涠洲WZ11—1N油田乳化原油的形成机理及破乳剂评价

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

涠洲WZ11—1N油田乳化原油的形成机理及破乳剂评价

梁玉凯 颜明 陈霄 宋立志中海石油（中国）有限公司湛江分公司

取涠洲11—1N油田A2井原油，根据油田实际生产情况评价各因素对乳化原油稳定性的影响。由硫酸钡配置的稳定乳化原油，在添加各浓度破乳剂搅拌后均立即出现了油水分层，且随着静置的时间增加，实现了大于90%的脱水率。根据破乳剂性能评价与优选结果，推荐采用浓度为1.5%的SA—5对A2井乳化原油进行破乳处理。由于A2井原油中天然乳化剂含量较低，温度、含水率的变化都不易导致A2井原油形成稳定乳化原油；碱性条件会显著增加A2井乳化原油稳定性。油井在进行碱性条件的井下作业时，必须考虑乳化原油防破乳问题。高岭石、硫酸钡结垢等固相微粒的存在会明显增加A2井乳化原油稳定性。

乳化原油；稳定性；固相微粒；阴离子型表面活性剂；破乳

油井见水后，在各种外界因素影响下井筒及集输管线会形成乳化原油，这将增加原油输送过程中的能耗，引起管道腐蚀结垢并影响二次加工原料及产品质量。为此，弄清各因素对乳化原油稳定性影响，明确目标井乳化原油形成机理，并提出有针对性的破乳处理技术具有重要意义。本文取涠洲11—1N油田A2井原油，根据油田实际生产情况评价各因素对乳化原油稳定性的影响。

1 原油乳化过程

原油乳化过程受表面力的控制，形成乳化液滴所需的自由能，可由如下表达式描述

式中ΔA为增加的内表面积；γ12为两相间的界面张力；ΔS为形成大量分散液滴所造成熵值的变化。

通常情况下ΔAγ12≫TΔS，所以乳状液的形成需要外界能量的供给，并不会自发形成。井筒内油水剧烈的搅拌，能提供两相流体充分混合的场所及形成乳状液所必须的能量。储层微粒运移、结垢所形成的固体微粒，作业过程中入井流体引入的外源乳化剂、流体pH值的改变等，均会对ΔAγ12造成影响，这将导致井筒内形成稳定乳化原油的趋势加大。需根据油井生产过程中的实际情况，评价各因素对乳化原油稳定性的影响，明确其形成稳定乳化原油机理，并有针对性地对破乳剂进行评价与优化。

2 实验材料及方案

2.1实验材料

涠洲11—1N油田A2井脱水原油；根据A2井采出水离子分析，采用化学分析纯药品配制的模拟采出水；HCl和NaOH配制的不同pH值采出水；参照SY5408—91标准制备粒径小于2μm的高岭石微粒；化学分析纯BaCl2和Na2SO4配制的硫酸钡晶体；破乳剂SA—5。

2.2实验方案

（1）乳化原油稳定性影响因素评价。评价了单因素对乳化原油稳定性的影响。根据A2井实际井况，实验采用温度90℃，含水率25%，水相pH为7，不添加高岭石、硫酸钡，其中单因素变量设计如下：①温度为50、70和90℃；②含水率为10%、15%、20%、30%、50%；③水相pH值为5、7、9；④高岭石添加质量含量为0.05%、0.1%；⑤硫酸钡添加量为0.05%、0.1%、0.2%。前人研究均已验证，剪切速率和搅拌时间的增加均会增加乳化原油稳定性，所以在本实验中原油乳化过程采用定剪切速率3000r/min，搅拌15min。搅拌完成后，置于对应温度的恒温水浴锅中，每隔一定时间观察并记录乳化原油脱水情况。

（2）破乳剂评价与优选。根据乳化原油稳定性影响因素评价结果，在井口温度（50℃）下，以3000r/min速度搅拌15min，配置含水20%的稳定乳化原油，并添加不同浓度（0.5%、1%、1.5%、2%）的破乳剂SA—5，参照SY/T5281—2000标准，进行人工震荡200次，排气，再至于50℃恒温水浴中，观察记录5、15、30、60min的脱水情况。

