海上油田含聚污水用清水剂性能评价方法

翟　磊，靖　波，王秀军，檀国荣，张　健（1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100028；2.中海油研究总院，北京100028）

海上油田含聚污水用清水剂性能评价方法

翟磊1，2，靖波1，2，王秀军1，2，檀国荣1，2，张健1，2
（1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100028；2.中海油研究总院，北京100028）

海上聚合物驱采油污水成分复杂、乳化程度高、处理难度大，对清水剂的性能提出了更高要求，传统的清水剂性能评价方法已无法满足要求。分析了传统清水剂性能评价方法中存在的不足，结合海上油田现场采出液处理问题，分别从评价条件、水质性能、絮体性能、溶解及配伍性能方面探讨了海上油田含聚污水用清水剂的评价指标及方法，并提出对清水剂的絮体黏附性和流动性等应给予关注。

海上油田；含聚污水；清水剂；评价方法

聚合物驱作为一种有效提高采收率的技术，在陆地油田和渤海油田已得到应用。与传统的水驱采出液相比，聚合物驱采出液黏度大、成分复杂、油水界面膜强度高、乳状液稳定性强，导致油水分离难度大大增加〔1-3〕。特别是在污水处理环节，清水剂（又称絮凝剂）与含聚污水中的产出聚合物发生反应，可生成大量黏性油泥，影响了设备运行效率及污水处理效果〔4-6〕。对于海上注聚油田，由于存在空间狭小、流程时间短等诸多限制，含聚污水的处理难度更大、要求更高。

目前，关于油田污水处理用清水剂的性能评价方法较少，评价指标也较为单一，而且尚无针对含聚污水用清水剂的评价方法〔7-13〕。由于海上油田含聚污水处理要求苛刻〔14-15〕，含聚污水处理用清水剂的性能评价方法与传统方法有很大不同，已有的评价指标和方法已不能满足现场使用要求，迫切需要针对海上油田含聚污水用清水剂的性能评价指标及方法。

笔者结合海上油田含聚污水特点和含聚污水用清水剂的技术要求，对传统采出液处理剂（清水剂和破乳剂）性能评价标准中的指标、方法和存在的不足进行了分析，在此基础上提出了指标的补充和方法的改进，并分别从实验评价条件、水质性能、絮体性能、溶解及配伍性能方面探讨了海上油田含聚污水用清水剂的评价指标和方法，以期为海上油田含聚污水用清水剂的科学评价和攻关方向提供参考。

1　海上油田含聚污水用清水剂性能要求

1.1海上油田含聚污水的特点

与传统水驱含油污水相比，聚合物驱含油污水的处理难度大，呈现以下特点：

（1）污水黏度大，水中胶体颗粒的稳定性增强，污水处理沉降时间延长。

（2）污水含油量高，油水乳化严重，呈复杂的油包水、水包油、油包水包油等状态。

（3）污水组成成分复杂、悬浮物含量高，除石油烃类、固体颗粒、无机盐和细菌等常规采油污水含有的物质外，还含有水解程度高、电负性强的产出聚丙烯酰胺类聚合物。

（4）污水中油滴初始粒径小，油水密度差小，不利于聚并和浮升，油水分离难度增大。

（5）污水中的残留聚合物与油水界面膜的活性物质发生作用，增大了界面膜间的排斥力及空间阻力，使油水界面水膜强度增大；同时阴离子聚合物使油水界面电荷大大增强，油珠聚并困难。

1.2海上油田含聚污水用清水剂的技术要求

含聚污水的上述特点给陆地及海上注聚油田的采出液处理带来了挑战。对于海上油田含聚污水用清水剂而言，除具备常规清水剂的基本性能外，还需要满足以下技术要求：

（1）作用时间短，起效速度快，溶解分散性及与其他药剂配伍性好。

（2）处理更高含油污水（>2 000mg/L）后的出水水质达到规定要求。

（3）处理含聚污水后不产生黏性油泥问题。

在公开文献报道中尚无可同时满足上述要求的含聚污水用清水剂。一方面，随着技术要求的提高，含聚污水用高效清水剂的更新换代需要时日；另一方面，公开的文献、标准中没有针对海上油田含聚污水用清水剂的评价方法和标准，使得新型药剂的研发缺少指导，攻关方向不明确。因此，针对含聚污水的特点，制定海上油田含聚污水用清水剂的性能评价标准具有重要的现实需求和指导意义。

