CN112300829A - 一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法 - Google Patents

一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，用于解决部分高驱油用表面活性剂含量原油单独采用游离水脱除‑热化学沉降工艺和游离水脱除‑电化学脱水工艺处理后水含量和/或盐含量超标的问题。具体步骤包括将经过热化学沉降或电化学脱水后水含量和/或盐含量超标的含驱油用表面活性剂原油掺入水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液中，投加破乳剂后再经过热化学沉降或静电聚结实现含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐。该方法通过进行二次脱水处理，利用水驱和聚驱采出的W/O型原油乳状液中粒径较大的低矿化度水滴与含驱油用表面活性剂原油中细小水滴之间的聚并，实现含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐。

Description

一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法
技术领域
本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种实现碱-表面活性剂-聚合物驱(三元复合驱)、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱等化学驱采出的含驱油用表面活性剂原油的矿场脱水脱盐方法。
背景技术
作为一种可大幅度提高原油采收率的实用技术，碱-表面活性剂-聚合物驱(三元复合驱)、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱等化学驱技术近年来开展了工业化应用或大规模现场应用试验，采收率提高幅度可达10％以上，对提高原油采收率和增加原油产量起了重要作用。
在大幅度提高原油采收率的同时，碱-表面活性剂-聚合物驱(三元复合驱)、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱也给原油脱水带来了新的问题。碱-表面活性剂-聚合物驱(三元复合驱)、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱等化学驱中注入的表面活性剂可大幅度降低采出液中油水界面的张力，导致油井产出的W/O型原油乳状液或W/O/W型原油乳状液中的部分水滴粒径非常细小，可达1μm以下。这些水滴由于粒径过小，难以通过重力沉降去除，造成部分高表面活性剂含量的碱-表面活性剂-聚合物驱(三元复合驱)、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱产出的原油乳状液经过常规的油气分离、游离水脱除、热化学沉降和电脱水(静电聚结)后因仍含有一部分直径小于5μm的细小水滴而水含量和盐含量达不到商品原油质量控制指标，会加剧输油管道内腐蚀，造成炼油厂原油加工设备因原油盐含量超标而发生腐蚀和催化剂中毒等事故，以及因原油中含水量过高而发生精馏塔泛塔。目前解决油田矿场原油脱水和脱盐问题的主要方法包括游离水脱除-热化学沉降、游离水脱除-电脱水(静电聚结)和游离水脱除-电脱水脱盐工艺，其中前两种工艺主要用于采出水矿化度较低的情况，这种情况下只要脱水原油能够满足水含量控制指标，盐含量就可以满足要求；第三种处理工艺主要用于采出水矿化度高的情况，在这种情况下为改善原油脱盐效果，在电脱盐工序中需要向原油中掺入低矿化度的洗盐水。由于高表面活性剂含量的三元复合驱、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱等化学驱采出液油水界面张力低，油水乳化程度高，采出液脱除游离水后得到的W/O型原油乳状液中含有大量难以通过重力沉降和静电聚结去除的直径小于5μm的细小水滴，造成经过长时间热化学沉降和电脱水工艺处理后的原油水含量高于商品原油水含量控制指标。同时由于三元复合驱和盐-表面活性剂-聚合物驱采出水矿化度远高于水驱和聚合物驱采出水，在原油水含量超标的情况下其盐含量也会超标，会造加剧下游输油管道和炼油设备腐蚀，并造成炼油装置催化剂中毒。游离水脱除-电脱水脱盐工艺在脱水和脱盐效果上明显好于游离水脱除-热化学沉降工艺和游离水脱除-电脱水工艺，但由于其处理工艺相对复杂，投资和运行费用高，仅用于采出水矿化度高的情况。为改善碱-表面活性剂-聚合物驱采出原油的脱水效果，部分油田脱水站采取三元复合驱采出液与水驱和/或聚合物驱采出液混合脱水的方法，在三元复合驱采出液表面活性剂含量较低和其在混合采出液中所占比例不高的情况下，可以显著改善脱水站处理三元复合驱、水驱和聚驱采出原油的整体脱水效果，但在三元复合驱采出液表面活性剂含量较高且其在混合采出液中所占比例较高的情况下，这种混合脱水的方式往往会造成电脱水器无法建立有效脱水电场，三元复合驱、水驱和聚合物驱采出原油脱水整体不达标。
发明内容
