滩海油田破乳剂研究与应用

袁肖肖（大港油田采油工艺研究院）

随着滩海油田地区新井的不断投产，联合站的处理液量不断增加，与2019年相比，处理量增加20%，处理压力越来越大。由于各路来液的原油物性相差较大，目前的破乳剂已经无法满足原油外输的指标要求。室内对5种不同类型的破乳剂对滩海油田原油的破乳能力进行了评价研究[1]。

1 室内破乳剂研究与评价

取三相分离器内的来液新鲜原油，按照GB/T 6533—2012 《原油中水和沉淀物的测定（离心法）》测定来液原油含水率为28%，属于中低含水原油。

依据SY/T 5281—2000原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法），首先利用油田目前在用的5种破乳剂对联合站来液原油进行脱水实验。将100 mL来液原油倒入比色管至刻度线，按照联合站的加药温度置于50 ℃恒温水浴锅中。预热5 min后，以目前在用加药浓度100 mg/L，向比色管中分别加入不同类型的破乳剂，振荡100下后，再次置于50 ℃恒温水浴中。观察来液原油的脱水速度、水质及油水界面情况，分别记录15 min、30 min、60 min、90 min、120 min时的出水量，不同破乳剂的脱水情况见表1。

从上述脱水效果来看，2#和3#破乳剂的脱水效果优于目前现场在用5#破乳剂，但是也未达到外输原油的含水指标。2#破乳剂前期脱水效果好，但120 min脱水效果不及3#破乳剂。3#破乳剂120 min脱水率高，但油水界面不清晰，乳化层严重。

表1 不同破乳剂的脱水情况

2#破乳剂为非离子聚醚型破乳剂，极性基团和非极性基团在油水乳化层交替排列形成多点吸附，部分顶替油水界面的乳化剂分子，使界面吸附的分子排列松散，分子间相互作用不强，导致界面膜强度降低，进而提高破乳效果，使得油水界面清晰[2-3]。

3#破乳剂为支链型破乳剂具有较好的润湿性和渗透性，到达油水界面更为迅速，油水界面占有表面积较大[4-5]，因而最终脱水率较高，但油水界面不清晰。

为了达到较好的脱水效果，室内对2#和3#两种破乳剂进行复配。选取脱水温度、破乳剂浓度和破乳剂复配比例3个影响原油脱水的重要因素，各因素对脱水率的影响见图1。采用三因素、四水平的正交实验表设计实验[6]，三因素四水平正交实验结果见表2～表4。

图1 各因素对脱水率的影响

表2 三因素四水平正交实验

从表3和表4可以看出，各因素对脱水率的影响程度顺序为脱水温度、复配比例、加药浓度。最佳脱水温度为60 ℃，温度过高将影响破乳剂的活性。随着加药浓度的增加，原油脱水率先升高后下降，最佳加药浓度为100 mg/L，两种破乳剂的最佳复配比例为1∶3，记该破乳剂为BH-7。在脱水温度为60 ℃，加药浓度为100 mg/L，BH-7破乳剂脱水率98.9%。

表3 正交实验结果

表4 正交实验计算结果

综合考虑脱水率拐点、现场工艺流程和破乳剂的成本因素，进一步评价破乳剂BH-7的深度脱水能力[7]，采用离心法对脱水后的上层原油进行含水和乳化液含量检测[8-10]，BH-2破乳剂的深度脱水性能评价见表5。从结果可以看出，BH-2破乳剂脱水后原油含水小于1%，达到原油外输要求。

2 现场应用

2020年4月8日，BH-2破乳剂在联合站进行现场试验，破乳剂浓度加量在100～110 mg/L，三相分离器和沉降罐运行温度调整到60～65 ℃，破乳剂成本从8 164 元/t 降低到6 858元/t。一个月内对外输原油进行抽样检测10次，现场外输原油含水抽样情况见表6。BH-2型与现场用破乳剂相比，破乳效果稳定，破乳能力能够满足原油外输要求，且成本较现场在用破乳剂节省16%，破乳剂用量从260 t/a节省到212 t/a，为滩海油田可综合节约48万元/a。

表5 BH-2破乳剂的深度脱水性能评价

表6 现场外输原油含水抽样情况

3 结论

通过室内破乳剂性能评价研究，2#和3#破乳剂对联合站外输原油破乳能力较好。通过正交实验和深度脱水能力评价，最终确定BH-2型破乳剂在脱水温度60 ℃，加药浓度100 mg/L时的脱水效果最好，能够满足外输原油的含水指标要求。BH-2型破乳剂现场试验效果显著，外输原油含水0.7%以下，且性能稳定，与现场在用药剂相比，破乳的温度从85 ℃降到60～65 ℃，药剂成本降低16%。破乳剂用量从260 t/a节省到212 t/a，每年共节约48万元/a。