超稠油采出液预脱水剂PDB-II研制与应用

2015-02-17关大毅

特种油气藏 2015年6期

关键词：馆陶乳剂稠油

关大毅

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

超稠油采出液预脱水剂PDB-II研制与应用

关大毅

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

以辽河油田杜84块馆陶油层SAGD采出液为研究对象，研制出一种具有较强适用性的预脱水剂PDB-II。室内实验显示该预脱水剂具有良好的油水分离效果，与破乳剂有良好的协同效应，在温度为150～160 ℃、加入量为300 mg/L、作用时间为3 h的条件下，可使处理后的采出液净化油含水达到低于20%、污水含油低于5 000 mg/L的预期效果。预脱水剂PDB-II已成功应用于SAGD中试试验站，现场应用该预脱水剂试验结果表明，在与室内实验温度、加入量、作用时间同等条件下可使净化油含水低于10%，污水含油低于5 000 mg/L，可满足生产设计要求。该预脱水剂的研制成功填补了该领域国内空白，对SAGD技术的大规模推广具有极其重要的意义。

超稠油采出液；预脱水剂；油水分离；SAGD中试试验站；杜84块

0 引言

SAGD技术是一种提高采收率的有效方法，自曙一区杜84块馆陶油层开展先导试验以来，对该技术的研究和应用已经取得了很大进步[1-2]。SAGD开采方式使原油采出液呈高温高压状态(温度一般为150～180 ℃，压力约为1.3 MPa)，馆陶油层胶质及沥青质含量高，且携带大量的泥沙等悬浮物，使采出液乳化程度复杂，乳化液十分稳定[3-4]。因此，馆陶油层SAGD采出液油水分离处理技术已成为制约曙一区SAGD产能的主要瓶颈。馆陶油层SAGD采出液高温、高含水及严重的多重乳化已使破乳剂无法直接破乳。为充分利用热能，开发出耐高温预脱水剂，实施预脱水工艺来保证馆陶油层SAGD原油脱水达到最佳效果，对推进SAGD技术在油田现场的规模化应用具有重要的现实意义。

1 馆陶油层SAGD采出液预脱水剂PDB-II技术原理及实验

1.1 技术原理

杜84块馆陶油层SAGD采出液的复杂性决定了适用的预脱水剂应具备3个突出的特点：具有与采出液相适应的分子结构及官能团、较高的离子化度以及适宜的分子质量。

目前原油采出液预脱水剂普遍应用阳离子聚丙烯酰胺，合成方式包括共聚法和改性法。由于离子基团之间的相互排斥效应及离子活性低，共聚法不易得到高离子化度的聚合物。改性法是运用曼尼希反应改性非离子聚丙烯酰胺，即先使聚丙烯酰胺胺甲基化，再与季胺化剂反应得到聚丙烯酰胺的季胺盐。改性法可克服共聚法的不足，但产品分子结构单一，所含官能团有限[5-6]。在此基础上，利用共聚法合成出具有特定分子质量、结构、官能团的阳离子聚丙烯酰胺，通过改性提高该阳离子共聚物的离子化度，从而得到具有与采出液相适应的分子结构及官能团、较高的离子化度、适宜分子质量的预脱水剂。

1.2 预脱水剂的制备

1.2.1 预脱水剂的制备方法

在1 L合成釜中按不同配比加入一定量的去离子水、多烷基烯丙基季胺盐、丙烯酰胺单体、二甲胺，用氮气置换反应釜中的空气后，加入一定量引发剂A、B，搅拌均匀，在一定温度下进行聚合反应，反应结束后，即得胶体型阳离子聚合物中间体，通过测定其特性黏度[η]，来衡量聚合物分子质量的大小。之后在带搅拌的反应器中按比例加入一定量的阳离子共聚物、甲醛溶液，在40～50 ℃温度下反应2 h后加入四乙烯五胺溶液，在65～70 ℃温度下反应3 h，之后降温至25 ℃以下，滴加定量季胺化剂，滴加完毕反应2 h即得PDB-II系列胶体产品。将胶体型聚合物经干燥、切碎等工艺过程可得到干粉型产品。预脱水剂的主要性能及规格见表1。

表1 预脱水剂主要性能及规格

1.2.2 聚合工艺参数对产品分子质量的影响

在聚合过程中，引发剂的种类和用量、单体浓度、反应温度对产物的分子质量均有影响[7]。而分子质量大小对产品的性能影响很大，因此分子质量是衡量产品性能的一个重要参数。

复合引发体系产物有较大的特性黏度值，而单一的引发剂体系产物特性黏度值较低。随着引发剂用量的增大，产物的特性黏度值下降，即分子质量下降；增加单体浓度，可提高产品的分子质量。但在实际生产过程中，浓度太高易产生交联，从而使产品溶解性下降，影响应用；聚合反应温度是影响产品性能的重要因素，产物特性黏度受温度影响很大，随着温度升高，产品特性黏度呈线性下降。但聚合温度太低，反应速度太慢，生产周期太长。

