表面活性剂体系改善高含蜡稠油破乳脱水效果

梁金禄，焦淑菲，方丽萍，尹艳镇，钟莹莹

（钦州学院，广西 钦州 535000）

常规原油剩余储量的减少，迫使各国加快开发稠油资源；但在稠油开采中遇到降凝、降粘、破乳脱水、外输等难度加大的技术难题，尤其是各种工艺技术之间的相互作用和影响，解决好稠油破乳脱水难题是其中关键一环。研究和技术人员经过大量努力，攻克了非洲某高含蜡稠油开采后经过降凝、降粘处理后的破乳脱水难题，对中国石油公司今后在此地油田开发事业的二期、三期及长远发展壮大具有重要的战略意义。

1 原油及采出液特征

非洲某油田现处于开发初期，采出液综合含水率约为3.5%，该区块稠油的突出特点是采出水矿化度高，原油含蜡量高，凝固点高，粘度高（表1、表2），某些单井的原油含蜡量高达62%，容易析蜡或因粘度过高造成井筒蜡堵，给油井管理带来较大难题。即使在全年平均地表温度29℃下，原油的粘度也高达1000mPa·s（图1），甚至会造成采出液集输的管道故障。现场通过添加适当降凝剂和降粘剂来减缓问题，但却增加了后续对采出液破乳脱水的难度，使用国内常见破乳剂无法达到原油合格外输标准，且脱出污水的含油率也不达标。此外，该区块采出水矿化度较高，在一定程度上，对破乳剂作用的发挥也造成影响。

表1 该稠油区块部分特征参数

表2 该区块稠油部分物性特征（常温25℃下）

图1 该区块稠油粘温曲线（测试仪器Brookfield 流变仪）

2 表面活性剂体系的室内研制

2.1 实验方法

2.1.1 降凝降粘稠油采出液体系配制

采出液直接取自进联合站后破乳剂加药点之前，及时送达实验室进行破乳脱水实验，实验用样前摇匀，以便具有代表性，使得实验状况尽量跟现场状况一致，减少实际现场应用中与实验结果的差异。

2.1.2 降凝降粘稠油采出液体系化学破乳实验

室内筛选不同配方破乳剂对上述2.1.1 的体系进行破乳脱水实验，并使用瓶试法和稳定性分析法进行效果分析评价。

（a）按照国标SY/T 5281-2000《原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）》的方法和步骤，评价筛选出脱水速度和脱水率较好的配方。

（b）稳定性分析法。使用法国Formulaction 公司的稳定性分析仪Turbiscan®LAB Expert 对破乳剂的破乳效果进行测试分析；其主要测试原理依据是米氏理论和多重光散射原理，通过对乳状液体系进行扫描分析（图2），定量得出乳状液体系脱水速度、脱水量及定性分析脱出水含油率[1-4]。

图2 Turbiscan 测试原理示意图

2.1.3 破乳效果的含水率和含油率评价

（a）使用瑞士梅特勒-托利多（METTLER TOLEDO）公司的卡尔费休水分滴定仪，测定稠油乳状液破乳后的净化油含水率。（b）使用紫外分光光度计测定稠油乳状液破乳后的脱出污水含油率。

2.2 实验结果分析与讨论

2.2.1 瓶试法结果与讨论

图3 不同破乳剂的破乳脱水效果对比

（1）选出效果较优的破乳剂。经过对目前各油田现场常用的稠油破乳剂及其适用性进行分析比较，选出效果较好的几种（AP221、M-501、AE9901、TA1031、SP169、SAE、AR101 等），加上自制破乳剂产品DH，进行室内初选实验；结果发现只有DH 和AR101 破乳剂效果尤为突出显著（图3）；DH 脱水量虽然比AR101 少一些，但是其脱出水较清澈，虽然TA1031 脱出水也清澈，但是脱水率太小，不到80%。因此，经过综合考虑后，选取DH、AR101 和TA1031 进行下一步的复配，以便得到优异配方，提高整体破乳脱水效果。

发现，这2种破乳剂均具有相同的烷基酚聚醚部分，使得破乳剂的亲水能力大为增强，溶解和扩散加快，迅速达到油-水界面，通过吸附和电中和作用，亲油基团快速与稠油颗粒结合，取代油-水界面膜上的原油乳化剂成分，破坏原界面膜的结构，并促使界面膜破裂，达到破乳脱水的良好效果。而DH破乳剂高分子具有高分支结构，可形成微网络，并容纳脱出的石蜡微晶，阻止其相互聚集变大，从而阻止了油相的粘度和凝固点的升高，因此，破乳脱水过程较快[5-6]。

（2）选出合适的破乳剂用量。经过大量实验，选用DH、AR101 和TA1031 进行多次复配，得出效果优异的破乳剂体系DH-fp，并对其进行一系列浓度优化实验，发现其用量达到50 mg·L-1后，在55℃下脱水3h 后，即可使原油采出液体系脱水率超过95%（图4）；而当该破乳剂用量低到40 mg·L-1时，浓度太低，没有足量的破乳剂分子充分布满油-水界面膜，就不能完全挤兑乳化剂以及刺穿油-水界面膜，脱水率太低；但是，当用量高于60 mg·L-1后，由于边际效应，该浓度已经接近临界胶束浓度cmc，会使得多余密集的破乳剂相互之间聚集成胶束，无法更好地破坏油水界面膜，反而不利于进一步提高脱水率；因此，合理的破乳剂用量为50mg·L-1。

