海上平台乳化液处理探索

黄发龙

中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300450

随着油田开发，生产处理平台原油处理系统存在大量乳化液，这些乳化液呈灰黑色黏稠状，密度较原油低，黏度大，流动性差，易聚结，通过平台现有处理流程无法对乳化液进行有效分离，导致大量乳化液在生产流程中堆积，尤其是二级分离器的水室及不合格油罐内，极大地增加了流程处理负担，降低生产处理效率。在流程转运过程中，如果控制不合理，可能造成乳化液进入污水处理系统，导致平台水处理设备污染，造成注水水质超标。同时，大量无法有效处理的乳化液极大影响了电脱供给泵、不合格油罐转液泵的运行效率，造成流程波动、油矿关停等严重后果，为平台的安全稳定生产带来极大的生产隐患。

1 乳化液形成

乳化液是原油和地层水在共同的运动中，由于剧烈搅拌，使一种液体微小的液滴分散于另外一种液体中所形成的混合物。通常认为，乳化液形成的必要条件有三个：同时存在原油和水；有剧烈的搅拌使一相液体破碎为微小颗粒后分散于另一相中；存在乳化剂，使形成的乳化液具备一定的稳定性。在原油开采过程中，大多数的原油都含有水且含有沥青质等天然乳化剂，原油从油层向井底流动时，由于其流速缓慢，一般不会形成乳化液。但当原油和水向井口流动时，伴生气不断析出，体积不断膨胀，油与水的搅拌越来越剧烈。当油、气、水通过油嘴时，由于节流的作用，压力突降，流速剧增，原油和水破碎并充分混合，大大增加原油的乳化程度。同时，在原油处理过程中，由于油、水呈混合态输送，在集输管线和设备里，油、水的激烈搅动加剧了乳化液的形成。

1.1 乳化液的类型

乳化液的类型主要有三种：油包水型，即水以极微小的颗粒分散在原油中，水为内相，油为外相，水相微粒被含有油、沥青、胶质的薄膜包裹；水包油型，即油以极微小的颗粒分散在水中；混合型，即油包水包油型和水包油包水型乳化液等。由于原油中含有沥青质、胶质、脂肪酸、石蜡、泥土和砂粒等天然乳化剂，这些乳化剂绝大部分都是亲油型，因此一般形成稳定的油包水型乳化液（W/O）[1]。通过对平台乳化液性状分析判断，流程中大量产生的乳化液为稳定的油包水型乳化液。

在流程中的原油与水发生乳化时，其性质发生很大变化。通常情况，原油乳化后，其体积较原体积增加，密度也大幅增加，黏度也显著增加，形成了体积膨胀、黏度较大且密度较重的半凝胶形态，单靠分离器的自然沉降无法实现油、水分离，从而造成分离器油室含水过高，水室含油过高等现象，无法达到分离器油水分离的预期效果，最终影响原油品质。

1.2 乳化液处置方法研究

因海上平台受地域、环境、空间等影响，无法向内陆油田一样可以多级、多设备进行乳化液处理，例如电场处理、超声波处理、生物处理这几种常见的国内外处理技术，除了电场处理在海上平台局部有应用外，其余两种并不适用于此[2]；目前，在海上平台应用最广的处理流程乳化液的方法有：热重力沉降法、离心分离法、化学药剂法。

2 平台乳化液处置方法研究与试验

平台根据乳化液的形成条件及主要处理方法提出乳化液处理思路，主要分两步，一是通过控制乳化液形成的三个必要因素中的一个或几个，减少乳化液的形成。二是通过优化乳化液处理方法，提高乳化液处理效果，减少乳化液在流程中的聚集。

2.1 控制油井出水

根据油田开发情况，乳化液的形成主要发生在油田高含水期，通过控制油井出水可以减少油水混合，减少乳化液的形成。同时，控制油井出水也是油田开发后期的主要工作，实施必要性强。

目前控制油井出水主要有分层开采、封堵水层、合理注水等措施。但本油田属于大型边底水油藏，水体能量大，开采方式主要为普通合采，前期底水锥进突出，含水上升较快，实施堵水作业效果有限，无法通过有效控制油井出水来减少乳化液的生成。

