王 勇，刘志光

（中海油（天津）油田化工有限公司，天津 300450）

1 污水除油与原油破乳现状

1.1 原油脱水

现阶段，我国海上采油平台原油脱水通常采用自由水分离-热处理-电脱水三段式工艺，与原油化学破乳技术相结合，在破乳剂添加时，大多采用一次或两段加药法，在一次加药中，在井口管汇处进行加药。在两段加药中，采出井井口管汇处进行一段加药，原油热处理器或电脱水处理器之前进行二段加药。

1.2 含油污水

此类污水是从三相分离器中被分离出的污水，可采用物理、化学、生物等方式进行处理。在处理过程中，一般先在除油罐前方加入一定的除油剂，使污水中水包油乳液被破坏，对存油进行回收；然后，在沉降罐前方加入絮凝剂，使水中杂质被清除；最后在罐的后方加入缓蚀剂、杀菌剂与阻垢剂。为了提高油田产量，势必要使用一定的化学药剂，但这样会引发地层污染，一旦处理不当，便会随着水注入地层，形成恶性循环，使采油成本增加[1]。

2 污水除油与原油破乳的影响因素

2.1 原油破乳

当采出液中的含水率不断增加时，破乳剂从原本的水溶性转变为高分子表面活性剂，此类试剂的特点在于用量较少、脱水速度快、效果好。经过三次采油技术的应用，采出液的乳化黏度更大，含有黏土、沥青质、粉细砂等多种材料，还包括大量水包油乳液，导致水质降低，乳化难度增加。由于利用聚合物含量与原油物性存在较大变化，在利用破乳剂时，脱水效果不够理想，这一点与污水实验结果相一致。

2.2 污水处理

在污水处理过程中，主要通过净水剂、絮凝剂等方式，使水中油与机械杂质被有效去除，但用量较多，通常超过50mg/L。由于采出液中含有大量水分，使污水处理量增加，需投入更多成本完成该任务。据调查，当前部分联合站中污水的含油量远远超出规定，外输污水的含油量达到1400mg/L，处理难度增加，究其原因，主要受以下因素影响：

1） 大规模注聚。

2）各类化学助剂的应用使污水治理难度增加。在提高油井产能的过程中，很可能产生负面影响。

3）对于局部稠油区域来说，在热采时采用的增产剂、降黏剂等，可使乳状液的体系更加牢固，在一定程度上使污水水质发生改变。

4）原油脱水与污水处理无法共存。在部分油田采出液中，含水量达到90%，原油的黏度为700mPa·s。

5）污水处理难度较低，但治理投入不足[2]。

3 污水除油与原油破乳的处理方法

在采油平台流程来液中，原油存在方式多种多样，主要包括以下四种，一是上浮油，在静止状态下，以连续相呈油膜浮在水面上；二是油包水乳化油，直径不超过1μm，以油包水的形式漂浮在水中；三是分散油，直径超过1μm，以微小油珠的形式分散在水中，并形成水包油的乳状液，原油的处理方式主要有以下几种。

3.1 采用油包水乳化剂

现阶段，不同采油平台使用的原油破乳大多为第三代试剂，以非离子型表面活性剂为主，此类试剂对来液油包水乳化油效果十分显著，可将上浮油与分散油分离后进入油相，但对水包油乳化液的处理效果不够理想，导致油进入水站中，增加水站的处理难度。当前，解决水包油乳状液处理的方式主要是将同类型的原油破乳剂加入其中，在破乳机理下，与乳化剂之间进行反应，形成不稳定的吸附膜，以此实现破乳[3]。

3.2 加药方式

在平台现有流程中，还可在原油到达沉降罐之前，采用加水包油破乳剂的方式实现原油破乳净水目标。根据实验情况选择药剂类型与剂量，剂量低于液量的20×10-6，此种方式可使来液水中的油充分分离，油只进入原油处理系统，而不入水处理系统，从而降低污水处理系统处理难度，此种加药方式的优势体现在：

1）降低分离器中水含油的比例，使水和油能够自动分离；且污水的含油量较低，在除油罐后所增加的絮凝剂效果更加明显。

2）在沉降罐中，油水界限更加清晰，底部水含油量极大减少，可有效减轻水系统处理负荷。

3）水包油破乳剂的成本相对较低，而油包水药剂以聚醚为主，采用的原料多为环氧乙烷等，价格涨幅较大，需投入较大成本。相比来看，在相同药剂浓度的情况下，此种方式的成本更低，效果更加明显。

