一种高效破乳剂在南海某高含水油田的应用

李湘山，董日新，曾 喆，郭海军

（中海油（天津）油田化工有限公司，天津 300452）

随着开发程度的提高，南海很多油田已经进入了开发生产的中后期，采出液的含水率高达90%以上，而海上平台空间有限，生产分离器等油水处理设备体积小，因此，为实现生产污水的达标排放，对破乳剂、清水剂性能提出了更高的要求[1-3]。

南海某高含水油田已投产20多年，现有生产井近30口，日产原油8 000桶，日产水110 000桶，综合含水率达93.2%。面对生产水处理系统负荷大、处理时间短问题[4]，该油田通过加注国外公司的破乳剂PT和清水剂FT，基本实现了达标处理。但清水剂FT具有较强的絮凝上浮作用，能够同时吸附污水中油滴和杂质（如油泥、黏土等），形成黏度较大的悬浮物，长期使用容易导致生产分离器的波纹板以及水力旋流器堵塞[5-8]，该油田通过定期对生产分离器和水力旋流器进行反冲洗，以及停产大修期间通过热水+甲板清洗剂来有效清除生产分离器波纹板和水力旋流器上的污物，基本保障了油田的平稳生产。

该油田的原油蜡含量19.1%、胶质含量30.9%、沥青质含量1.6%，密度0.865 6 g/cm3，属于中轻质原油。生产分离器温度高于90°C，原油脱水相对容易，但由于生产分离器停留时间短，污水处理难度大，破乳剂、清水剂用量大，加上进口化学药剂单价高，化学药剂成本高。2014年油价进入寒冬，降本增效成为各油田的工作重点，为此，该油田试用了国产清水剂BHQ-206，该清水剂瓶试效果明显优于FT，成本优势也非常明显，现场试验初期清水效果非常好，但由于絮凝作用过强，导致生产分离器因波纹板严重堵塞发生生产关断，导致优化失败。

因此，本研究的主要目的就是通过开发出一种高效破乳剂，兼具破乳和清水功能，避免清水剂絮凝作用强导致堵塞的副作用，同时实现降本增效。

1 试验部分

1.1 破乳剂主剂选择

烷基酚醛树脂型破乳剂具有脱水速度快，水色清、油水界面清洗等特点[9]，故选择该类型不同相对分子质量的烷基酚醛树脂型破乳剂作为主剂，编号为AR-1至AR-5。

原油破乳剂评价一般参照行业标准《SY/T 5281-2000原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）》[10]。该方法中原油乳状液配制十分关键，南海高含水油田一般直接取油田新鲜油水样，分离掉部分自由水后配制成25%、30%、35%、40%、45%、50%含水率乳状液，高于反相点[11]含水率的乳状液脱水速率太快，很难区分破乳剂破乳能力。破乳剂主剂选择主要标准就是脱水效果，结合该油田生产特点，选择5口低含水单井混合油水样（含水率13%）开展破乳剂主剂评价工作。

从表1可以看出，AR-2在脱水速率和终脱水率方面均优于在用破乳剂PT，1 min和2 min时PT比AR-2高0.5 mL和0.2 mL主要是读数时间差导致AR-2脱水时间少于PT所致，4 min时AR-2比PT多脱出水1.8 mL则说服力十足，因为AR-2脱水时间更短同时脱出水量更大。因此选择综合脱水效果最佳AR-2作为破乳剂主剂。

表1 不同烷基酚醛树脂基聚醚破乳剂性能评价Tab.1 The demulsification capability evaluation of different alkyl phenolic resin based polyether demulsifier

图1 表1中不同烷基酚醛树脂基聚醚破乳剂性能评价Fig.1 The demulsification capability evaluation of different alkyl phenolic resin based polyether demulsifier in Tab.1