2.2 控制流程扰动

乳化液的形成需要有剧烈的搅动，通过提升流程抗波动的干扰能力与减少流程扰动两个方面入手。

（1）采油树油压优化：通过摸索油田地面集输系统和分离器的合理压力范围值，减少油嘴前后压差，从而缩小压力骤变导致的物流搅动；

（2）从平台建造初期进行管线优化：简化油气集输流程，减少弯头、三通、阀件等局部阻力；

（3）流程参数优化：严控流程参数，减少人员误操作、上游流量波动幅度大、高峰转液等行为，确保流程运行稳定，减少流程转液频次等方法。

以上三点措施均可达到减少流程扰动，减轻对油水混合液的搅动，可有效避免乳化液的形成，但该方法受限条件较多，无法稳定保证减少乳化液的产生，可操作性不强。

2.3 控制破乳剂品质

生产处理平台处理的两个上游井口平台产出液含水都较高，其中一个平台产出液含水达到95%以上。而处理流程使用的油基破乳剂遇水会形成黏稠的乳状液，现场人员怀疑过量的破乳剂在流程中与处理液发生反应生成乳化液。为了验证此疑问，现场在同一取样点取三等份含水较高平台的产出液，其中一份不添加破乳剂，一份加一滴破乳剂，另一份加三滴破乳剂，然后再向三份样品中加入等量的石油醚，同时进行离心分离[3]。由实验得出结论：适量添加破乳剂有利于油水分离，但过量破乳剂会导致乳化液的产生，产生的乳化液性状与生产流程中的乳化液相似。由此可知，平台生产流程中的乳化液很有可能是高含水平台产液与过量的破乳剂发生反应生成的，通过优化破乳剂注入方式或可减少乳化液的产生。

原高含水平台油井产出液汇集至生产管汇，与此处加入的破乳剂混合后再与另一平台的油井产出液汇合进入生产处理平台进行处理。现场将高含水平台破乳剂注入点位从生产管汇调整至进入生产处理平台前端，减少破乳剂与高含水产液接触，并且逐渐降低破乳剂的注入量，同步提高含水相对较低平台破乳剂的注入量，确保工艺流程稳定。在调整过程中，密切观察流程破乳剂的生成情况，发现乳化液生成量逐渐减少，二级分离器水室乳化液层厚度由40～50mm下降至不足10mm，最终高含水平台破乳剂停注，整个实验过程中，流程运行平稳。

2.4 优化处理流程

按照常规流程，平台乳化液在不合格油罐内靠热重力沉降的办法进行油水分离，部分转至一级分离器内进行处理，此方法处理效果差，且存在较大的运行风险。通过现场试验发现，平台乳化液在温度达到90℃时能很好的进行分离，因此提出利用电脱水器高操作温度（100℃）、高电场强度的特点对乳化液进行高温电场破乳。通过流程改造，在原油循环加热器管程出口预留2寸接口处连接临时软管至二级分离器底部排放管线预留口，启动原油循环加热泵后将一部分乳化液通过二级分离器油室出口转至电脱水器进行处理。经过数次现场处理发现通过此方法可有效处理平台乳化液，且对流程影响较小，各级设备处理效果良好，电脱水器油相出口含水合格，可以实现通过此方法处理乳化液。此流程成为平台原油储罐底部乳化液处理的常规流程。

3 结束语

随着油田含水不断上升，平台乳化液产生量增加，乳化液体积大、密度高、黏度大，极大降低了平台生产流程处理效率，影响平台安全平稳运行。通过对乳化液的成因分析，提出了文中四种针对性的解决思路并加以实施；通过调整破乳剂的注入点位及注入浓度，从根源上减少乳化液的生成；通过优化处理流程，利用电脱水器进行电场破乳，高效处理流程积存的乳化液。措施实施后，见效显著，解决平台生产流程中的乳化液积存问题，本次试验为海上平台的乳化液处理提供了可行性方案与经验，可以在其他高含水油田进一步进行推广论证。