二元复合驱对采出液脱水影响技术研究

摘" " " 要： 二元复合驱作为提高采收率，控制产量递减速度的一项重要三次采油技术，在我国已得到了广泛应用，但随着二元驱采油的不断深入，含二元驱采出液的处理问题己经成为油田化学驱油的技术难题。以室内试验与现场流程应用相结合的方式，系统分析了二元复合驱对采出液稳定性与采出液脱出水质的影响。通过模拟现场试验，得到了H联合站采出液含二元复合驱药剂的工艺优化方案：在其他工况不变的条件下，选用破乳剂BC-018K的同时将电脱水器温度提升至55 ℃，采出液可脱水至合格。

关" 键" 词：二元驱采出液；破乳剂；乳状液稳定性；优化方案

中图分类号：TE357" " "文献标识码： A" " "文章编号： 1004-0935（2023）05-0767-04

1" 引言

二元复合驱采油是目前老油田稳产增产的主要手段之一，原油采收率平均提高 30%以上，该技术与聚合物驱相比可以大幅提高采收率，而且现场配制、注入设备和工艺比三元复合体系简单，操作维护成本低。同时由于不含碱解决了三元复合驱对地层、地面工程带来的一系列的腐蚀、结垢等问题[1]。但同时由于聚合物和表面活性剂的加入使采出液的乳化形态复杂，使油水分离困难，导致采出液破乳及水处理难度增大，处理数据不达标等一系列问题。

H联合站近期准备于部分井采用聚合物/表面活性剂二元复合驱来提高采收率。为验证二元复合驱是否会对现有的原油处理流程产生影响，于室内分别进行二元复合驱药剂对原油水处理和油处理的模拟实验。通过对模拟二元驱采出液脱水条件的探索，优化现场工艺参数，以满足H联合站二元驱采出液脱水处理的要求。

2" 模拟现场试验

2.1" H联合站现状

H联合站油气处理系统于20世纪70年代建成投产，具备原油脱水、外输，采出水处理、注水、供热功能。20世纪90年代进行整体改造，改造后原油处理能力75×104 t/a，外输能力50×104 t/a， 采用来液进气液分离器、含水油进坏油罐沉降、低含水油进电脱水器处理合格后外输工艺模式。

H联合站采出水处理系统于2013年改造完成，采出水处理系统设计能力3 000 m3/d，目前采出水处理量1 500 m3/d （其中处理后200 m³/d污水输送至留路回注），处理后水质达到三级水质标准。采用二级除油、一级沉降、二级精细过滤工艺流程。采出水处理系统工艺流程：油区来水→污水泵→一级隔油罐→二级隔油罐→缓冲罐→提升泵→过滤器→污水罐。

2.2" 二元复合驱对采出水的影响

二元复合驱油体系注入地层后，从岩石上剥离下的残余油与二元体系在流动过程中经过孔隙的不断剪切作用形成乳状液，进而实现提高采收率的目的[2]。因此实验室内模拟该工况，在水浴中将H联合站采出水和原油恒温预热，采用剪切乳化机在一定的剪切速率条件下，加入所需浓度的驱油剂，搅拌均匀后按比例加入预热后的原油，充分乳化后静置稳定，以去除浮油的乳化液为初始空白，参照标准SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》，分别测试加二元驱药剂前后的水中油、悬浮物和粒径中值，研究分析聚合物及二元驱药剂对H联合站采出水处理效果的影响规律。

对H联合站油区来水做静态不加二元驱药剂沉降试验。

试验水样：H联合站油区来水。

温度：30 ℃、50 ℃。

沉降时间：2 h、3 h，取中层位水样分析：水中油、悬浮物、悬浮颗粒粒径中值。见表1。

由以上数据看出：

1）试验温度30 ℃，沉降3 h，水中油去除率43.6%，质量浓度：32.8 mg/L；悬浮物去除率29.8%，质量浓度：80.0 mg/L；粒径中值下降率53.7%，数值：13.77 um。

