率的效果不顯著。

4.3增加電脫水流程

為了降低該注聚油田輸往終端的水量，減輕終端污水的處理負(fù)荷，保證終端外排污水達(dá)標(biāo)排放，在該油田的中心平臺(tái)增加電脫水流程。同時(shí)為了保證電脫水器的脫水效果，防止長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行后乳化液及含聚污泥在水相出口方向大量聚集，增加了電脫水器除泥裝置，使電脫水器底部的含聚污泥移至底部排放口附近，提高電脫水器日常排污維保的效果。增加電脫水流程后，在年處理液量保持相對(duì)穩(wěn)定的條件下，外輸原油含水率由改造前的26%～35%降為7%～11%，每日減少外輸量3 100 m3。

4.4斜板除油器內(nèi)部結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造

原有斜板除油器的收油槽、斜管極易被污水中析出的黏彈性膠狀二次污染物堵塞，造成收油通道不暢，設(shè)備處理能力降低。因此在對(duì)斜板除油器內(nèi)部結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造時(shí)，主要針對(duì)如何將罐體內(nèi)析出的黏彈性膠狀物質(zhì)及時(shí)轉(zhuǎn)出，防止其粘結(jié)成塊、卡堵液位計(jì)、堵塞管線及設(shè)備內(nèi)部流道，同時(shí)考慮將水室頂部積聚浮油及時(shí)收出。設(shè)計(jì)開發(fā)了水室收油結(jié)構(gòu)及與油水分離相配套的收油轉(zhuǎn)液結(jié)構(gòu)，主要包括：（1）在水室側(cè)增加一喇叭形收油筒，分兩路分別連接至閉排入口管匯與污油罐入口管匯；（2）將水室擋板由原來的3 500 mm升高至3 780 mm，減少水室進(jìn)油的可能性；（3）割掉原有的收油槽，對(duì)其進(jìn)行擴(kuò)容，同時(shí)新收油槽底部改為坡狀地板，兩側(cè)油箱底部改為錐形，分別變徑連接至原出口管線；（4）在兩側(cè)管壁收油槽、水室擋板處收油槽和兩側(cè)油箱內(nèi)加裝沖洗管線。斜板除油器改造后的內(nèi)部結(jié)構(gòu)示意圖見圖3。

圖3　斜板除油器改造后內(nèi)部結(jié)構(gòu)

斜板除油器內(nèi)部結(jié)構(gòu)經(jīng)過優(yōu)化改造后，在入口來液含油變化不大的情況下，單臺(tái)設(shè)備除油率由改造前的50%提升至89%左右，罐內(nèi)積油層厚度由改造前的50 cm降至15 cm左右。但隨著該注聚油田產(chǎn)量的增加，斜板除油器入口污水含油由943 mg/L （2011年3月數(shù)據(jù)）升至6 100 mg/L（2013年12月數(shù)據(jù)），斜板除油器又難以滿足污水處理的要求。因此，于2014年進(jìn)行斜板除油器內(nèi)部結(jié)構(gòu)的第2次優(yōu)化改造：（1）將水室收油喇叭口高度降低，實(shí)現(xiàn)常態(tài)化收油；（2）引外輸水源至沖砂管線，實(shí)現(xiàn)靜止收油與底部排污；（3）將油室原浮筒式液位計(jì)更換為差壓式液位計(jì)，有效避免含聚污油泥頻繁卡堵液位計(jì)造成的液位失真問題；（4）逐步完善污水系統(tǒng)設(shè)備保養(yǎng)管理規(guī)定，實(shí)現(xiàn)污水系統(tǒng)的精細(xì)化管理。

斜板除油器經(jīng)過2次系統(tǒng)性的優(yōu)化改造后，在入口含油超出設(shè)計(jì)值（1 500 mg/L）3.6倍的情況下，水相出口含油仍能降至90 mg/L，除油率由最初的50%提升至近99%，有效保障了含聚污水水質(zhì)的達(dá)標(biāo)回注。

4.5化學(xué)藥劑優(yōu)化

聚合物驅(qū)采不同階段，油水乳化體系的特點(diǎn)不同，必須及時(shí)調(diào)整破乳劑和清水藥劑的類型，以保證處理效果。該聚驅(qū)油田原破乳劑用藥量大，脫水效果欠佳，加藥工作強(qiáng)度較高。為改善聚驅(qū)采出液的處理效果，降低外輸原油含水，減輕聚合物析出，提升污水處理效果，針對(duì)該高含水聚驅(qū)油田，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)油田處理流程的特點(diǎn)，開發(fā)了非離子聚醚破乳劑，創(chuàng)新性地將高含水破乳劑評(píng)價(jià)方法與水溶性非離子聚醚類破乳劑的現(xiàn)場(chǎng)評(píng)選相結(jié)合，使藥劑能夠快速分散，加快了脫水速度、改善脫水水質(zhì)。通過2014、2015年的2次破乳劑換型，在水質(zhì)正常條件下藥劑使用量明顯減少，原油處理系統(tǒng)的脫水能力得到增強(qiáng)。2014年第1次換型篩選出具有較好協(xié)同作用的水溶性非離子聚醚類破乳劑BH-33和破乳劑BH-501。從現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果可知：破乳劑BH-33用量為110～120 mg/L時(shí)，添加40～50 mg/L的破乳劑BH-501，外輸含水從試驗(yàn)前的14%降至8%左右，電脫水器脫水效果改善明顯，含聚油泥從大塊黏稠膠狀物變?yōu)樾K松散油泥，黏附掛壁現(xiàn)象得到改善。

