聚驱原油采出液脱水低温破乳剂的开发与实践

付丽霞 付亚荣 马永忠 窦勤光 高博翔 付 森

1.中国石油华北油田分公司 2.中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司

聚驱原油采出液脱水低温破乳剂的开发与实践

付丽霞1付亚荣1马永忠1窦勤光1高博翔2付 森2

1.中国石油华北油田分公司 2.中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司

针对聚合物驱后油井采出液中含有的聚合物导致联合站脱水和污水处理困难的问题，分析了国内各油田聚驱采出液脱水破乳剂的现状，依据原油乳状液凝胶的结构裂降和结构恢复行为对其触变性影响的原理，采用多乙烯多胺、松香胺、有机醛、胺、苯酚等的反应物为起始剂的聚醚类破乳剂按一定比例复配后，再引入微量的烷基酰胺丙基甜菜碱、氯化亚铁、维生素C、氟碳表面活性剂 FN-3，得到聚驱原油采出液脱水低温破乳剂，利用电中和机理，实现了聚驱原油采出液低温破乳脱水。现场药剂质量浓度在50～70 mg/L、脱水温度40～43 ℃的条件下，原油脱水后含水率小于 0.2%，污水含油质量浓度小于 50 mg/L。

聚驱 原油采出液 低温破乳剂 脱水

聚合物驱油是国内外提高剩余油采收率应用较多的技术，但随着聚驱的深入，油井采出液中聚合物含量增多，致使地面脱水和污水处理的难度加大[1]。缪云展等[2]认为，影响聚驱原油乳状液稳定性的根本是聚丙烯酰胺溶液自身的黏度；唐果等[3]研究的阳离子型聚丙烯酰胺对聚驱采出液协同破乳的作用表明，阳离子聚丙烯酰胺的阳离子度和黏均相对分子质量越大, 协同破乳效果越好；檀国荣等[5]用非离子聚醚与阳离子反相破乳剂复配解决了渤海聚合物驱油后采出液脱水问题；西安石油大学吴亚[4]应用低聚季胺盐与破乳剂AE-932复配，解决了南阳油田聚驱采出液脱水困难及水质浑黄等问题；商永滨等[6]筛选出磺酸盐型水溶性破乳剂复配后，满足了长庆油田北三区聚表二元驱采出液脱水需要；付亚荣等[7]发明的稠油油藏聚驱后采出液脱水用破乳剂，聚驱后采出液脱水后原油含水小于0.2%，污水含油量小于50 mg/L。但是，这些聚驱采出液脱水破乳剂的破乳温度为50～65 ℃，造成大量能源浪费；随后，江延明、孙广宇等[8-9]从原油乳状液凝胶的结构裂降和结构恢复行为探讨了含水率对其触变性的影响，为聚驱原油实现低温破乳脱水的实现提供了理论依据。本文将多乙烯多胺、松香胺、有机醛、胺、苯酚等的反应物为起始剂的聚醚类破乳剂按一定比例复配后，引入微量的烷基酰胺丙基甜菜碱、氯化亚铁、维生素 C、氟碳表面活性剂 FN-3产生“协同共轭”效应，发明了聚驱原油采出液脱水低温破乳剂及其制备方法[10]；冀中南部油田聚驱采出液在40～43 ℃时，聚驱原油采出液脱水低温破乳剂质量浓度为50～70 mg/L时，原油脱水后含水率小于0.2%，污水含油质量浓度小于 50 mg/L。

1 低温破乳剂基本配方

聚驱原油采出液脱水低温破乳剂，其组成(质量分数)为：破乳剂 SAP1187 15.0%～25%；破乳剂PFA311 17%～25%；破乳剂101 12%～16%；烷基酰胺丙基甜菜碱0.04%～0.1%；氯化亚铁0.05%～0.08%；维生素C 0.06%～0.09%；氟碳表面活性剂FN-3 0.08%～0.15%；其余为水。各组分质量分数之和为100%。其生产方法为：①将破乳剂 SAP1187、破乳剂 PFA311、破乳剂 101 按比例加入搪瓷反应釜，缓慢升温到55～65 ℃；②在不断搅拌下先加入水总量的5%，继续搅拌30 min后，再依次按比例加入烷基酰胺丙基甜菜碱、维生素C，边加边搅拌；③依次按比例加入氟碳表面活性剂 FN-3、氯化亚铁搅拌30 min；④加入余下的水，搅拌3 min后停止加热，边冷却边搅拌，冷却至常温，得到聚驱原油采出液脱水低温破乳剂。