2　传统清水剂性能评价方法及标准中存在的不足

目前，由于没有针对海上油田含聚污水用清水剂的性能评价标准，因此在进行相关清水剂实验时只能借鉴参考传统陆地油田采出液用清水剂（絮凝剂）甚至破乳剂的性能评价标准，例如《絮凝剂评定方法》、《水的混凝、沉淀试杯试验方法》、《水包油乳状液破乳剂使用性能评定方法》等。其中部分评价指标和方法对海上油田含聚污水用清水剂有一定的参考性，但均存在不同程度的问题和欠缺。

2.1《絮凝剂评定方法》（SY/T 5796—1993）

该标准采用烧杯沉降试验法评定絮凝剂的絮凝效果，即将絮凝剂或混凝剂加入到水样中，经快速搅拌和慢速搅拌后观测絮团形成时间、絮团尺寸大小、沉降时间和絮团沉积层外观，必要时取上清液进行悬浮固体含量等的分析，以此来对絮凝剂进行评价。该标准考虑到了对药剂起效时间（即絮凝时间）、絮团沉降速度、絮团沉积层厚度和外观的评定，并对药剂作用后的絮体性能考察给予了一定关注，但仍存在以下问题：

（1）实验对水样搅拌时间长，不符合海上油田对采出液的快速处理要求。

（2）未明确絮凝剂种类、用量评定范围，及用于判定产品优劣的技术指标。

（3）该标准方法中涉及到絮团的沉降时间和沉积层厚度，但对大多数有机絮凝剂，在含油量较高的条件下，絮团并非下沉而是上浮，因此絮团评价方法需要相应调整。

（4）对药剂作用后絮团的流动性或黏附性未予考虑。

（5）对处理后水体的含油量、水色等没有给出明确的评定指标。

（6）对药剂与其他水处理剂的配伍性没有给出明确的评定指标。

2.2《水的混凝、沉淀试杯试验方法》（GB/T 16881—2008）

该标准采用的方法与《絮凝剂评定方法》（SY/T 5796—1993）基本相似，评价指标同样包含絮体出现时间、絮体大小、沉降时间等，并补充了药剂用量、加药顺序及处理后水样的浊度和色度指标，但没有给出明确的评判标准。该标准存在以下不足：

（1）实验对水样搅拌时间长，不符合海上油田对采出液的快速处理要求。

（2）该标准方法不适于絮体上浮药剂的性能评价，絮体评价方法需要调整。

（3）对絮体流动性或黏附性未予考虑。

（4）对药剂与其他水处理剂的配伍性没有给出明确的评定指标。

2.3《油田水处理用絮凝剂技术规范》（Q/SY 90—2012）

该标准采用的方法原理：用量筒沉降高岭土悬浮液，沉降一定时间后，吸取指定部位的清液并用分光光度计于650 nm波长下测定吸光度，通过计算加絮凝剂前、后悬浮液吸光度的降低率来评定絮凝剂的絮凝效果。该标准存在以下问题：

