海上典型注聚油田产出液处理问题及措施研究

徐文江，戴照辉，温哲华，王　玉，邓常红，靳晓霞，姜维东

（1.中海石油（中国）有限公司开发生产部，北京100010；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；3.中海油天津化工研究设计院有限公司，天津300131）

海上典型注聚油田产出液处理问题及措施研究

徐文江1，戴照辉2，温哲华2，王玉2，邓常红2，靳晓霞3，姜维东1

（1.中海石油（中国）有限公司开发生产部，北京100010；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；3.中海油天津化工研究设计院有限公司，天津300131）

结合渤海绥中某注聚油田采出液处理出现的问题，深入剖析了该油田产出液处理能力下降的原因，确定物流温度达不到设计要求、含聚污油泥水二次污染、设备适就性差、清水剂与聚合物不配伍等因素是导致该油田产出液处理能力下降的主要因素。从处理设备结构优化改造和药剂优化等方面开展治理措施研究，为全面解决海上注聚油田采出液处理问题进行探索，并提出今后技术发展的方向。

聚合物驱；产出液处理；海上油田

为在海上平台有限的使用寿命期限内最大程度地提高采收效率，渤海油田自2003年开始逐步开展了聚合物驱油等提高采收率的技术试验，取得良好的驱油效果，目前聚合物驱技术已在渤海油田得到扩大应用。然而近年来随着注聚受益井数的增加，采出液含聚浓度呈逐渐增大趋势。以渤海绥中某注聚油田为例，目前105口受益井中有聚合物产出的井22口，有聚合物产出趋势的井25口，尚未产出聚合物的井58口，中心处理平台采出液所含聚合物已达50 mg/L以上。由于海上油田老平台设计阶段未考虑注聚产出液的处理问题，新平台设计缺少国内外适宜的成熟技术借鉴，使得海上注聚油田产出液处理成为制约聚合物驱油技术推广的瓶颈。

笔者深入调研了绥中某注聚油田产出液处理流程出现的问题，剖析了该油田产出液处理能力下降的原因，并从处理设备结构优化改造和药剂优化等方面开展了治理措施研究，探索全面解决海上注聚油田产出液处理的技术途径。

1　产出液处理工艺流程

该注聚油田产出液集中在中心平台进行油水处理。所有物流首先经三相分离器脱水，原油经过换热器和加热器升温后进入电脱水器脱水，脱水后的原油通过冷却器冷却至60℃后经外输泵增压外输。分离出的污水采用斜板隔油分离、浮选和过滤3级处理流程，去除水中的浮油、乳化油、悬浮物，达到注水水质标准后回注。产出液处理工艺流程见图1。

图1　绥中某油田油水处理工艺流程

2　产出液处理存在的主要问题

（1）原油脱水困难。采出液含有聚合物时，采出水的黏度会增加，导致油水分离的速度等比例下降；同时聚合物单体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，携带的泥质等悬浮物的量增加，乳化液变得复杂、稳定，难以分离。伴随着该油田上游井口平台产量的增长，中心处理平台原油系统实际原油处理量不断上涨，尽管一级分离器停留时间已经高于原设计的80%，实际物流升温至66～68℃，在处理含聚物流时仍出现原油脱水困难的问题，无法达到油、气、水三相的理想分离效果。一级分离器出口油相含水32%～33%，水相含油超过7 000 mg/L，给后续油处理系统、水处理系统以及电脱平台脱水都带来巨大压力，导致实际外输含水量高出原设计值的15%，输往终端的水量增加。

（2）水处理能力降低。我国海上注聚油田普遍采用的是斜板隔油分离—浮选—过滤的三级污水处理流程。斜板隔油器用于除去含油污水中粒径较大的浮油，气体浮选器用于除去含油污水中大多数粒径＜10 μm的油滴，双介质过滤器进一步除油除悬浮物保证处理后的污水达到注水标准。在常规油田该工艺运行效果良好，但处理含聚采出液时出现处理能力显著下降的问题。绥中该油田水处理原设计能力为48 000 m3/d，实际处理能力只有19 000 m3/d。双介质过滤器的反冲洗频率和反洗水量增加近1倍，斜板除油器处理负荷增大。同时滤料易板结，严重影响了设备的工作效率。

（3）设备污堵，清洗工作量加重。该注聚油田产出液处理流程中，加热器、换热器、电脱水器、斜板除油器、加气浮选器、双介质过滤器、污油罐、开排罐、污水罐、增压泵过滤网等设备受聚合物析出胶结影响，都出现严重的污堵问题，需要定期清罐作业。2015年清罐作业超过40台次，作业天数超过400队天，清理含聚合物的黏弹性胶状物约1 330 m3。污堵导致的频繁清洗加大了平台操作负担，且清理服务和污油收回、处理等工作也增加了油田直接生产作业费。

（4）化学药剂耗量增加。聚驱用高分子聚合物的结构不同，对采出液处理的影响也不同。该油田采用疏水缔合型聚合物，具有较强的界面活性。有研究表明该聚合物能够增加油水界面膜强度，质量浓度在50～300 mg/L时会降低油水乳状液体系Zeta电位的绝对值〔1〕。因此该油田产出液油水乳化现象更严重，对采出液处理的影响更大。为了加快油水分离速度，只有加大破乳剂和清水剂的用量，清水剂投加量高达300 mg/L，远高于设计值的100 mg/L。