3 实验结果与分析

3.1乳化原油稳定性影响因素评价实验

（1）温度对原油稳定性的影响。实验结果表明，温度变化对A2井的原油乳化稳定性影响较小。配制的乳化原油均在5～8min内完全油水分离，且温度越低，乳化液体系稳定性越好。这是由于较低的温度，降低了油相中天然乳化剂的溶解度，增加了其在界面处的浓度，导致界面膜强度增加，水滴聚并阻力增加；且增加了分子间的内聚力，分散水滴的热运动减弱，乳状液体系稳定性增加；增加了油相黏度，降低了油水相的密度差，不利于水滴的聚并。

（2）含水率对原油稳定性的影响。实验结果表明，随着含水率的增加，乳化原油完全油水分离所需时间增加，但在不同含水率下，5min内均出现了乳化原油脱水。通常认为，随着含水率的上升，液滴总表面积的增加，导致界面处单位面积的天然乳化剂浓度下降，油水乳化液的稳定性将下降。由于实验所取A2井原油低含沥青质，天然乳化剂含量较少，所以在各含水率下，配置出的乳化原油稳定性都较差；且由于含水量的增加，导致含水量较高的乳化原油完全脱水所需时间较长。

（3）pH值对原油乳化稳定性的影响。实验结果表明，水相pH值变化对乳化原油稳定性影响明显，在弱酸性（pH=5）条件下10min之后开始脱水，1h后完全实现油水分离；在弱碱性（pH=9）条件下45min后才开始脱水，且5h后脱水量仅为初始含水量的一半。水相pH值将会影响油水界面处天然乳化剂的分布，较低pH值情况下，原油中沥青质将会与酸在油水界面处反应，生成的产物将降低油水界面张力，有利于乳化原油的形成[1]；较高pH值条件下，原油中的酸性组分与碱生成的脂肪酸皂极具界面活性，其将降低油水界面张力，有利于乳化原油的形成。

（4）固体微粒对原油乳化影响。实验结果表明，加入的少量固体微粒对乳化原油体系起到极强的稳定作用。加入高岭石（0.05%）的乳化原油在18min后开始脱水，在1h后完全实现油水分离；加入硫酸钡（0.05%）的乳化原油8h后才开始脱水，15h后完全实现油水分离。这是由于固体颗粒在液珠表面形成吸附层，以及分散在液珠之间阻碍水滴聚并，增加了乳化液体系的稳定性。但在含水率一定的情况下，随着固体微粒添加量的增加，重力对微粒的影响将愈发显著，微粒的聚集沉降将导致乳化液体系的稳定性下降。

3.2破乳剂破乳效果评价实验

针对WZ11—1N油田A2井乳化原油为固相微粒影响所形成，提出采用阴离子型表面活性剂SA—5对其进行破乳。SA—5疏水链缔合吸附于颗粒的亲油表面，利用其亲水基团提高颗粒亲水性，使颗粒表面变为水湿性表面，从而降低颗粒对油包水乳状液的稳定性，最终实现乳化原油破乳。由硫酸钡配置的稳定乳化原油，在添加各浓度破乳剂搅拌后均立即出现了油水分层，且随着静置的时间增加，实现了大于90%的脱水率，如图1所示。根据破乳剂性能评价与优选结果，推荐采用浓度为1.5%的SA—5对A2井乳化原油进行破乳处理。

图1 破乳剂SA—5破乳性能评价与优选

4 结论及建议

（1）由于A2井原油中天然乳化剂含量较低，温度、含水率的变化都不易导致A2井原油形成稳定乳化原油。

（2）碱性条件会显著增加A2井乳化原油稳定性。油井在进行碱性条件的井下作业时，必须考虑乳化原油防破乳问题。

（3）高岭石、硫酸钡结垢等固相微粒的存在会明显增加A2井乳化原油稳定性。油井生产过程中需对生产制度严格控制，保持合理的生产压差，避免近井地带发生微粒运移，并对油井进行除防垢处理。

（4）针对目前A2井由固相微粒影响所形成的稳定乳化原油，推荐采用浓度1.5%的SA—5阴离子型表面活性剂进行破乳处理。

[1]冯涛，宋军，王宝辉．低温下原油/水的乳化形貌与微观结构研究[J]．油气田地面工程，2006，25（11）：10-11.

18980864518、liangyk1@cnooc.com.cn

（栏目主持杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.2.002

梁玉凯：工程师，2009年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，获硕士学位，现在中海石油（中国）有限公司湛江分公司从事采油工艺研究工作。