2015年再次換型，開發(fā)了非離子聚醚類新型破乳劑BH-108，該藥劑投加量在75 mg/L時(shí)就可達(dá)到原有處理效果，同時(shí)清水劑的加注量從420 mg/L降至365 mg/L?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明：斜板、氣浮出水含油從120、100 mg/L降至80、60 mg/L，注水含油從33 mg/L降至28 mg/L，達(dá)到注水標(biāo)準(zhǔn)要求。

4.6取得成果分析

針對(duì)海上注聚油田的產(chǎn)出物處理，從一級(jí)分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造、二級(jí)分離器結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造、增加電脫水流程、斜板除油器內(nèi)部結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造、化學(xué)藥劑優(yōu)化等5個(gè)方面采取了有效措施。在緩解流程處理壓力的前提下，為后續(xù)技術(shù)研發(fā)與升級(jí)工作留出了時(shí)間窗。同時(shí)，通過優(yōu)化改造處理，一級(jí)分離器油相出口含水率由原來的55%降為30%；外輸原油含水率由26%～35%降為7%～11%，外輸量減少3 100 m3/d；斜板除油器在入口含油量超出設(shè)計(jì)值（1 500 mg/L）3.6倍的情況下，水相出口含油仍能降至90 mg/L，除油率由最初的50%提升至近99%，有效保障了含聚污水水質(zhì)的達(dá)標(biāo)回注。

5　結(jié)論與建議

海上注聚油田產(chǎn)出液的處理不僅困繞著油田生產(chǎn)，也是制約海上油田注聚規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大的瓶頸。影響注聚產(chǎn)出液處理效果的因素是系統(tǒng)的，并非單一因素導(dǎo)致的，因此需要用系統(tǒng)工程的方法加以解決。我國(guó)在海上油田注聚產(chǎn)出液處理上已經(jīng)做了很多適應(yīng)性改造，取得一定成效，但仍未能徹底解決問題。今后需要從改變?cè)拖到y(tǒng)的加熱方式、開發(fā)水處理系統(tǒng)中與聚合物配伍性好的新型清水劑產(chǎn)品、控制產(chǎn)出液含聚濃度、研究油水處理新工藝和新設(shè)備等幾個(gè)重要方向?qū)ふ医鉀Q問題的突破口。與此同時(shí)，研究如何從地面流程上消除二次污染、從清污方式上實(shí)現(xiàn)自動(dòng)化，也是治理問題的重點(diǎn)。

［1］肖娜，林梅欽.疏水締合型聚合物濃度對(duì)SZ36-1油田油水界面性質(zhì)影響研究［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2009，31（5）：140-142.

Problems in and measurements of the treatment of output liquid in typical offshore polymer injection oil fields

Xu Wenjiang1，Dai Zhaohui2，Wen Zhehua2，Wang Yu2，Deng Changhong2，Jin Xiaoxia3，Jiang Weidong1
（1.D&P Department，CNOOC Ltd.，Beijing100010，China；2.Tianjin Branch，CNOOC Ltd.，Tianjin 300452，China；3.CenerTech Tianjin Chemical Research&Design Institute Co.，Ltd.，Tianjin 300131，China）

Aiming at the problems occurred in the treatment of output liquid in a polymer injection oil field in Bohai Suizhong，the causes of the treatment capacity decline of the output liquid in the oilfield have been analyzed in depth.The problems，such as the logistic temperature cannot meet the designed requirements，the polymer-containing wastewater oil mud has secondary pollution，the adaptability of equipment is poor，etc.are the main causes.The research on the treatment measurements are developed in the aspects of the optimization and modification of treatment equipment structures，and the optimization of chemical reagents.The exploration of solving completely the problems in the treatment of offshore output liquid in polymer injection oil fields is accomplished，and its future technological development direction is brought forward.

polymer flooding；treatment of output fluid；offshore oil field

分析與監(jiān)測(cè)

TE991

A

1005-829X（2016）08-0093-04

徐文江（1972—），教授級(jí)高級(jí)工程師，博士。E-mail：xuwj@cnooc.com.cn。

2016-07-05（修改稿）