3.3 发展油水分离设备

在日常操作中，应注重发展多种类型的油水分离设备，使污水得到高效处理。在工艺优化中，重心应放置在工艺流程方面，以化学药剂为辅助，由于投入了化学药剂虽然剂量不大，但不可避免的有部分药剂与原油一同进入炼油系统中，从而引发化学反应，使炼油效率降低。例如，药剂与原油中有机氯含量过高，将导致催化剂中毒，缩短催化剂使用寿命，进而增加炼油成本。对此，可研制SCL·1油水分离剂，该试剂为水溶性聚醚，拥有净水和破乳双重效果。经过现场试验表明，当加药浓度达到18mg/L时，外输污水将从115mg/L降低到50mg/L，且原油破乳的要求得到基本满足[4]。

4 实验分析

4.1 实验基础

在采出液含水率不断上升时，生产系统的温度逐渐降低，从投产初期的55℃降低到50℃以内。在常规状态下，操作温度仅为45℃。在此基础上，对采出液开展脱水实验，并对问题的成因进行分析。

1）实验条件。采用平台生产管汇原油，含水量为41.5%，现场使用的破乳剂。

2） 实验现象。在50℃以内，包括空白处，虽然在脱水后原油含水率显著降低，但脱水管中且不存在显著的脱出水。从沉降现象可知，在脱水后原油含水呈现出一定梯度，但乳化水并未完全破乳、分离和聚并。

3）原因。该原油的类型为石蜡基型，当温度达到30℃时凝固，析蜡点为50℃左右。当温度不足50℃时，原油中大部分蜡晶的析出致使乳状液的界面膜黏弹性、机械强度有所提升，对乳化分散的聚结、聚并起到阻碍作用，无法顺利实现油水分离。

4.2 破乳结构设计

通过对实验现象的分析，可对破乳结构进行设计，使合成工艺得以优化。

1）试剂主要成分。在破乳剂中，主链为碳结构，并以硅为骨架，形成表面活性剂；在功能基团方面，主要为醚基团，采用交联与改性的方式，使部分酯基和离子基团相结合；在功能基团方面，坚持匹配原则，明确破乳剂中主分子量后，对试剂中HLB值进行计算和测定，使破乳剂达到最佳功能。

2）试剂构成。包括增效助剂、协同效应助剂等，前者主要是与适量的润湿剂相混合，使破乳剂对蜡晶的润湿作用得以提升，使乳化膜富集的作用降低，减轻油水界面膜的强度；后者则是将适量的化学药剂加入，使蜡晶立体结构发生改变，减少蜡晶对水的包裹作用，为分散水滴创造良好的条件。按照破乳剂结构方案，开展大量实验，最后明确最适用于油田的破乳剂，即DCP-F原油破乳剂。

4.3 脱水实验

在明确破乳剂类型后，在室内开展模拟脱水实验，将其与现场药剂进行对比，使药剂的适用性得以明确。本次实验的条件为：采用平台生产管汇原油，含水量为41.5%，DCP-F原油破乳剂。通过实验结果可知，在相同的实验条件下，DCP-F原油破乳剂可使脱水量得到显著提升，在脱水后，原油的含水量明显降低，该结果充分说明在低温状态下，DCP-F原油破乳剂的破乳、聚结、聚并效果最佳，可为油水分离打下坚实基础[5]。

4.4 现场应用

在以往破乳剂应用过程中，投放药剂量在100mg/L左右，三相分离器出口处的原油含水范围为1～3%，污水颜色为黑色。在利用DCP-F原油破乳剂后，对脱水温度、脱后原油含水情况进行12h的监测，结果如下：投药量均为75～80mg/L，在1:00时，脱水温度为49℃，分离器出口含水0.35%，脱出水质为清；在7:00时，脱水温度为45℃，分离器出口含水0.28%，脱出水质为清；在16:00时，脱水温度为46℃，分离器出口含水0.27%，脱出水质为清；在0:00时，脱水温度为47℃，分离器出口含水0.35%，脱出水质为清。

5 结语

综上所述，通过本文研究表明，DCP-F破乳剂拥有良好的脱水效果，通过对破乳剂结构进行优化，发挥润湿反相助剂的辅助作用，使破乳剂的脱水效果得到显著提升。在污水处理方面，通过研制SCL·1油水分离剂，该试剂为水溶性聚醚，拥有净水和破乳双重效果。总之，上述措施的应用使油田原油生产指标顺利完成。