李海榮

（中國石油集團(tuán)工程設(shè)計有限責(zé)任公司北京分公司）

李海榮.伊朗某項(xiàng)目重油脫水試驗(yàn)結(jié)果研究.石油規(guī)劃設(shè)計，2014，25（2）：38～40

伊朗已探明石油儲量為930億桶，位居全球第四。目前，我國在伊朗所開發(fā)的油田均為大型特殊油田，其原油物性差，水含量、H2S含量和鹽含量均較高。其中，南阿油田位于伊朗阿瓦茲市西南約100km處，油田共有4個油層——S層為重油油田，G層、F層和K層為輕油油田。按照各生產(chǎn)層位的配產(chǎn)，該油田以重油為主，前期輕油、重油比例為20∶80，后期為10∶90。油田總產(chǎn)能為320 000桶/d。

南阿油田原油處理指標(biāo)：含水率0.1%～0.2%，鹽含量≤28.5mg/L，雷德蒸汽壓≤0.046 9MPa，H2S含量≤40mg/L。

原油脫水工藝主要有熱化學(xué)沉降脫水和電化學(xué)脫水兩種，其中，熱化學(xué)沉降脫水的效果較差，對重油只能達(dá)到1%的指標(biāo)，因此，南阿油田原油處理擬采用電化學(xué)脫水工藝。目前，國際上對重油電脫水后含水率的指標(biāo)要求一般為0.2%，因此，對于南阿油田0.1%的高指標(biāo)，需要通過試驗(yàn)確定工藝流程的技術(shù)參數(shù)。

1 原油物性

目前，南阿油田的4個油層共有7口典型井，從這7口典型井取油樣，按照各層產(chǎn)能進(jìn)行混合配比，得到以下4種混合油樣：輕油層——K∶G∶F=3∶4∶3；重油層（S層）——18井∶15井∶06井=1∶1∶1；輕重混合油Ⅰ——輕油∶重油=20∶80；輕重混合油Ⅱ——輕油∶重油=10∶90。

單井油樣物性見表1，混合原油物性見表2。從表1和表2可知，混合前，重油層密度（20℃）為0.929 8～0.962 0kg/m3，20℃時黏度為 300～1 000mPa·s；混合后，重油層密度（20℃）為 0.946 5kg/m3，20℃時黏度為549.5mPa·s。混合輕油后，原油的密度和黏度都有所降低。

表1 南阿油田單井油樣物性*

表2 混合原油基礎(chǔ)物性

2 工藝流程

根據(jù)原油物性及處理指標(biāo)，初步確定南阿油田原油處理單元主要有換熱單元、油氣水初分離單元、電脫水單元、摻水洗鹽電脫鹽單元和原油穩(wěn)定單元。工藝流程：首先，原油進(jìn)入分離器進(jìn)行氣液分離，分離后的原油進(jìn)入換熱器升溫；之后，進(jìn)入電脫水器和電脫鹽器進(jìn)行脫水和脫鹽處理；最后，進(jìn)入原油穩(wěn)定塔。穩(wěn)定后的原油與進(jìn)站冷油換熱降溫后，再通過空冷器冷卻到儲存溫度后進(jìn)入儲罐。工藝流程見圖1。

圖1 原油處理工藝流程

3 原油電化學(xué)脫水試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)條件

根據(jù)破乳劑篩選結(jié)果，原油電化學(xué)脫水試驗(yàn)采用DPA-6作為破乳劑，加劑量為150mg/L；低壓電場強(qiáng)度為80 000V/m，停留時間20min，高壓電場強(qiáng)度為150 000V/m，停留時間40min；乳化方式為手搖200下，乳化強(qiáng)度1 000r/min。

3.2 試驗(yàn)結(jié)果及分析

重油及混合原油電化學(xué)脫水試驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 重油及混合原油電化學(xué)脫水試驗(yàn)結(jié)果

3.2.1 重油試驗(yàn)結(jié)果分析

圖2為重油電化學(xué)脫水前后原油含水率變化曲線。從表3及圖2可以看出：一是，相同溫度下，脫水前原油含水率越高，脫水效果越好，特別是在105℃時，隨著脫水前原油含水率的升高，脫水后原油含水率下降趨勢越明顯。105℃溫度下，當(dāng)脫水前原油含水5%時，脫水后原油含水率為1.47%，含水30%時，脫水后原油含水率為0.69%，提高了0.78%。而120℃溫度下，含水30%時的脫后原油含水率僅比含水5%時提高了0.029%；二是，當(dāng)脫水前原油含水率相同時，溫度越高，脫水效果越好。當(dāng)溫度≥115℃時，脫水后原油含水率可以達(dá)到0.1%的指標(biāo)要求，且溫度達(dá)到120℃時，脫水效果更好，但是，與115℃時的脫水效果相差不大。

圖2 重油電化學(xué)脫水前后含水率變化曲線

3.2.2 混合油試驗(yàn)結(jié)果分析

由試驗(yàn)結(jié)果可知，對于混合油Ⅰ，在含水率5%～25%時，脫后原油含水小于0.1%的最低脫水溫度為115℃；含水率30%時，脫后原油含水小于0.1%的最低脫水溫度為110℃。對于混合油Ⅱ，在含水率5%～30%時，脫后原油含水小于0.1%的最低脫水溫度為115℃。

3.2.3 綜合分析

從表3可知，脫水前原油含水率30%時，純重油和混合油Ⅱ脫水指標(biāo)合格的溫度是115℃，而對于混合油Ⅰ，110℃就可以符合要求。另外，在高含水情況下（30%），無論是純重油還是輕重混合油，115℃時，脫水后原油的含水率幾乎相同；當(dāng)溫度升高到120℃時，混合油脫水效果明顯好于純重油。

110℃時，脫水前原油含水率10%的混合油與含水30%純重油的脫后原油含水率相近；當(dāng)溫度≥115℃時，含水30%純重油的脫后原油含水率比含水30%的混合油略低。

4 結(jié)論

通過對南阿油田原油電化學(xué)脫水的試驗(yàn)研究，得出結(jié)論：南阿油田重油及輕重混合油在溫度≥115℃、使用DPA-6破乳劑、停留60min時，才能保證電脫水指標(biāo)達(dá)到0.1%的要求，且溫度越高、輕油含量越高、含水率越高，脫水后原油的含水率越低，脫水效果越好。

[1] 任卓琳,牟英華,崔付義.原油破乳劑機(jī)理與發(fā)展趨勢[J].油氣田地面工程,2005,24(7):16-17.