（1）该标准测试方法简单，能够直观、定量地表述絮凝效果，但对絮凝剂的性能评价仅靠吸光度变化一个指标显然不够全面。

（2）采用的高岭土悬浮液与实际油田含油污水有很大差别，污油的存在会严重影响吸光度的测定，造成较大误差。

（3）该标准方法中没有提及对絮凝剂絮体性能的考察。

综上，该标准更适用于已知絮凝剂处理指定类型污水的性能评价，对新型絮凝剂处理高含油污水等情况不具推广性。

2.4《水包油乳状液破乳剂使用性能评定方法》（SY/T 5797—1993）

该标准方法流程：将一定量的破乳剂加入到水包油乳状液中，经充分混合、破乳分离后，根据水相、油相和界面状况以及水中含油量评定药剂性能。

由于用于油田含油污水处理的絮凝剂的使用方法和操作步骤与水包油乳状液破乳剂类似，因此实际中絮凝剂的性能评价方法常会参考此标准，只是性能评价指标有所不同。该标准明确了评价实验所用水样量、加药振荡方式和次数，对絮凝剂性能评价有一定参考意义。

2.5《原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）》（SY/T 5281—2000）

该标准规定了用瓶试法检测原油破乳剂使用性能的方法，即通过记录不同时间脱出水量，观察脱出的污水颜色及油水界面状况，测定净化油含水率及污水含油量来评价破乳剂的使用性能。

该标准与《水包油乳状液破乳剂使用性能评定方法》（SY/T 5797—1993）相似。室内采用瓶试法对清水剂性能进行评价时，该标准的实验评价条件对于清水剂的评价具有一定的参考意义，但该标准的药剂性能评价指标和方法是针对破乳剂，与清水剂的性能评价指标和方法有本质区别。

2.6《原油破乳剂质量检验方法》（Q/HS2020—2014）

该标准规定了原油破乳剂质量检测的技术要求、检测方法和检测规则。该标准采用的方法、流程与《原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）》（SY/T 5281—2000）基本类似，明确了油溶性和水溶性原油破乳剂的性能指标，并强调药剂实验时间的确定应充分考虑原油在现场流程内热化学脱水的有效停留时间。该标准的实验评价条件对清水剂的评价具有一定参考意义，但该标准针对破乳剂的性能评价指标和方法，不适用于清水剂的评价。

2.7小结

综上所述，传统陆地油田采出液用清水剂或破乳剂的评价标准无法满足海上油田含聚污水用清水剂的性能评价要求，存在的不足可归纳以下3点：

（1）由于陆地油田与海上油田在采出液处理时间和空间上均存在巨大差异，两类油田回注水的指标也有所不同，因此传统陆地油田采出液用清水剂评价标准中有关清水剂的实验评价条件、方法均与海上油田有较大差别。

（2）传统的陆地油田采出液用清水剂评价标准主要适用于传统水驱油田的采出污水，处理情况相对简单，而含聚污水导致油水处理难度大大增加，为了达到有效的处理效果，对清水剂的性能考察要求更为全面，传统的评价标准无法予以满足。

（3）由于缺乏针对含聚污水用清水剂的评价标准，研究人员在参考已有采出液处理剂各项标准时，由于各项指标和方法存在较大区别，引用较为混乱、无法统一，导致对于清水剂产品的性能无法进行有效对比〔16-22〕。

3　海上油田含聚污水用清水剂性能评价指标及方法

鉴于传统的清水剂（絮凝剂）或破乳剂评价标准均无法完全适用于海上油田含聚污水用清水剂，需要根据海上油田含聚污水的特点和油田现场具体处理要求，建立专门的清水剂性能评价指标及方法。针对传统油田水处理用清水剂评价标准中存在的不足，分别从实验评价条件、水质性能及絮体性能考察等方面提出了改进方法和建议。

3.1实验评价条件

3.1.1评价时间

与陆地油田相比，海上油田采出液处理量大、流程处理时间短。因此，实验时清水剂的考察时间应相应缩短，确保与现场流程内的有效停留时间相一致。

3.1.2评价方式

药剂的混合方式可采用杯罐式机械搅拌或人工振晃。采用机械搅拌时，转速的选择要求要保证絮体可均匀地悬浮，以形成的絮团不被破碎为宜。如果条件具备，建议采用与现场流程条件更为匹配的动态流动模拟系统进行动态效果评价。

