杨丽影
中国石化胜利油田分公司现河采油厂油气集输管理中心 山东东营 257000
摘要：稠油油藏在开发中后期，因工艺开采中逐步推进各种降粘冷采和微生物驱油技术，致使初期采出油品物性相对变化较大。本文主要阐述油气集输联合站在原来“掺稀油+热化学沉降处理”稠油处理技术的基础上，通过参数监控创新、脱水运行创新、工艺改造创新等几个方面，改进稠油处理技术，提高稠油处理质量，对稠油处理效果进行分析对比，可以得出结论由被动应对保交油转变为主动追溯原因、想对策，实现稳指标、保交油、创效益的目标。
1 联合站稠油处理现状
1.1稠油处理概况
此联合站稠油处理方式采用“掺稀油+热化学沉降”脱水技术，脱水手段包括化学破乳、机械处理、加热处理、重力沉降和水洗等。处理流程是：接转站来液（掺稀油）--进入联合站分离器（分水）--油路加破乳剂--加热炉加热（后改为换热站换热）--一次沉降罐（水洗、重力沉降脱水）--缓冲罐--外输泵。
近年来稠油上产措施增加和逐步加大了微生物采油、降粘剂采油的开发力度，在稠油处理中，时常受集中措施井开井影响致使原油脱水困难、一次罐溢流含水超标，影响外输交油，为处理达标交油增加了大量工作。
1.2稠油处理影响的因素
2018年以来，随着措施工艺加密及稠油冷采新工艺应用，造成稠油脱水难度不断加大，为有效控制好稠油的阶段含水，我们对联合站原油脱水过程中的要因进行分解分析，深入调研寻找切入点。
1.2.1热化学沉降脱水
高温度利于破乳剂的分散，也有利于乳化膜的破裂，同时温度高的原油进入罐内后也会加剧水滴的热运动，增加水滴的碰撞和聚集几率，站一次罐底水温度一般在66-70℃之间，尤其进入2020年后，随着冷采技术的不断推广，油品性质的不断变化，受换热站能力限制在液量不变的情况下，温度难以提高，尤其白天卸油、水站收油期间液量高，导致进换热站回压高影响分离器安全运行，为了降压不得已开板式换热器旁通运行，这样温度会降至到65℃以下，形恶性循环，更加不利于原油脱水。
1.2.2掺稀油脱水
降低原油的黏度可利于原油脱水，通过掺稀油来降低稠油的粘度是目前我们生产中的一种必不可少的方式，这里面所掺稀油的相对密度和黏度越小、掺稀比例越大一般稠油降黏的效果会越好，药剂的表面活性更好、渗透性更强。目前该站掺的稀油密度大部分在0.94左右，故所掺稀油质量一般，纯靠掺稀油不能解决稠油脱水问题。
1.2.3原油乳化
因黏度高、油水密度差异不明显，在开采时需要使用各种添加剂，如目前的降粘剂、微生物、发泡剂等，并注入大量二氧化碳和氮气，用于减低黏度，提升采收率，使得油品物性复杂，原油易出现乳化，一旦形成含水率较低在40%左右时的乳化层，乳化油的稳定性变得非常高，水滴难以聚集，新的来油经过该层又产生新的乳化油，导致溢流含水逐步升高到无法运行[1]。
2稠油处理技术措施应用
2.1第一阶段
2.1.1循环法增加脱水时间
将好油罐的底部高含水油用泵进行二次循环，重新打入一次沉降罐进行再次水洗沉降脱水，延长高含水油的脱水处理时间，降低出口原油含水。
2.1.2转移法拉长空间纵深
将无法利用掺稀配输的高含水油利用罐位差、泵提升等各种方式，转入其它罐延长脱水时间，对上层低含水进行交接，结合二次水洗沉降等多种方式，消化高含水油。
2.1.3置换法重建脱水系统
将难脱水的老化油倒入其它罐，重新建立一次罐油厚，尽量保证原油的新鲜度，让水洗后的原油不再经过原乳化层，从而保证新进站原油在一次罐的脱水效果，确保溢流含水下降，达到直接外输交油，为高含水油罐提供更长的沉降和应急空间。
2.1.4尝试改变掺稀油介入节点
改变长期固有的掺稀油方式，将原来在来液前端的掺稀流程改造为分离器油路出口进行掺稀，停运前端110kw的LY100-30*8桶袋式增压离心泵，有效利用稀油主干线的余压实现掺稀，不仅节约了电费，同时还因为分离器后端液量的下降，有效提高了掺稀比，保证了稠稀融合，实现含水稳中有降。
