＊孙镜凯

（中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司 天津 300452）

引言

渤海湾某油田标准油缓冲室T-102的标准油品缓冲室，在0.05%的范围内，在无明水产油的情况下，发现底部乳化超过1%，影响了油田主机供油及油工艺舱其它正常功能。

对油品乳化异常上升的原因进行了分析，并对其进行了修复。通过对油料仓的流路分析，对各个工艺舱油进行了化验和检验，并与常规时间数据进行了比较，结果表明：1号污油舱T-551A的浮油乳化异常增高，造成了T-102的乳化异常；最后，通过对T-551A的分析，得出了影响T-551A的液位影响因素的结论，即：改变了螺杆式过滤器的回洗工艺，使T-551A的浮油干扰加剧，从而形成了不适合分离的乳化油。

通过对胡桃壳滤器的反冲洗工艺的恢复，油工艺舱内的油液质量得到了恢复，并清楚地表明，水工艺舱内的浮油层未被严重干扰，易于产生高乳化油，为后续的工艺调整提供了新的思路。

1.概况

浮采储油设备（FPSO）是一种集海洋石油、石油、石油、石油等为一体的综合设备；一种集发电、供热、控制和生活于一体的漂浮容器型生产体系。

渤海湾油田FPSO的处理工艺主要包括原油处理系统、水处理系统、伴生气系统、药剂系统、工艺仓系统等。KL10-1油田地处渤海地区，主要生产的原油是重油，采用了典型的自由水分离工艺；三个阶段分别进行了热化学脱水和电脱水；A平台上的流体通过节流捕集器进行气液分离；液相和 B型液相混合；在经过合格的油井换热器的加热后，再将其输送到石油中；将气、水三相分离，将油相加热送入热化学分离器，然后用高压电干法将其转化为合格的原油，再将合格的油与井液进行交换，再由泵进行增压。

通过灰盒模型计算，该装置的烟气利用率为25.07%，各装置的烟损率分别为：32.8%、0.2%、4.2%、54.2%、8.6%。结果表明：KL10-1工艺中，采用换热器作为主要烟耗装置，其中合格的油井流式换热器、热媒式换热器的烟损率分别为38.2%、68.1%、48.4%。KL10-1井中的热介质与井内的热交换温差比EP24-2低，从而提高了换热器的烟气利用率。KL10-1工艺由于采用了大量的集装箱装置和电气脱水（电力消耗设备），所以其分离装置的烟损率高达32.8%。同时，它的外输水泵具有很大的压力（1200kPa，EP24-2200kPa），它的设备功率大，相应的烟耗也比EP24-2高。另外，在A、B两个物流平台物流中，物流温度、压力、成分存在差异，在混合时会出现不可逆的烟损，其烟损率为4.2%。

油品工艺仓的关键是紧急排泄；油工艺仓由1个原油处理室T-101A、2个原油处理室T-101B、标准原油缓冲器T-102、T-103组成；污水工艺仓的作用是对污水的沉淀，主要由T-301A、T-301B、T-551B、T-551B和T-551B组成。合格的石油缓冲器T-102的主要功能是将合格的石油储藏在油田的主机中用于发电。T-102的合格原油是从T-101A和T-101B的顶部溢出的。T-102提供主机油的前提是，原油中的水分含量低于0.2%，一般情况下，水分含量在0.05%左右，超过0.2%的话，就会造成主机的故障，从而影响到整个油田的供电。

在对主机进行一次补油时，检测出原油的乳化程度为0.6%，随后的追踪也始终高于0.5%。为了确保设备的正常运行，必须对T-102标准原油的乳化异常上升进行及时处理。

2.工程实例分析

(1)T-101A高乳化油来源分析

T-101A的石油资源有4种；原油系统应急泄放，原油系统正常下舱，货油舱底转油，水处理舱浮油等。经过检查，近一年来，原油体系没有紧急排放和程序，采样和检验油制度，底层的合格油蒸馏率一直保持在1%以下，因此，高的乳化油可能是从水处理舱的浮油中产生的。油品体系中的水相会进入到水工艺舱沉淀并分离出的浮油，然后在T-551A级和从水系统中回收的油中经过处理，形成了一个水处理舱的浮油。