此外，进行室内评价实验时由于受油水样品限制，多采用药剂稀释加药的方式，而现场应用时为药剂原液加注，二者的评价效果会因药剂的溶解性而存有差异。建议增加大瓶（1 L及以上级别）实验，以考察药剂原液效果。

3.2水质性能考察

3.2.1含油量

对于处理后污水含油量的测定，可参考《海上碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（Q/HS 2042—2008）。该标准中萃取溶剂正己烷的加入体积为100mL水样中加入5mL，适用于含油量较低的情形。含聚污水中的悬浮油和乳化油较多，应适当加大萃取剂的用量，对测试值进行相应换算即可。

3.2.2悬浮固体含量

对于处理后污水悬浮固体含量的测定，可参考《海上碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（Q/HS 2042—2008）或《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T 5329—2012）。对于含聚污水，产出聚合物的存在可能会对悬浮固体含量的测定产生影响，因此在测试前应先将含聚污水样品在恒温水浴（> 60℃）中放置一段时间，之后再进行抽滤测定。

3.2.3水色

水色是表征污水处理情况的一个定性、直观的指标，可反映污水处理后的洁净度。对于处理后污水水色的测定，可参考《水包油乳状液破乳剂使用性能评定方法》（SY/T 5797—1993）。污水的水色可半定量分为4个等级：

（1）1级：效果好，水干净，水色清，含油质量浓度<100mg/L。

（2）2级：效果较好，水较干净，水色呈浅黄或微黄，含油质量浓度介于100~500mg/L。

（3）3级：效果差，水不干净，水色呈黄色或棕色，含油质量浓度>500mg/L。

（4）4级：效果很差，水色呈深棕色或黑色，含油量与原污水样相似。

3.2.4浊度（或吸光度）

浊度可以用来衡量样品的透明性。污水的浊度通常是由水中的悬浮物（泥土、有机杂质等）、乳化油等引起，因此通过测定处理后污水的浊度可间接反映污水中的悬浮物、油滴去除情况。浊度的测定可参考《油田水分析方法》（SY/T 5523—2006），应在现场取样后尽快完成测定，以免带来人为误差。

3.3絮体性能考察

3.3.1絮体起效时间

絮体起效时间为加入药剂后絮体首次明显形成的时间，该指标可反映清水剂作用的快慢。海上油田现场条件要求清水剂的起效时间短（即见效快）、作用速度快。

3.3.2絮体上浮速度（或沉降速度）

在烧杯实验时停止搅拌，或在试瓶实验时停止摇晃后，絮体上浮形成悬浮絮团或下沉于底部形成絮团沉积层的快慢，可通过上浮速度或沉降速度来表征。海上油田现场条件要求絮体在生成后尽快上浮。

3.3.3絮团尺寸大小

絮团尺寸为絮体上浮形成悬浮絮团或下沉形成絮团沉积层的尺寸，包括絮团的平面尺寸大小及纵向厚度，其测定可参考《絮凝剂评定方法》（SY/T 5796—1993）。絮团平面尺寸大小可定性评定为“小、较小、较大、大”4个等级；纵向厚度反映絮体层的致密松散程度，可定性评定为“松散、较松散、较致密、致密”4个等级。

3.3.4絮体黏附性

清水剂选择不当会导致采出液中产出聚合物失稳，进而带来黏性“油泥”问题，目前海上注聚油田已经出现了较严重的黏性“油泥”堵塞问题。因此，絮体黏附性应是含聚污水用清水剂性能考察的重点指标之一。絮体的黏附性在实际流程中体现为对金属内壁的黏附情况，实验中可采用旋转黏度计（椎板式）对絮体层的黏附性进行评定，测定的旋转黏度值可反映絮体的黏性阻力。

3.3.5絮体流动性

絮体的流动性是絮体性能的另一个重要指标，与絮体的黏附性互为对应。絮体的流动性好，其黏附性相应较低。可采用絮体在金属表面的冲刷实验进行定性评定，实验温度应与流程中实际流动温度保持一致。