2）试验温度50 ℃，沉降3 h，水中油去除率63.9%，质量浓度：21.0 mg/L；悬浮物去除率42.3%，质量浓度：65.7 mg/L；粒径中值下降率62.7%，数值：11.10 um。

对加入不同浓度聚合物和二元驱药剂的采出液脱出水进行静置沉降试验。试验条件：

聚合物质量浓度：10 mg/L、35 mg/L、60 mg/L。

二元驱药剂浓度：60 mg/L、90 mg/L、120 mg/L。

温度：30 ℃、50 ℃。

沉降时间：3 h、5 h。

取中层位水样分析：水中油、悬浮物、悬浮颗粒粒径中值。试验结果见表2。

由以上数据看出：

与油区来水相比，掺二元复合驱对水中油含量影响较大，质量浓度增加为603.0 mg/L，是油区来水水中油的10.36倍；对悬浮物和粒径中值影响相对较小，悬浮物：123.5 mg/L，比油区来水的悬浮物质量分数增加了8.81%；粒径中值32.48 um，比油区来水的粒径中值增加了9.17%。

在相同加药量条件下，温度升高增强液滴的布朗运动，降低界面膜强度、以及体系的外相黏度，使乳状液的稳定性下降，有利于油水分离，因此升高温度可有效降低采出水的水中油含量。

因受到原油开采过程中的剪切等作用的影响，聚丙烯酰胺会发生降解产生部分水解聚丙烯酰胺。其中溶于水相的部分水解聚丙烯酰胺会提高水相的黏度，可以充分阻止油水分离，提高了二元复合驱采出液的稳定性。此外，溶于水相的部分水解聚丙烯酰胺与界面上表面活性物质的亲水基团发生作用，增强了界面膜之间的排斥力和空间阻力，提升了二元复合驱采出液的稳定性[3]。

采出水中二元驱浓度较低时，溶解的聚合物分子链通过架桥作用吸附连接油珠和悬浮杂质，使其絮凝和聚结，因此乳化液稳定性随浓度增加而逐渐降低；浓度较高时，油珠表面因吸附大量聚合物分子链而难以接近，同时，水相黏度增加， 降低油滴碰撞聚并时的水膜排液速率，导致油水分离效果变差。

当采出水中二元驱浓度增大时，油水界面上吸附的表面活性剂分子多且排列紧密，形成具有较大弹性和强度的界面膜，油水界面张力降低，使液滴在不断运动碰撞时不易聚并，增加了乳状液稳定性，阻碍了油水分离[4]。

2.3" 破乳剂优选

根据现场采液量与驱油剂加药量计算，结果显示采出液中聚合物最高质量浓度约为55 mg/L，表面活性剂质量浓度约为41 mg/L。因此在制备乳状液时，配制含表面活性剂41 mg/L，聚合物55 mg/L 的模拟水相，油水体积比为 6∶4，模拟与现场采出液稳定性相似的乳状液。参照标准SY/T 5280—2018 原油破乳剂通用技术条件优选掺二元驱乳状液的最佳破乳剂及最佳加药量。

2.3.1" 破乳剂初选

从多种破乳剂及现场破乳剂中优选二元复合驱模拟原油乳状液的最佳破乳剂。具体方法是，首先将制备好的模拟原油乳状液，取50 mL在比色试管中，加入一定浓度的破乳剂，用手沿水平方向摇动100 次，随后将试管放置在一定温度的水浴锅内，记录不同时间下破乳剂的脱水量，根据乳状液的总含水量计算脱水率，以不同时间下破乳剂脱水率、油水界面齐整状况和脱出水相清洁度为评价指标，对破乳剂的破乳效果进行综合评价[5]。参照现场试验条件，破乳温度设置为55 ℃，破乳时间为90 min，破乳剂浓度统一为100 mg/L。试验结果见表3。

由表3可以看出，含二元驱药剂的H联合站原油乳状液在添加破乳剂BC-018K后，脱水初速度快，90 min出水率最高，且脱水效果优于H联合站目前正在使用的现场破乳剂。故BC-018K为筛选出的H联合站原油的最佳破乳剂。