1.3 预脱水剂PDB-II对SAGD超稠油采出液的高温适用性实验

1.3.1 主要仪器及药品

实验仪器选用山东鄄城新华电热仪器厂生产的DXGT-1型高温脱水仪。参比药剂选用中国石油辽河工程有限公司道博尔石油新技术开发有限公司生产的预脱水剂，PDB-I对常温特稠油、超稠油采出液具有普遍适用性。

1.3.2 实验方法

将取自现场汇管的馆陶油层SAGD超稠油采出液(馆平11、12已转SAGD开发见效井组采出液及3号计量接转站综合采出液)分别装入2台实验仪器中搅拌升温至150、160 ℃，再用氮气压入定量PDB-I和PDB-II，恒温搅拌5 min后停止搅拌，恒温静置1、2、3 h，分别从仪器下部取净化油检测水含量。

1.3.3 实验结果分析

实验用采出液样品为O/W型乳状液，综合含水为78%～84%，实验结果见表2、3。

表2 不同药剂150℃条件下对SAGD超稠油污水作用效果

表3 不同药剂160℃条件下对SAGD超稠油污水作用效果

由表2、3 可知，在高温处理条件下，PDB-II对所取馆陶油SAGD超稠油采出液的预脱水效果显著，明显优于PDB-I的预脱水效果。该现象是由于在高温条件下采出液中的粒子布朗运动加剧增加了粒子聚结的难度，同时，在高温条件下PDB-I分子链部分断裂导致PDB-I理化性能改变。可见，应用PDB-II经预脱水实验，在沉降时间低于3 h、脱水温度为150～160 ℃、加药量为300 mg/L的条件下，可使处理后的杜84块馆陶油采出液净化油含水低于10%，效果明显优于正常生产所要求的净化油含水低于20%的指标。

1.4 预脱水剂PDB-II与破乳剂的配伍性

O/W型破乳剂(又称反相破乳剂)与W/O型破乳剂的作用机理完全不同，两者很难配伍。许多性能优良的反相破乳剂因应用后严重影响了后段破乳剂的脱水性能而遭淘汰。因此，在评价一种预脱水剂时，要评价其油水分离能力，同时还要评价其与破乳剂的配伍性。表4列出了不同破乳剂与该预脱水剂的配伍脱水效果。试样取自：杜84馆陶油层SAGD中试试验站进站采出液；试样含水为45% ，试样量为100 mL，脱水温度为160 ℃。

表4 不同破乳剂与预脱水剂PDB-II的配伍性

预脱水剂PDB-II与破乳剂有良好的配伍性。

1.5 中试放样

预脱水剂PDB-II的配方是在室内合成样品，在对现场采出液进行破乳、净水实验及与破乳剂复配脱水实验的基础上优选而确定的。按照PDB-II的合成条件及原料配比，中试放样共计生产12 t产品，中试产品性能指标见表5。

表5 中试产品性能指标

2 现场应用效果

2.1 现场概况

2014年7月上旬，将高温预脱水剂应用于杜84块馆陶油层SAGD超稠油产出液高温脱水工艺中试试验站。以馆平11、12井已转SAGD开发见效井组采出液及3号计量接转站综合采出液为处理研究对象，生产设计预脱水工艺参数为：在预脱水温度为150～160 ℃、系统操作压力为0.95～1.05 MPa、预脱水剂加入量为300 mg/L、作用时间为3 h的条件下使处理后的采出液净化油含水低于20%，污水含油低于5 000 mg/L，污水中悬浮物含量无要求。

该中试试验站超稠油采出液综合含水为78%～84%，进站温度为140～160 ℃，经一段换热器换热达到150～160 ℃后加入预脱水剂进入一段分离器进行预脱水，经预脱水工序处理后的原油及污水进入后续工序处理。中试试验站工艺设计规模为480 m3/d(液量)，设计预脱水剂加药量为300 mg/L，一段分离器为预脱水器。

2.2 现场试验

中试试验自2014年7月5日开始至2014年7月15日结束，历时11 d。试验期间严格按生产设计的预脱水温度、系统操作压力、预脱水剂加入量及预脱水剂作用时间运行。具体试验数据见表6。

表6 SAGD超稠油采出液预脱水剂现场试验效果

2.3 现场中试效果分析

由表6可知，试验期间进站采出液含水率为78%～84%，预脱水后净化油含水率可达到1.7%～9.0%，脱出污水含油2 326～4 568 mg/L，在预脱水温度为150～160 ℃、预脱水剂加入量为300 mg/L的条件下，馆陶油层SAGD超稠油采出液经一段预脱水工艺，预脱水后净化油含水率可达到10%以下，脱出污水含油低于5 000 mg/L。表明预脱水剂PDB-II在高温条件下具有良好的热稳定性和油水分离性能。这是由于特殊的制备方法赋予预脱水剂PDB-II特定的分子结构，使其具有较高的耐温能力，而较高的离子度、适宜的分子质量及官能团使其具备了良好的油水分离性能；在设计的预脱水工艺参数下，能够满足脱水后净化油含水率低于20%的生产要求，中试试验结果与室内模拟实验结果符合。