3　含聚产出液处理效果降低的原因分析

（1）物流温度达不到设计要求。随着温度的升高，含聚污油更容易在换热表面聚集、焦结，导致原油加热器和换热器管程堵塞、过流面积减小、流通阻力增大，降低了设备的加热和换热效率。而来自水处理系统的黏弹性胶状物加重了这一影响，使结焦和污堵更为严重。因此，物流温度达不到处理设备的设计参数是该油田含聚产出液处理效果降低的原因之一。

（2）含聚污油泥水二次污染。该油田每天从斜板除油器和加气浮选器产生近2 000～2 500 m3的污油泥水，一般返回一级分离器再处理。该污油泥水成分复杂，含黏弹性胶状物，返回一级分离器后在处理流程中形成闭路循环，扰乱了油处理系统和水处理系统，加重分离处理负担，并导致路程各节点严重污堵，是处理效果降低的一个非常重要原因。

（3）设备适就性问题。海上平台空间有限，无法为含聚采出液提供足够长的停留时间，两级分离器的停留时间一般只有30 min，相对于陆上聚驱油田48 h以上的停留时间，海上油田设备的适就性明显不足。同时该油田很多设备缺少排污设计，污油泥聚合后生成的黏弹性老化油沉积后，降低了设备的有效处理容积。污堵导致的清洗频次过高，必须留出设备备用，造成处理能力损失约25%。而斜板除油器入口污水含油超设计值近4倍，也使设备处理能力降低，每天损失处理能力约18 000 m3。

（4）药剂原因。现有净水药剂不能完全满足含聚产出液的处理要求，药剂脱水时间仍需30 min以上，超过原设计值10 min的要求。同时，目前对该注聚油田污水处理效果较理想的清水剂仍为阳离子型，加注点为斜板除油器入口。该类清水剂会与阴离子性的聚驱用聚合物发生分子间相互作用，改变聚合物的分子状态，造成聚合物从采出液中析出，与油泥相结合逐渐形成黏弹性胶状物，造成处理流程污堵和清洗难度大，停留时间减少，影响除油效果。

4　提高产出液处理效果的措施研究

4.1一级分离器内部结构优化改造

为了提升该注聚油田产出液的处理能力，提高一级分离器对含聚产出液的油气水分离效果，提高整体脱水量，对其内部进行了改造。改造内容包括：（1）在入口增加旋流装置，在气相出口增加捕雾网，强化油气水三相分离；（2）在原油室堰板上开2个D 900 mm的孔；同时，油室向入口方向外扩780 mm，新增油室堰板高度由3 150 mm调整为2 910 mm；（3）水室堰板高度由3 110 mm调整至2 850 mm。

一级分离器内部结构改造后，油相出口含水由原来的40%～70%降为30%左右，并基本保持稳定。

4.2二级分离器结构优化改造

在设备入口原油含水率达到设计水平的前提下，新增螺旋板加热器提升二级分离器温度，但仍存在脱水效果差的情况，因此对其内部结构进行改造：（1）改造分离器入口折流板，增设1台254 mm（10英寸）VANE型流体入口装置；（2）分离器的入口段油水聚结填料前增设1面全截面双层开孔BAFFLE板；（3）将分离器油槽溢流堰板的高度从3 150 mm降至3 000 mm；（4）取消水槽溢流堰板，用外部可调节堰管代替，在101.6mm（4英寸）（N3）气体出口管嘴安装水相溢流堰管外部调节器；（5）将原有分离器的备用管嘴（N6）和氮气吹扫管嘴（N11）改为分离器的气体出口管嘴，并增设1台直径700 mm、厚度150 mm的标准型金属丝网除沫器。二级分离器改造示意图见图2。

图2　二级分离器改造示意

通过对该油田二级分离器油水室堰板的调整，并将水室的堰板改为可在线调节的溢流管，在线调整油水界面，从而保证了出水水质，但对降低出口原油含水率的效果不显著。

4.3增加电脱水流程

为了降低该注聚油田输往终端的水量，减轻终端污水的处理负荷，保证终端外排污水达标排放，在该油田的中心平台增加电脱水流程。同时为了保证电脱水器的脱水效果，防止长时间运行后乳化液及含聚污泥在水相出口方向大量聚集，增加了电脱水器除泥装置，使电脱水器底部的含聚污泥移至底部排放口附近，提高电脱水器日常排污维保的效果。增加电脱水流程后，在年处理液量保持相对稳定的条件下，外输原油含水率由改造前的26%～35%降为7%～11%，每日减少外输量3 100 m3。