2.1.3" 破乳剂浓度优选

选定最佳破乳剂BC-018K用于筛选H联合站原油乳状液的最佳破乳剂用量，该乳状液含水率为40%，试验结果见表4。

由表4可以看出，破乳剂投药量在30～200 mg/L范围内，含二元复合驱药剂的H联合站原油乳状液的脱水率随着投药量的增加而增加，但90 min脱水率在破乳剂BC-018K投药量高于100 mg/L以上时基本不变，综合考虑投药效果和成本，含二元驱药剂的H联合站原油乳状液的最佳投药量应选择100 mg/L。

2.4" 模拟电化学脱水试验

为模拟现场工况，确定电脱水器能否将掺二元复合驱药剂的乳状液脱水至合格（原油乳状液含水率小于0.5%）。参照现场电脱水器的脱水温度和时间及电场强度，对模拟采出液的乳状液进行电脱水试验。

试验参数如下：

聚合物含量：55 mg/L。

表面活性剂含量：41 mg/L。

电场温度：50～55 ℃。

低场强：550 V/cm。

高场强：1050 V/cm。

低场强时间：30 min。

高场强时间：28 min。

原油含水率：5%～25%。

向乳状液中加入优选的BC-018K破乳剂100 mg/L，搅拌均匀，对不同含水率乳状液做电化学脱水试验，测试其脱后油含水率。试验结果见表5。

由表5数据可知，二元驱药剂对电化学脱水有阻碍作用。其中自来水乳化的不同含水率的原油乳状液于50 ℃电脱水器下可脱水至含水率小于0.5%。55 mg/L聚合物质量浓度或表面活性剂55 mg/L+聚合物41 mg/L乳化的原油乳状液在50 ℃的电场下，脱后油含水率均大于0.5%。将电脱水器温度升高至55 ℃后，55 mg/L聚合物质量浓度或表面活性剂55 mg/L+聚合物41 mg/L乳化的原油乳状液的脱后油含水率满足小于0.5 %的要求。

3" 结 论

1）聚丙烯酰胺与石油磺酸盐二元驱油剂的加入对H联合站采出液处理系统有不利影响。油处理系统由于含二元驱药剂的原油乳状液的存在使处理效果下降，可能出现脱水困难的情况。水处理系统由于二元驱油剂的影响水中油含量急剧增加，又由于油水分离困难，可能出现处理指标不合格的问题。

2）针对华北油田H联合站模拟化学驱采出液，实验筛选得到匹配的高效破乳剂 BC-018K，其破乳效果优于现场破乳剂。浓度越高模拟原油乳状液的脱水率及脱水速率越大。针对H联合站原油乳状液较为合理的加药质量浓度是100 mg/L。

3）含55 mg/L聚合物质量浓度或表面活性剂55 mg/L+聚合物41 mg/L的原油乳状液会使50 ℃电脱水器出口的原油含水率不合格。在不改变其他条件的情况下将电脱水器温度提升至55 ℃，可使模拟化学驱采出液于电脱水器电场下脱水至含水率小于0.5%。

参考文献：

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Abstract：" As an important tertiary recovery technology to improve the recovery rate and control the rate of decreasing production， binary composite drive has been widely used in China， but with the deepening of binary drive oil recovery， the treatment problem of produced fluid containing binary drive has become a technical problem of oilfield chemical drive. In this paper， the effects of binary complex drive on the stability of produced fluid and the quality of dewatering of produced liquid were systematically analyzed by combining indoor tests and field process applications. By simulating the field test， a process optimization plan for the H joint station with binary compound drive agent was obtained as follows： under the same other working conditions， the demulsifier BC-018K was selected， and the temperature of the electric dehydrator was raised to 55 ℃， and the produced liquid could be dehydrated to be qualified.

Key words： Binary drive produced fluid; Emulsion breaker; Emulsion stability; Optimization scheme