2018年9月26日至10月2日，浮油含油量为40%～50%，一般为20%；在11月22号，由于油品加工仓出现了不正常的乳化现象，并对其进行了加密检测，结果显示，T-551A的浮油乳化率由20%增至50%～70%，含油率为30%～40%，含水量由50%降到0～15%。根据以上分析，T-551A型浮油的乳化过程中出现了不正常的乳化改变，从而使T-101A的乳化程度提高。

(2)一级污油舱T-551A浮油乳化异常分析

在浮油乳化异常升高的过程中，油水系统的影响因素有两个：①BH-16X、BH-17Y的中试试验。为了提高原油系统的处理效率，减少乳化，提高原油的质量，油田技术服务公司对新型的破乳剂进行了试制，并对BH-16X、BH-17Y进行了中试。两个试验的流程都很平稳，下舱水的含油量在800～ 1200mg/L之间，没有任何异常，中试后又回到原来的BH-10X，所以这个因素是可以排除的。②向T-551A注入核桃壳过滤器的反冲洗水。

反洗水回箱工艺从进T-301A改为进T-551A，其原因如下：核桃壳过滤器反冲水量大，反冲次数高（1h后冲一次，1次倒灌25min，容积140m³/h)，反冲洗水进入T-301A，对一级水工艺舱的干扰大，影响下游生产水系统处理效果，T-301B出口水质水中含油处于300～400mg/L较高水平，为优化水系统处理效果，提升注水水质品质，提出反洗水回T-551A改造。通过对T-301A的逆洗水的冲击，使T-301B出水的含油量降至250-300mg/L，从而大大缓解了下游供水系统的压力。

经分析，进入T-551A后，对1号污油舱T-551A造成了强烈的扰动，使其难以沉淀和分离。因此，初步推测，T-551A的浮油乳化现象是由逆洗法工艺的改进引起的，因此建议将逆洗法重新切入T-301A，并对其进行分析。

3.原油乳化成因

(1)天然乳化剂导致原油形成稳定乳化油

在油田中，由于流体流动状况的变化，原油、水、蜡晶、机械杂质等在与原油、水、机械杂质等进行混合时，通过一定的能量补充而形成的。由于存在一种维持液体乳化的稳定力，所以乳化液相对稳定。

原油和地层水中都含有一定数量的天然表面活性剂，这些活性剂可以局部湿润微粒的外膜，从而促进微粒的稳定性。液体中的小颗粒可以通过增大颗粒周围的薄膜颗粒大小或者起到氧化剂的作用，并且束缚具有电荷的分散液体以稳定其乳化状态，从而得到相对稳定的原油乳化液。

(2)采油过程中原油乳化液的形成

在开采过程中，可以将油完全与水隔离，阻止油井中的液体被各种形式的搅动而不产生乳化液体。在某些油井中，很难将水完全隔离，而不能阻止搅动。埕岛油田电泵采出液流量大，最大流量为250mg/L，所有油井都使用油嘴节流，而且从井口流程到生产流程，到管道的厚度都有很大差别，流体通过分离器计量，平台增压泵增压，都会引起油水的乳化。为了降低油液的乳化，在油水分离前，要尽可能地减小由于离心泵、油嘴和控制阀造成的压差，并尽可能地减小在中央平台上流体的搅动。

(3)温度影响埕岛油田乳状液的流变性

另外，在稠油中，温度对乳状液的流变性有很大的影响。当温度上升时，乳剂分子之间的相互作用变弱，从而导致乳剂的粘度下降。结果表明：随着含水量的增加，乳化液的粘度降低，由于温度较低，颗粒布朗运动较慢，因此更有利于杂乱的卷曲分子在剪切方向上有秩序地分布。所以，在减少原油乳化过程中，最大限度地提高水的温度也是一个非常重要的手段。