4.4斜板除油器内部结构优化改造

原有斜板除油器的收油槽、斜管极易被污水中析出的黏弹性胶状二次污染物堵塞，造成收油通道不畅，设备处理能力降低。因此在对斜板除油器内部结构优化改造时，主要针对如何将罐体内析出的黏弹性胶状物质及时转出，防止其粘结成块、卡堵液位计、堵塞管线及设备内部流道，同时考虑将水室顶部积聚浮油及时收出。设计开发了水室收油结构及与油水分离相配套的收油转液结构，主要包括：（1）在水室侧增加一喇叭形收油筒，分两路分别连接至闭排入口管汇与污油罐入口管汇；（2）将水室挡板由原来的3 500 mm升高至3 780 mm，减少水室进油的可能性；（3）割掉原有的收油槽，对其进行扩容，同时新收油槽底部改为坡状地板，两侧油箱底部改为锥形，分别变径连接至原出口管线；（4）在两侧管壁收油槽、水室挡板处收油槽和两侧油箱内加装冲洗管线。斜板除油器改造后的内部结构示意图见图3。

图3　斜板除油器改造后内部结构

斜板除油器内部结构经过优化改造后，在入口来液含油变化不大的情况下，单台设备除油率由改造前的50%提升至89%左右，罐内积油层厚度由改造前的50 cm降至15 cm左右。但随着该注聚油田产量的增加，斜板除油器入口污水含油由943 mg/L （2011年3月数据）升至6 100 mg/L（2013年12月数据），斜板除油器又难以满足污水处理的要求。因此，于2014年进行斜板除油器内部结构的第2次优化改造：（1）将水室收油喇叭口高度降低，实现常态化收油；（2）引外输水源至冲砂管线，实现静止收油与底部排污；（3）将油室原浮筒式液位计更换为差压式液位计，有效避免含聚污油泥频繁卡堵液位计造成的液位失真问题；（4）逐步完善污水系统设备保养管理规定，实现污水系统的精细化管理。

斜板除油器经过2次系统性的优化改造后，在入口含油超出设计值（1 500 mg/L）3.6倍的情况下，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质的达标回注。

4.5化学药剂优化

聚合物驱采不同阶段，油水乳化体系的特点不同，必须及时调整破乳剂和清水药剂的类型，以保证处理效果。该聚驱油田原破乳剂用药量大，脱水效果欠佳，加药工作强度较高。为改善聚驱采出液的处理效果，降低外输原油含水，减轻聚合物析出，提升污水处理效果，针对该高含水聚驱油田，结合现场油田处理流程的特点，开发了非离子聚醚破乳剂，创新性地将高含水破乳剂评价方法与水溶性非离子聚醚类破乳剂的现场评选相结合，使药剂能够快速分散，加快了脱水速度、改善脱水水质。通过2014、2015年的2次破乳剂换型，在水质正常条件下药剂使用量明显减少，原油处理系统的脱水能力得到增强。2014年第1次换型筛选出具有较好协同作用的水溶性非离子聚醚类破乳剂BH-33和破乳剂BH-501。从现场试验结果可知：破乳剂BH-33用量为110～120 mg/L时，添加40～50 mg/L的破乳剂BH-501，外输含水从试验前的14%降至8%左右，电脱水器脱水效果改善明显，含聚油泥从大块黏稠胶状物变为小块松散油泥，黏附挂壁现象得到改善。

2015年再次换型，开发了非离子聚醚类新型破乳剂BH-108，该药剂投加量在75 mg/L时就可达到原有处理效果，同时清水剂的加注量从420 mg/L降至365 mg/L。现场应用结果表明：斜板、气浮出水含油从120、100 mg/L降至80、60 mg/L，注水含油从33 mg/L降至28 mg/L，达到注水标准要求。

4.6取得成果分析

针对海上注聚油田的产出物处理，从一级分离器内部结构优化改造、二级分离器结构优化改造、增加电脱水流程、斜板除油器内部结构优化改造、化学药剂优化等5个方面采取了有效措施。在缓解流程处理压力的前提下，为后续技术研发与升级工作留出了时间窗。同时，通过优化改造处理，一级分离器油相出口含水率由原来的55%降为30%；外输原油含水率由26%～35%降为7%～11%，外输量减少3 100 m3/d；斜板除油器在入口含油量超出设计值（1 500 mg/L）3.6倍的情况下，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质的达标回注。

5　结论与建议

海上注聚油田产出液的处理不仅困绕着油田生产，也是制约海上油田注聚规模进一步扩大的瓶颈。影响注聚产出液处理效果的因素是系统的，并非单一因素导致的，因此需要用系统工程的方法加以解决。我国在海上油田注聚产出液处理上已经做了很多适应性改造，取得一定成效，但仍未能彻底解决问题。今后需要从改变原油系统的加热方式、开发水处理系统中与聚合物配伍性好的新型清水剂产品、控制产出液含聚浓度、研究油水处理新工艺和新设备等几个重要方向寻找解决问题的突破口。与此同时，研究如何从地面流程上消除二次污染、从清污方式上实现自动化，也是治理问题的重点。

［1］肖娜，林梅钦.疏水缔合型聚合物浓度对SZ36-1油田油水界面性质影响研究［J］.石油天然气学报，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

分析与监测

TE991

A

1005-829X（2016）08-0093-04

徐文江（1972—），教授级高级工程师，博士。E-mail：xuwj@cnooc.com.cn。

2016-07-05（修改稿）