3.4综合性能考察

除清水剂的本体性能考察外，考虑药剂实际使用情况，应对清水剂的综合性能进行评定。

3.4.1溶解性能

清水剂的溶解性是药剂应用性能的重要指标之一，溶解性能不好，会导致药剂在油水中的分散性差，进而影响污水处理效果。不同类型的清水剂在油水中的溶解性有较大差异，通常阳离子型清水剂的溶解性较好；而非离子型清水剂的溶解性较差，且存在浊点温度，溶解性受温度影响明显。评价实验应对清水剂药剂原液和稀释液的溶解性进行评定，实验温度应与实际流程温度一致。

3.4.2配伍性能

清水剂与采出液处理系统其他药剂的配伍性是应用性能的另一重要指标，各药剂的加入应以互不影响本体性能和溶解性能为原则。油田污水及原油处理系统中加入的药剂种类较多，包括杀菌剂、阻垢剂、防腐剂等，实验可采用药剂互相滴加反应看是否产生明显沉淀或不溶物来直观评定，对于有明显不良反应的不同药剂，应进一步进行药剂同时存在情况下各自的本体性能评价。

4　结果讨论

海上油田含聚污水成分复杂、处理难度大，对清水剂的性能提出了更为苛刻的要求。传统的清水剂性能评价标准主要适用于传统水驱油田的采出污水，无法满足海上油田现场使用要求。基于海上油田面临的油水处理难题和黏性“油泥”问题，海上油田含聚污水用清水剂性能评价方法的制定思路可归纳为以下3点：

（1）针对含聚污水含油量高、成分复杂的特点，应对回注水水质标准中要求的含油量、悬浮固体含量进行更科学、更全面的评价，可将处理后污水的水色与含油量进行半定量分级对应，并对水体浊度进行考察。

（2）针对注聚油田面临的黏性油泥问题，应重视对絮体性能的考察，包括絮体起效时间、絮体上浮速度、絮团尺寸大小等，并重点对絮体黏附性、流动性进行评定，通过絮体黏度和金属壁耐冲刷性等指标来直观表征清水剂处理后可能产生的油泥情况。

（3）鉴于不同类型清水剂的溶解性能有较大差异，且油田污水及原油处理系统中加入的药剂种类较多，应对清水剂的溶解性能以及与其他药剂的配伍性能进行考察。

综上所述，对海上油田含聚污水用清水剂的性能评价指标、方法的探讨和建立，不仅具有迫切的生产实际意义，还对含聚污水用清水剂的攻关方向具有重要指导意义。

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Methods for the evaluation of the performance ofwaterclarifier applied to polymer-containingwastewater in offshore oilfields

Zhai Lei1，2，Jing Bo1，2，Wang Xiujun1，2，Tan Guorong1，2，Zhang Jian1，2
（1.State Key Laboratory ofOffshore Oil Exploitation，Beijing 100028，China；2.CNOOCResearch Institute，Beijing100028，China）

Since the polymer flooding oil-produced wastewater in offshore oilfield is characterized by complicated components，high emulsification degree，high difficulty in its treatment，higher requirements for the performance of water clarifiers isproposed.Itis impossible for the traditionalwater clarifier performance evaluationmethods tomeet the requirements.The disadvantages existed in the traditional water clarifier performance evaluation method are analyzed.Combiningwith the produced liquid treatmentproblem，theevaluation indexesandmethods ofwater clarifierapplied to polymer-containingwastewater in off-shore oilfieldsare discussed，in the aspects ofevaluation conditions，waterquality performance，floc capacity，dissolvingand compatibility capacity，etc..Itisproposed thatattention should be paid to the adhesivenessand liquidity ofwater clarifiers.

offshoreoilfield；polymer-containingwastewater；water clarifier；performanceevaluationmethods

TE992.2；TE357

A

1005-829X（2016）10-0015-05

翟磊（1985—），博士，油田化学工程师。电话：010-84524035，E-mail：zhailei@cnooc.com.cn。

2016-06-02（修改稿）