图4 DH-fp 在不同使用浓度和脱水温度下的脱水率（脱水3h 后）

(3)选出合适的脱水温度。考虑到原油的析蜡点在43℃左右，初镏点在68℃，因此破乳温度较为合适的范围为45～60℃。确定破乳剂的最佳用量后，再进行大量实验确定合理的破乳温度，既要满足取得较高脱水效果，又要达到节能降耗效果。实验发现破乳温度从55℃降低到50℃后，脱水率降低显著，从96%降低77%（图4）；虽然破乳温度从55℃提高到60℃，但脱水率仅从96%提高到97%，显然能耗增加很多，得不偿失。分析认为，过低的脱水温度，破乳剂分子活动较慢，渗透和破坏油-水界面膜的作用较弱，脱水效果差；过高的脱水温度，反而容易导致破乳剂分子遭到破坏，甚至反相，达不到脱水目的。因此，确定破乳脱水温度控制在55℃较为合理。

2.2.2 稳定性分析法结果与讨论

使用仪器附带软件Turbisoft Lab EXPERT 1.23，对测试得到的透射光与背散射光随时间及高度变化的曲线进行软件处理，可计算出粒子的移动速率，能快速分析乳状液体系的破乳脱水、分相等现象，定量分析出脱水速率，并给出样品的分散稳定性参数，比较方便地连续监测分散体系的稳定性。

从图5 可以看到，随着脱水时间的延长，脱出水层的厚度在纵向上逐渐增加，在曲线上反映出来是曲线在向右侧移动，表明脱出水与油层的分界面的高度在逐渐上升；从透射光强比的增加，判断出水质也在逐渐变清澈。而且，前期脱水较快，脱水率增加明显，因为大颗粒较容易发生破乳脱水，脱水量较大；后期以水色变清澈为主，主要是小颗粒逐渐被絮凝、聚并，污水中的含油率越来越低。

对一系列不同破乳条件下的破乳体系进行稳定性测试和分析，结果见表3。当脱水率较低时（小于80%），会有1%～2%的差异，而脱水率高于86%以后，稳定性分析法得到的脱水率测试结果与瓶试法的基本一致。

图5 原油乳状液体系稳定性分析测试曲线

表3 瓶试法与稳定性分析法的脱水率结果对比

2.2.3 净化油含水率分析

使用卡尔费休水分滴定仪，对不同破乳条件下的净化油的含水率进行测试分析。从实验结果来看，在55℃下脱水3h 后，破乳剂DH-fp 的用量达到50 mg·L-1以上，净化油中含水率即可小于0.5%（图4），达到国家脱水后原油外输标准。

图4 不同DH-fp 用量条件下的净化油中含水率（55℃下脱水3h）

2.2.4 脱出污水含油率分析

用紫外分光光度计对脱出污水的含油量进行测试分析。实验结果发现，低温时（小于50℃下脱水）脱出污水的含油率较高（高于500mg·L-1）；而温度升高到55℃下脱水，在破乳剂用量达到50mg·L-1时，脱出污水的含油率可以降低到200mg·L-1；后续只要加少量浓度（约20×10-6）的絮凝清水剂，就可以降低污水含油率，满足低于50mg·L-1的外排要求。

3 现场应用效果

该油田区块原油采出液集输到联合站采用密闭脱水工艺流程，经过三合一卧式罐进行一段热-化学脱水后，进入3万m3的沉降罐进行热-化学-重力沉降，实现油水最终有效分离，合格原油外输，脱出污水经过处理后外排。

表5 不同加药量下现场脱水效果

经过投产后约7d 的现场加药调试磨合，在采出液综合含水率为5%范围内（投产初期），加热炉脱水温度控制在55℃之上，使用DH-fp 破乳剂，当破乳剂用量较少（40mg·L-1）时，达不到破乳脱水合格标准（表5）；经现场应用证实，保持破乳剂添加量50mg·L-1，沉降罐出口原油均符合外输标准，底端污水出口的污水含油量为420 mg·L-1，经过后续添加少量絮凝清水剂（约30×10-6）处理后，即可以达到低于50mg·L-1的污水外排标准。总体上来看，现场应用效果与实验室的效果差别极少，主要是实验样品处理得当，虽然现场脱出污水含油率比实验的高，这可能是采出液夹带有其它微小悬浮颗粒和其它难溶成分导致的。

4 结语

针对含蜡量高达60%、析蜡点高达43℃的稠油开发，需要添加适当降凝降粘剂以改善原油采出液流动性，但对其采用已有的常用化学破乳剂脱水效果欠佳，经过我们大量的室内实验和研究，用自制破乳剂DH，加上筛选和复配，得出适用于此类原油采出液的高效化学破乳剂DH-fp，并且在现场中应用热-化学脱水也取得优异效果。添加较少用量的DH-fp（50mg·L-1），在55℃下脱水3h，达到97.5%的脱水率，且净化油含水率达到低于0.5%的外输标准，且脱出污水含油率较低（420 mg·L-1），再经后续清水剂作用，污水达到外排标准，整体取得较优的综合效果。实验过程中除了使用常规的瓶试法进行破乳脱水效果评价之外，还采用了先进的自动化检测方法——稳定性分析法来进行效果评价，结果发现其与瓶试法结果大体一致，却大大节约了工作时间，提高评价效率，减少瓶试法评价的人为误差，预计该法今后可能会取代繁琐复杂、费时费力的瓶试法。

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