乍得某新建油气处理厂破乳剂的筛选评价与应用

苑塔亮

(中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，北京 100101）

在原油开采过程中，油、气、水三相混合物在从井底沿井筒油管举升到井口的过程中，经过油嘴的节流以及集油管线、阀件、离心式油泵等的强烈搅拌，水滴会充分破碎成极小的颗粒，并被原油中存在的环烷酸、胶质、沥青质、石蜡、黏土和砂粒等天然乳化剂所稳定，均匀分散在原油中，形成稳定的油包水型或水包油型乳化液。乳化剂聚结在内相颗粒界面，形成了比较牢固的界面保护膜[1]。在原油中加入适量的原油破乳剂，能够顶替原油中的天然乳化剂并吸附在油水界面膜上，从而降低油水界面膜的机械强度、张力、界面膜的弹性与厚度，破坏原油乳状液的稳定性，使油水分开，达到油水分离的目的[2]。

目前常用的原油脱水方法有重力沉降分离法、超声波法、电脉冲脱水法、微波辐射法、微生物法和热化学脱水、电化学脱水等，此外还有磁处理、离心力法、过滤法等工艺[3-4]。油田的原油脱水工艺往往是几种脱水方法联合使用。为提高原油脱水效率，一般需要加入原油破乳剂。不同油田的原油性质不同，原油的乳化程度也不同，因此要通过实验室和现场工业化实验，筛选出使用性能最好、经济性能最佳的破乳剂[5-8]。

1 乍得某油田概况

乍得某新建采油厂商品原油产能达到300万t·a-1，其D-CPF处理站的原油来自3个区块油田。进站原油依次进入二相分离器、三相分离器、加热炉、电脱水器和储罐，从三相分离器、电脱水器分离出的含油污水汇合后进入撇油罐、气浮器进行处理，合格污水进入回注水罐。D-CPF站的破乳剂设计用量为30～50mg·L-1。电脱水器出口原油的含水率原则上要求小于0.5% (v/v)，原油大罐的含水率必须低于0.5%[9]。

2019年，D-CPF处理站正式投产后，电脱水器出口原油的含水率时常大于0.5%，即使经原油储罐再次沉降脱水，仍会出现出厂原油含水率大于0.5%的情况。为确保原油脱水装置的生产稳定，提高出厂原油的合格率，该油田开展了破乳剂的筛选评价和中试实验。

2 破乳剂的实验室筛选及评价

2.1 实验仪器

HHW-600型三用恒温水浴槽（控温精度±1℃），电子天平（分度值0.01g），刻度锥底比色管（100mL，分度1mL），SYD-260型石油产品水分测定仪（双联），JJ-1型低速搅拌器（100W）等。

2.2 原油的性质分析与破乳剂选型

乍得某新建采油厂混合原油的含水率为8%左右。用润湿法测得原油乳状液为油包水型（W/O)，据此选用了油溶性破乳剂，因为油溶性破乳剂在油中易均匀溶解，迅速扩散，能较快地接触到油水界面，较好地发挥破乳作用。

混合原油的相对密度为0.845g·cm-3，蜡、沥青质和胶质含量分别为18.7%、5.88%和9.82%，原油凝点32℃，属于高含蜡原油。石蜡基原油乳状液的稳定剂主要是微晶石蜡，其界面膜强度差，易于破乳，一般会选用SP型或AP型多嵌段结构的破乳剂[10]，因为此类破乳剂的相对分子质量大，在破乳的同时还可以发挥絮凝、聚结作用，减少污水带油。因此用于筛选实验的破乳剂，选用以环氧乙烷环氧丙烷嵌段共聚物为主体的聚醚型非离子表面活性剂。

2.3 实验标准和方法

采用SY/T 5280-2018《原油破乳剂通用技术条件》中规定的瓶试法进行实验[11]。根据三相分离器和电脱水器的工作温度，选择实验温度分别为56℃和65℃，脱水时间为120min。

实验步骤：1）将D、L、R油田的原油按日产量比例（1.0∶1.17∶1.28）混合、搅拌均匀后，使用恒温水浴加热到实验温度；2）将原油乳状液倒入100mL锥底刻度比色管中；3）往比色管中加入一定量用二甲苯稀释到1%浓度的破乳剂样品，盖紧塞子，手动轴向震荡200次；4）将比色管放入水浴中静置沉降，开始计时，记录不同时间的脱水量、油水界面和水质情况。