图1中脱出水十分干净，污水含油一般＜40 mg/L，但脱水时间达60 min，对于高含水油田来说，油相停留时间一般在30 min～60 min，水相停留时间一般较短，一般为10 min～20 min，因此图1中脱出水水质只能作为参考。

1.2 破乳剂清水组分选择

破乳剂清水组分的选择需要综合考察脱水和清水效果，结合该油田生产特点，选择生产管汇混合油水样（含水率93%），分离掉部分自由水，用得到含水率在45%的油水样开展破乳剂清水组分评价工作。清水组分选择在用清水效果较好的样品，编号为QS-1至QS-4，与破乳剂主剂比例为1:3。

从表2可以看出，与破乳剂主剂AR-2相比，AR-2+QS-4（3:1）组合在脱水速率和终脱水率方面基本相当；与在用破乳剂PT+清水剂FT组合相比，AR-2+QS-4（3:1）组合在脱水速率和终脱水率方面相当或稍优。

从图2可以看出，AR-2+QS-2（3:1）、AR-2+QS-3（3:1）、AR-2+QS-4（3:1）组合脱出水水质清澈，均明显优于破乳剂主剂AR-2，稍优于在用破乳剂PT+清水剂FT组合。

综合脱水和清水效果，确定高效破乳剂为AR-2+QS-4组合。

1.3 破乳剂P-33效果验证

通过进一步微调优化破乳剂主剂AR-2和清水组分QS-4的配比，确定了高效破乳剂P-33配方。取生产管汇混合油水样（含水率约93%），开展了高效破乳剂P-33效果验证。

从表3和图3可以看出，高效破乳剂P-33破乳脱水效果与在用破乳剂清水剂组合PT+FT相当；脱出水水质清澈，均明显优于破乳剂主剂AR-2，稍优于在用破乳剂PT+清水剂FT组合。与防垢剂、缓蚀剂配伍性良好。

2 现场应用

为解决现场问题，考察药剂效果，破乳剂P-33在该高含水油田现场进行了现场试验，试验期间，破乳剂清水剂加注浓度、外输原油含水、外排污水含油变化情况（见图 4）。

表2 AR-2与不同清水组分复配后性能评价Tab.2 The demulsification capability evaluation of compounds of AR-2 and different water-clearing component

图2 表2中AR-2与不同清水组分复配后性能评价效果图Fig.2 The demulsification capability evaluation of compounds of AR-2 and different water-clearing component in Tab.2

12月1日至12月9日在用破乳剂PT（浓度80mg/L，基于产油，用量 100 L/d）、清水剂FT（5 mg/L，基于产水，用量90 L/d）。从图4中可以看出，12月10日破乳剂P-33切入并稳定加注后，在75 mg/L（95 L/d）浓度下，外排水中含油均值从14 mg/L降低到了12 mg/L，外输原油含水均值稳定在0.4%左右。这表明，破乳剂P-33的综合性能优于在用破乳剂PT+清水剂FT组合，药剂总用量减少了95 L/d，费用降幅达50%。

目前，破乳剂P-33已经在该高含水油田成功应用，效果良好，堵塞问题未再发生，油田生产平稳。

表3 破乳剂P-33性能评价Tab.3 The demulsification capability evaluation of demulsifier P-33

图3 表3中破乳剂P-33性能评价效果图Fig.3 The demulsification capability evaluation of demulsifier P-33 in Tab.3

图4 破乳剂P-33现场试验效果Fig.4 The field test results of demulsifier P-33

3 结论

（1）通过选择不同含水率油水样开展破乳剂主剂、清水组分评价和效果验证，确定了破乳剂P-33配方，该产品破乳清水综合性能优于某高含水油田在用破乳剂清水剂组合。

（2）通过现场试验，破乳剂P-33在75 mg/L浓度下，外排水水质进一步改善，水中含油均值降低了2 mg/L。既解决了影响油田稳定生产的堵塞问题，又大幅实现提质增效，费用降幅达50%以上。