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QHD32—6油田的几次破乳剂和清水剂应用试验

李支文 ,阚振江 ,程艳 ,倪军 ,杜连庆 ,李相春 ,曹葛军 ,王志中
I.中国海油渤海石油采油工程技术服务公司.天津塘沽300452;
2.中国海油QHD32.6作业分公司.天津塘沽300452
     2001年10月8日秦皇岛32—6(QHD32—6)油田A/B平台投产。投初期使用国外公司化学药剂,由于处理效果未达预期,加药量居高不下,破乳剂(EC2029A)库存告罄。12月初,QHD32—6作业分公司紧急采购渤海BH一01破乳剂 。在QHD32—6油田应急使用,满足了生产需要。
     为确保油田正常生产,降低操作费用,实现QHD32—6油田的药剂国产化,渤海石油采油工程技术服务公司针对QHD32 6原油进行了破乳剂和清水剂的研究。
1 油田简介
     QHD32—6油田构造位于渤中坳陷石臼坨凸起中部,是中国海洋石油总公司1995年发现的一个大型稠油油田。其主力含油层为明化镇组下段和馆陶组上段,埋深1100~1600 m,砂岩疏松,储层物性好,但油水关系复杂,边底水丰富。投产初期产出液含水仅为20% 左右,至2002年8月上升到接近
60%。含水的快速变化造成了油水分离困难。
    QI-ID32—6原油属低蜡环烷基原油,基本物性如下:50℃ 密度0.933~0.938 g/cm3,API度15.7~16.5,50℃ 粘度408~ 634 mPa·S,凝点一13~一17℃ ,含蜡2.26% ~3.28%,含沥青质3.71% ~5.06%,含胶质10.90% ~11.54%。文献对QHD32—6油田的工艺系统及其典型操作作了详尽评述。
2 破乳剂和清水剂简介
    BH系列破乳剂和BHQ 系列清水剂的性能指标如表1、表2所示。
 
3 破乳剂和清水剂的现场应用
与破乳剂和清水剂的应用有关的原油处理流程如下:单点SPM→游离水分离器V.101(-80℃)→换热器HE-101→热处理器V-102(~90℃)→原油增压泵P-101→加热器H-102→电脱水器V-103(~l15℃)→换热器HE→101→海水换热器wC-101→工艺舱(~85℃)→货油舱。自工艺舱转至货油舱的原油称为spce oil,在本文中称之为净化油。
3.1 渤海BH一01原油破乳剂的试应用
    2001年12月10~l1日,井口平台和FPSO先后用BH-01全面替换EC-2029A。17日17时后,FPSO的BH-01用尽,平台则继续使用至18日凌晨4时。表3列出原油破乳剂试应用前后的加药和脱水数据。试验期间,电脱水器V一103油相出口含水首次连续降至1.0%以下。
3.2 渤海BH一03破乳剂和BH 04清水剂现场应用试验
2002年2月23日至3月3日为换药过渡期,3月4日后调整到位。由表4可以看出:使用BH-03与BHQ-04后,原油脱水速度和污水水质明显提高,
药剂加量大幅降低。
3,3 国外A公司PX-0090/EO-6032现场应用试验
    2002年4月,国外A公司开始进行破乳剂PX-0090Pd~水剂EG6032的现场应用试验,最低加药量(mg/L,以产油量计,下同)时的试验结果见表5。对比表4、表5可以看出,PX一0090/EG6032试验期间:①V-103油相出口含水较高,但净化油含水较低;②污水水质不如BH一03/BHQ-04,尤其V一102水相出口的含油高出5倍以上;③ 破乳剂最低加量略低于BH-03,但清水剂加量是BHQ-04的3倍以上,PX-0090/EC-6032的加药量大于BH-03/BHQ-04;④ 应用试验期间产油量较低,原油滞留时间较长,处理难度和药剂消耗减少。
3.4 渤海BH一04破乳剂/BHQ-4清水剂现场应用试验
 
 
 
      为保证生产稳定,C,D平台投产期间停用PX0090/EC6032而使用BH.03/'t3HQ-04。2002年5月28日C,13平台投产后,原油产量增至6800m3/d,原油性质和处理量的变化,使处理效果受到影响。换用BH.04破乳剂的试验分两个阶段。
 
3.4.1 C,D平台投产后
     6月20日开始进行BH-04破乳剂现场应用试验,期间BHQ-04清水剂用量保持不变。调整至稳定后BH-04破乳剂加量降至120 mg/L以下,电脱水器V-103出口油相含水保持在0.6%左右,净化油含水在0.2%左右,污水排海达标,效果优于BH-03(详见表6)。
3.4.2 E。F平台投产后
    8月10日E,F平台投产后,原油产量增至近8000 m3/d。初期流程不够稳定,8月14日后流程逐渐趋稳,破乳剂加量降至160 mg/L。数据详见表7。
3.5 国内B公司LY.1133破乳剂现场试验
    2002年11月6日,国内B公司进行了Ly-1133破乳剂的现场应用试验,但只在V-103前加药(50 L/h),V-101前仍使用BH-04破乳剂(40 L/h)。加入LY一1133后V-103电流显著上升,油相出口含水由0.4%升至1.0% 以上,试验只进行了9小时。详细数据见表8。
 
 
3.6 渤海破乳剂BH.09/清水剂BH 06现场应用试验
    2002年12月10日进行了破乳剂BH-09倩水剂BHQ-06的现场应用试验。在保证处理效果的基础上,加药量大幅度降低。数据如表9所示。
3.7 国外A公司PX-0095/E0-6032现场应用试验2003年2月国外A公司又进行了破乳剂PX-0095倩水剂EC-6032现场应用试验,20 日替换药剂,V-103油相出口含水大幅上升,并导致净化油含水超标。22日,由于V-101和V-102水相出口水质变差,污水流程难以正常工作,只得终止EC-6032试验。换用BHQ_06后水质逐渐好转。25日。V-103油相出口含水一直居高不下,净化油含水再次超标。27Et,用BH-09替代PX-0095。PX-0095/EC-6032现场应用试验终止。试验数据见表10。
3.8 国内B公司LY.1134现场应用试验
2003年4月。国内B公司又进行了破乳剂LY.1134的现场应用试验。LY-1134也仅在V-103前加入(60 L/h),V-101前仍使用BH-09(45 L/h)。由表11可以看出:加入LY-1134后,V-103油相出口含水升高,效果不如只使用BH-09时好。
 
 
 
3.9 国外C公司PT.5179现场应用试验
     2003年7月20日,逐步换用国外C公司破乳剂PT-5179后,流程脱水困难,V-103油相出口含水上升。并导致净化油含水严重超标;23日,V-101前恢复注入BH_09(10~40 L/h),流程逐步恢复稳定;30日。PT-5179试应用终止。试验数据详见表12。
4 结论
(1)针对QHD32—6原油开发的BH系列破乳剂和BHQ系列清水剂配合使用,可保证QHD32—6油田原油、污水得到有效处理,外输原油含水达到≤0.5%指标,外排污水含油≤30 mg/L。
(2)其他公司的药剂由于不适应原油性质的快速变化,自2001年至2003年在QHD32—6油田进行的多次药剂现场应用试验不够成功。
参考文献:
[1]李支文,关德。魏光华,等.渤海绥中36.1稠油油田破乳剂研制与应用变迁[J].油田化学.2001,18(3):238-240.
[2]王春升.秦皇岛32 6油田工艺系统设计的分析[J].中国海上油气,2002.14(4):l1— 15.

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