破乳剂筛选实验中的加剂量均以油量计算。如加剂量为100mg·L-1，即 1L纯原油中加100mg破乳剂。通常认为，脱水率越高、脱水速度越快、油水界面越齐、脱出水的含油量越低的破乳剂，其性能更好[12-13]。

2.4 实验室的筛选数据及分析

在实验温度56℃、破乳剂添加量100mg·L-1的条件下，对50余种破乳剂样品进行了初步筛选（数据表略），选出了破乳剂GPF-1001、GPF1002、GPF-1003、GPF-1006和GPF-1007，它们均对D-CPF站的原油具有一定的脱水效果。考察了温度分别为56℃、65℃，加剂量分别为60mg·L-1、100mg·L-1的条件下，5个破乳剂的脱水效果，实验结果见表1、表2。

表1 56℃下不同添加浓度的破乳剂的效果评价Table 1 Effect evaluation of demulsifier with different concentration at 56℃

表2 65℃下不同添加浓度的破乳剂效果评价Table 2 Effect evaluation of demulsifier with different concentration at 65℃

上述5个破乳剂样品对D-CPF处理站的混合原油均具有明显的脱水效果，其中GPF-1006的脱水速度、脱水率等指标优于其它样品，GPF-1007和GPF-1003在相同实验条件下的脱水速度和脱水率，优于现场使用的破乳剂样品。在实验温度56℃、添加量100mg·L-1的条件下，破乳剂GPF-1006在120min时的脱水率达到91%，远高于现场样品20%的脱水率。

2.5 实验室的筛选结果

从破乳剂的实验室筛选数据可知，破乳剂GPF-1006的脱水效果最好，GPF-1007和GPF-1003对D-CPF站的原油也具有较好的破乳脱水能力。

本次筛选实验使用的破乳剂样品，均是高浓度的干剂样品，油田现场使用的工业品，还需要添加溶剂、助溶剂等进行复配。因此，实验室选出的破乳剂能否满足生产工艺要求，工业化产品与样品是否具有一致性[14-16]，工业化产品是否具备破乳脱水的稳定性等，还需要通过破乳剂的工业化实验来验证。经综合评价后，选择破乳剂GPF-1006和GPF-1007进行现场中试实验。

3 破乳剂的现场中试实验

3.1 中试实验流程和评定方法

在D-CPF站的三相分离器（工作温度56℃）入口管线的加药点加入破乳剂，经静态混合器混合后，破乳剂与原油进行了激烈的搅拌混合。破乳剂向油水界面扩散，吸附在油水界面上或部分置换界面中的天然乳化剂，与原油中的成膜物质形成了比原界面膜强度更低的混合膜，原界面膜被破坏，膜内包覆的水被释放出来，水滴互相聚结后形成了大水滴[17]。已经部分破乳的原油进入三相分离器后，在重力和离心力的作用下，原油中的大部分气体在气液分离系统被分离。接着，油水混合液经过配流管，被有序转移至油水分离区，通过油水分离内件和重力作用实现聚结和分离，脱除原油中剩余的水和污水中的浮油后，实现油水的清晰分层[18]。

由于沉降分离时间短，从三相分离器油出口出来的原油中还含有部分来不及沉降分离的水分。为加速乳状液的破乳和油水分离，用加热炉将原油加热到65℃再送入电脱水器。将原油乳状液置于高压直流或交流电场中，电场对水滴的作用削弱了水滴界面膜的强度，促使水滴发生碰撞，合并成了粒径较大的水滴，在原油中沉降分离出来。水滴在电场中有3种聚结方式：电泳聚结、偶极聚结和振荡聚结[19]。经电脱水器处理后的原油被泵入储罐，等待外输。

根据D-CPF站的运行现状，并参考破乳剂筛选实验时的添加量，中试实验中，破乳剂的初始添加量为50mg·L-1，若电脱水器和大罐外输原油的含水率均低于0.5%，运行24～48h后，下调破乳剂的添加量，每次下调10mg·L-1，最低添加量为20mg·L-1。