2 低温破乳剂筛选及最佳加药量

2.1 低温破乳剂评价标准[11-12]

依据GB/T 8929-2006《原油水含量测定法 蒸馏法》测定原油含水量；依据SY/T 5281-2009《原油破乳剂使用性能检测法 瓶试法》评价破乳剂；依据SY/T 0530-1993《油田污水中含油量测定方法 分光光度法》测定污水油含量。

2.2 低温破乳剂配方初选

冀中南部某油田聚合物驱油后，油井采出液中聚合物质量浓度最高达714 mg/L，平均约359 mg/L。实验采用聚驱采出液混合原油，含水55%，以低温破乳剂的基本配方为依据，改变不同原料的配比，组成15种不同低温破乳剂，在质量浓度100 mg/L，试验温度40 ℃条件下，得到5种脱水快或水质清的破乳剂配方(见表1)。

表1 5种脱水快或水质清破乳剂组分 Table1 Emulsionbreakingagentscomponentsoffivekindsoffastdehydrationorwaterqualitycleaning w/% 破乳剂编号破乳剂SAP1187破乳剂PFA311破乳剂101烷基酰胺丙基甜菜碱氯化亚铁维生素C氟碳表面活性剂FN-3水备注1#1625120.050.050.060.0946.75脱水快、水质混浊、界面齐2#1922130.060.050.060.1045.73脱水较快、水质清、界面齐3#2021140.070.060.070.1144.69脱水快、水质混浊、界面齐4#2319150.090.070.080.1342.63脱水较快、水质清、界面齐5#2517160.10.080.090.1541.58脱水快、水质较清、界面齐

2.3 低温破乳剂的复配

将2.2中筛选出的脱水快、水质较清的5#破乳剂分别与脱水较快、水质清的2#、4#破乳剂按吴宏鑫院士[13]提出的黄金分割控制方法进行复配[14]，保证在过渡过程阶段参数未收敛情况下系统稳定。复配后在破乳剂质量浓度100 mg/L，试验温度40 ℃条件下，进行聚驱采出液脱水试验，试验结果见表2。

表2 复配破乳剂在40℃、加量100mg/L时的脱水效果(原油含水率55%)Table2 Dewateringeffectofcompoundemulsionbreakingagentat40℃anddosageof100mg/L(watercontentofcrudeoilof55%)复配类型不同沉降时间(min)的脱水率/%1530609090min脱出水的油质量浓度/(mg·L-1)油水界面水质状况2#L1+5#L287.290.192.793.6104.5齐清2#L2+5#L190.493.695.495.845.3齐清4#L1+5#L289.191.995.796.340.8齐清4#L2+5#L184.489.391.692.887.5齐清 注:黄金分割“中外”比中L1=0.618,L2=0.382。

从表2可看出，2#L2+5#L1与4#L1+5#L2的黄金分割“中外”比组合效果显著。复配能更好地发挥不同类型破乳剂“协同”诱导脱水作用[15]，体系中带正电的氯化亚铁中和油滴表面负电荷，与维生素C配合提高缩小Stern层的能力，降低Zeta电位，作为互溶剂的氟碳表面活性剂将非离子表面活性剂、两性表面活性剂“融合”协同，表现出对聚驱采出液显著的破乳脱水效果。