(4)油井酸化解堵致使原油乳化严重

由于海洋作业平台等因素的限制，低产、低效井的出现，酸解堵成了当前解决低产、低效井的主要途径。由于近海生产流程的缩短，使得海上油田的原油脱水难度大，而在酸化过程中，由于酸化返排液的存在，使得脱水变得更为困难。影响油水乳化液稳定性的主要因素有三个方面：产出液的pH、酸化返排液中所含的粘土颗粒和助剂。

随着界面张力的降低，油水乳化液的稳定性也随之提高，从而使原油的脱水变得更加困难。在pH值区，pH值较低时，油水界面张力较低；pH值区，界面张力随pH值的增加而急剧下降。酸化工艺中使用的酸以缓蚀酸为主，酸化返排液的pH值较低，通常低于4，故在回排结束后，在返排液pH值为7后，才能进行回排。地层酸化作业液与地层矿物反应后，会生成大量的硫化氢氧化物，从而提高了原油的乳化性能。酸化返排液中所携带的粘土粒子，可以被水分和石油所浸润，而湿润后的粘土粒子可以在油水界面上形成一种稳定而牢固的界面薄膜，从而产生一定的电势。

酸化返排液中含有的表面活性物质可以在油水界面上进行吸附，从而影响到油、水的界面特性和吸附剂在界面上的分布，从而提高了乳化体系的稳定性，提高了乳化过程中的破乳率。埕岛油田使用最多的缓速酸中，添加了许多添加剂，以减慢酸液与地层反应速度，减少酸化时对地层造成的新损伤，从而提高酸化效果。大部分的酸性助剂都是表面活性剂，使酸性返排中的粘土颗粒亲油或亲水性稳定性得到提高。

4.解决方案

油气集输是海洋石油和天然气的重要组成部分，其中包括各种热量消耗；耗电、耗能高。目前，在海洋平台的设计中，常使用焓值分析方法来分析原油的能量消耗。焓分析法基于热力学第一定律，从“量”的观点分析了能量，但是却无法从源盖中得到“质”的评估。在石油价格不断下跌、开采费用不断上升的新形势环境下，对能源消耗进行优化，可以有效地提高能源利用效率，减少资源浪费，节能减排，降低生产成本。通过将热力学第一定律与第二定律相结合的烟气分析方法，将能源质量综合运用到系统能源消耗的分析中。通过对烟气分析法的研究，指出了能源合理利用的方向，使其在能源消耗分析中得到了广泛的应用。

通过分析，可以发现能源使用的不合理之处，解决能源使用中的能源质量不匹配问题，建议采取分级串联、分级使用的总能源系统，以确保能源的最大利用率；项新耀提出了一种准确可靠的烟气分析方法，通过深入的计算，对大庆油田的集输工艺进行了优化，使其烟气效率得到了极大的提升；通过对长清鲁宁线输油泵站及陆上油气集输系统的烟气试验，提出采用与原油能量等级相匹配的低温热流替代燃油或电加热原油，以改善系统烟气的利用率；利用黑、灰两种模式对储罐系统的烟气进行了分析，得出了降低储罐烟气损耗是提高储罐烟气利用率的重要措施；通过对大庆萨南油田两个中转站天然气集输系统的灰箱烟气进行了分析，并提出了相应的改进措施。

结果表明，原油加热炉、热水炉、外输加热炉是主要的烟耗装置。将核桃壳滤器反洗水流程切回至原有进入T-301A的流程，通过试验分析，判断是否为流程改变导致高乳化产生。

5.结论

流程切换后，通过2个月的恢复，T-551A舱内的浮油乳化含量、含油量、含水量都逐步恢复至2018年10月之前的正常水平。取样化验结果表明，油工艺舱T-101A、F-101B乳化也在逐步降低并恢复至正常水平，满足了T-102溢流补油要求。

反洗流程切换回T-301A，油工艺舱乳化问题得以解决，水系统处理效果恢复到之前水平，也能满足流程工艺要求，生产水水质处理结果能够达到注水水质标准，反洗水保持进入T-301A。