实验期间，每日上、下午，在电脱水器A、B、C的原油出口管线上抽取原油样品，大罐外输原油管线出口每日取样1次，采用蒸馏法[20]测量电脱水器和大罐外输原油的含水率。

3.2 中试实验数据及分析

如表3所示，实验期内，破乳剂GPF-1006的添加量分别为50、40、30、20mg·L-1时，电脱水器A、B、C出口的原油以及大罐外输原油，其含水率均低于0.5%，外输原油的含水率甚至低至0。

表3 破乳剂GPF-1006的中试实验数据Table 3 Results of field trail of demulsifier GPF-1006

如表4所示，实验期内，破乳剂GPF-1007的添加量分别为50、40、20mg·L-1时，电脱水器A、B、C出口的个别原油样品（3次）的含水率大于0.5%，其余样品的原油含水率均小于0.5%，大罐外输原油的含水率均低于0.5%。

表4 破乳剂GPF-1007的中试实验数据表Table 4 Results of field trail of demulsifier GPF-1007

第一次出现电脱水器出口原油的含水率大于0.5%的情况，是在更换破乳剂GPF-1007初期；第二次是当天有外围油田的原油进入生产系统，导致原油性质发生了变化，经过短时波动后，电脱水器出口原油的含水率迅速降低到0.5%以下，说明破乳剂GPF-1007的适应能力很强。

3.3 中试实验结论

中试实验数据说明，添加量在20～50mg·L-1范围内，使用破乳剂GPF-1006和GPF-1007，D-CPF站生产装置的操作平稳，外输原油的含水率低于0.5%，合格率为 100%。2种破乳剂均能满足D-CPF站原油破乳脱水的生产要求。中试实验期间，2种破乳剂的最低添加量为20mg·L-1，低于D-CPF站破乳剂的设计用量（30～50mg·L-1），均能满足D-CPF站的生产要求。

4 现场原有破乳剂效果不佳的原因分析

经现场调研，新建采油厂在设计、施工时因时间较紧，没有进行破乳剂的选型实验，而是直接选用了老采油厂的原油物性参数和破乳剂作为设计基础。老采油厂的R-CPF站的混合原油含水率大于30%，相对密度为0.864g·cm-3，蜡、沥青质和胶质含量分别为19.5%、6.91%和3.26%，原油凝点为33℃，虽然主要组分的含量相似，但原油物性仍有一定的差距，导致破乳剂与原油不匹配。此外，现场在用的破乳剂为水溶性破乳剂，与油包水型原油乳状液也存在不匹配的问题，破乳剂在原油中不易溶解和扩散，无法快速地接触到油水界面，因而不能有效发挥破乳脱水作用。

中试实验使用的破乳剂GPF-1006和GPF-1007，均为以环氧乙烷环氧丙烷嵌段共聚物为主体的聚醚型非离子表面活性剂。这类聚醚具有较高的界面活性，吸附到油水界面上，可取代原油中的乳化剂，所形成的界面膜的稳定性较小，可降低界面膜的强度，加速分散相中液滴的聚结[21]。

5 结论

1）采用瓶试法，通过实验室筛选出的破乳剂GPF-1006、 GPF-1007和GPF-1003，对D-CPF站的原油具有一定的破乳脱水能力，效果优于现场在用破乳剂。

2）中试实验期间，在添加量20～50mg·L-1范围内，使用破乳剂GPF-1006和GPF-1007，D-CPF站生产装置的操作平稳，外输原油的含水率低于0.5%，合格率达100%。中试实验中，破乳剂的最低添加量为20mg·L-1，低于D-CPF站破乳剂的设计用量（30～50mg·L-1），满足D-CPF站的生产要求。

3）破乳剂GPF-1006和GPF-1007的中试实验效果与实验室的筛选结果相符，规模化生产的工业品与样品的破乳脱水性能相符。破乳剂GPF-1006的破乳脱水能力更强一些，性能也更稳定，说明实验室的筛选方法合理，实验数据准确。

4）在油气田的生产过程中，从油田开发初期、中期到末期，原油含水率逐渐上升，加之各种提高采收率措施的应用，使得原油性质发生了变化，对破乳剂的性能也提出了更高的要求，因此要根据油田生产工艺的变化，及时进行破乳剂的性能评价，从而提高油田的生产效率。