2.4 低温破乳剂的最佳用量

在不同投药浓度下，2#L2+5#L1与4#L1+5#L2复配组合的脱水效果见表3。

从表3可看出，2#L2+5#L1与4#L1+5#L2复配破乳剂的最佳质量浓度均为80 mg/L。40 ℃下，对冀中南部某油田聚驱采出液原油60 min 的脱水率在95 %以上，脱出水的油质量浓度均小于50 mg/L。脱出水水质清, 油水界面齐。加药质量浓度在50 mg/L时的脱水效果与加药质量浓度在80 mg/L时相差不大，考察现场生产成本，推荐现场使用质量浓度为50～80 mg/L。

表3 在40℃、复配破乳剂不同用量时的脱水效果(原油含水率55%)Table3 Dehydrationeffectofcompoundemulsionbreakingagentsat40℃anddifferentdosages(watercontentofcrudeoilof55%)破乳剂型号ρ(药剂)/(mg·L-1)不同沉降时间(min)的脱水率/%1530609060min脱出水的油质量浓度/(mg·L-1)油水界面水质状况2#L2+5#L13067.173.073.974.3110.4齐清5089.493.194.294.946.1齐清8091.293.494.795.344.7齐清10090.493.695.495.845.3齐清4#L1+5#L23070.671.471.772.880.5齐清5088.490.894.695.744.9齐清8090.391.795.496.140.2齐清10089.191.995.796.340.8齐清

3 现场应用

根据室内筛选结果，选择4#L1+5#L2复配破乳剂对冀中南部某油田聚驱原油采出液进行现场脱水，在质量浓度为50～70 mg/L，脱水温度为40～43 ℃的条件下，原油脱水后含水率小于 0.2%，污水含油质量浓度小于 50 mg/L；同时，改变聚驱原油采出液低温破乳剂的基础配方，进行复配实验后，在冀中南部多个聚驱油田原油采出液脱水工艺中取得了成功的应用。

4 结 论

(1) 在不同起始剂的聚醚类破乳剂中，引入带正电荷的无机盐，在维生素C、氟碳表面活性剂的“协同共轭”效应下，依靠电中和机理，可以实现聚驱原油采出液低温破乳脱水。

(2) 采用单剂初选、黄金分割复配、最佳投药量的选择，筛选聚驱原油采出液低温脱水破乳剂，方法简单，是解决聚驱原油采出液脱水困难，改善水质的有效途径。

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Development and application of low temperature demulsifying agent for dehydration of crude oil produced liquid by polymer flooding

Fu Lixia1， Fu Yarong1， Ma Yongzhong1， Dou Qinguang1， Gao Boxiang2， Fu Sen2

1.HuabeiOilfieldCompany，CNPC,Renqiu，Hebei,China2.BeijingBranchofEngineeringDesignCo.,Ltd.,CNPC，Beijing,China

When the oil well is produced by polymer flooding, it contains polymer, which lead to difficulties in crude oil dehydration and sewage disposal. Present situation of dehydration and emulsion breaking of polymer flooding produced liquid was analyzed，then based on the effect of structural cracking and structural recovery behavior of crude oil emulsion gels on its thixotropy, polyether type emulsion breaking agent produced by using the reaction product of poly ethylene polyamine, rosin amine, organic aldehyde, amine, phenol as initiator, was formulated according to a certain proportion，then by introducing micro alkyl amide betaine，ferrous chloride, vitamin C, fluorocarbon surfactant FN-3，the low temperature demulsifying agent for dehydration of polymer flooding crude oil produced liquid was finally obtained. By using the electric neutralization mechanism，the low temperature demulsifying and dehydration were implemented for crude oil produced liquid by polymer flooding. In the field , the dosage was 50-70 mg/L, dehydration temperature was 40-43 ℃，the water content of crude oil was less than 0.2% after dehydration and the oil content of sewage was less than 50 mg/L.

polymer flooding，crude oil production，low temperature demulsifying agent，dehydration

付丽霞(1973-)，女，河北行唐人，高级工程师，主要从事油气田开发技术研究与应用工作。E-mail:cyy_fulx@petrochina.com.cn

TE39

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.01.013

2016-06-06；编辑：冯学军

中国发明专利：聚驱原油采出液脱水低温破乳剂及其制备方法(200910085745.1);2015年获北京市发明创新大赛金奖。