2.1.5优化缓冲罐出油结构
充分利用站内备用一次罐的内部维修工程，引进浮动出油设备对目前的固定出油高度进行了补充，主要优势在于出油口能随着液面的高度变化上下浮动，可将上层的低含水油抽出，在特殊时期可有效增加原油的沉降时间。
2.1.6完善脱水过程动态监测
通过增加质量流量计进行液量监控、增加温度表进行脱水环境监控、增加沉降罐多参数系统进行分层含水实时监控，构建完整的站控系统，监测各设备、节点的运行参数，让运行情况尽在掌握，及时发现异常情况，及早介入调控，保障脱水质量。
2.2第二阶段
2.2.1药剂投加方式更新：
之前为节省药剂，在分离器后端油路加破乳剂，破乳剂用量少，也能满足生产需要。根据不断摸索发现，分离器内开始存在原油乳化不断加重的变化，分水能力和水质变差、油路管线回压上升，导致后期水站收油、分离器运行压力高、加热液量居高不下，导致能耗升高。按照理论数据，稠油药剂投加比例在100-200mg/l为最优，但站上的药剂投加比例到了200mg/l左右，效果却不是很理想。4月份，站上试着将加药方式改为分级运行，实施一前一后、一动一静相结合投加，在分离器前端加入固定药剂量，通过分离器进口旋流器使破乳剂均匀混合在来液中，用于前端破乳提升分水的质量、提高分水能力；对分离器后端油路药剂量进行动态管理，经过换热站换热器时破乳剂和原油进行了很好的搅拌，破乳剂能够混合均匀防止原油乳化。
运行一段时间发现，一举多得，取得了相对明显的效果。首先，分水质量得到很大的提升，分水量明显增多；其次，进入换热站的液量减少，即有效保证了原油换热温度，提高了脱水效果，同时又降低了换热站购热费用，节省了成本。第三，分水质量不好会导致水处理站一次除油罐易存油，其原油乳化程度高破乳难度大，回收时会造成一次沉降罐分层含水增高直至影响溢流，通过动态调整后端破乳剂浓度的几周试验中，发现收油对溢流含水的影响已经很小，下步有望实现水处理站存油减少，可减少收油对脱水的影响[2]。
3.2.2工艺调整改造提温度
为解决分离器承压能力受限，无法克服进换热站板式换热器的截流憋压问题，在换热站进口增设增压泵，计划用泵固定进换热站的流量，全开分水阀门进行自行调节，一是可以保证分离器不超压运行，管线实现低压运行，可有效避免管穿，和降低管区外输管线的回压减少泵提升能耗。二是可有效控制进换热站的液量，减少热量的购买费用，抵消药剂费用。三是试验掺稀油不加温，降低混合温度再观察降黏脱水效果，进步减少热量支出。四是做到换热器不开旁通运行，提高脱水温度，减少人工调节过程中低温运行几率和劳动强度。
2.2.3一次沉降罐设置双溢流
根据以往一次罐油层置换时运行状态，对更新的一次沉降罐配置双溢流，一个为正常期间溢流12.6米，另一设置在10.3米位置，一旦出现乳化难以处理时，可利用该位置溢流口，通过调节底水高度，可迅速把乳化层拿出单独处理，实现置换过程短平快，保证后期来油脱水不受影响。
3结论
联合站的作用是生产合格的产品，其中净化油的含水是重要指标之一。从稠油处理技术改进效果可以看出，近期的降粘剂措施井对站内脱水影响程度明显减小，月度平均含水一直在指标内运行，交油含水由之前的2%以上运行，降到了目前1%以下运行。一次沉降罐的脱水温度变化不大，始终在71℃-72℃之间，应对新型开采方式要及时调整稠油的处理方式和技术才能够满足联合站来液脱水的需求，保障原油外输质量。
参考文献
[1]赵守明，李清芳.集中处理站老化油处理工艺的探讨【C】. 石油规划设计2003胜利油田胜利工程设计咨询有限公司
[2]分离器运行记录；余热利用生产记录；破乳剂投加记录；【2018】【2019】【2020】
作者简介：杨丽影，女，1981年出生，中国共产党党员，中国石化胜利油田分公司现河采油厂油气集输管理中心技师。