本发明在于克服背景技术中存在的部分高驱油用表面活性剂含量原油单独采用游离水脱除-热化学沉降工艺和游离水脱除-电化学脱水工艺处理后水含量和/或盐含量超标的问题，而提供一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法。该含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，将经过热化学沉降或电脱水处理后水含量和/或盐含量不达标的含驱油用表面活性剂原油掺混到水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中进行二次脱水处理，利用水驱和聚驱采出的W/O型原油乳状液中粒径较大的低矿化度水滴与含驱油用表面活性剂原油中细小水滴之间的聚并，实现含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐。
本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，包括以下步骤：
S1、将经过热化学沉降或电化学脱水后的含驱油用表面活性剂原油通过管线掺入水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液中；
S2、将破乳剂加入到S1中经过热化学沉降或电化学脱水后的含驱油用表面活性剂原油或/与水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液的中形成加入破乳剂的掺混液；
S3、将S2中加入破乳剂的掺混液经过热化学沉降或静电聚结实现含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐。
所述含驱油用表面活性剂原油为碱-表面活性剂-聚合物驱(三元复合驱)、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱等化学驱采出液经过热化学沉降或电化学脱水得到的低含水率原油。
所述破乳剂为嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂；所述嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂为聚氧丙烯聚氧乙烯酚醛树脂醚(AR-36)；所述破乳剂投加在掺混有含驱油用表面活性剂原油的水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中。
每kg含驱油用表面活性剂原油中乳化水的含量为8.7mL～46mL；每升含驱油用表面活性剂原油中乳化水的驱油用表面活性剂含量为151mg～522mg；每kg水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液的含水量为58mL～279ml；每升水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液掺入的含驱油用表面活性剂原油量为200mL～1000ml；每升掺入含驱油用表面活性剂原油的水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂投加量为50～150mg。
所述S3中含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐使用脱水加热炉/换热器、电脱水器或脱水罐。
本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：本发明通过将经过热化学沉降或电化学脱水后水含量和/或盐含量超标的含驱油用表面活性剂原油掺入到水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液中，投加破乳剂后再经过热化学沉降或静电聚结可实现含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水和脱盐，可解决部分高驱油用表面活性剂含量原油单独采用游离水脱除-热化学沉降工艺和游离水脱除-电化学脱水工艺处理后水含量和/或盐含量超标的问题；该方法较直接将三元复合驱采出液与水驱或聚驱采出液混合脱水的处理方式相比，由于经过热化学沉降或电化学脱水后水含量和/或盐含量超标的含驱油用表面活性剂原油含水率低，其中的细小水滴在混合油中所占的比例小，不仅对水驱和聚驱采出的W/O型原油乳状液的热化学沉降脱水和电脱水干扰小，还可显著提高水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液中大水滴与含驱油用表面活性剂原油中残余细小水滴的聚并效率，降低混合油热化学沉降和电化学脱水中分离采出水的表面活性剂含量和矿化度，提高脱水脱盐效率。
附图说明：
附图1为本发明的含驱油用表面活性剂原油的脱水脱盐工艺流程示意图。
图中：1-经过热化学沉降或电化学脱水后的含驱油用表面活性剂原油；2-不含驱油用表面活性剂的W/O型原油乳状液；3-破乳剂加药装置；4-脱水加热装置；5-脱水装置；6-脱水原油；7-脱水装置排水。
具体实施方式
以下结合附图和实施例进一步对本发明进行说明，但本发明的内容不仅仅局限于下面的实施例。
一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，包括以下步骤：
S1、将经过热化学沉降或电化学脱水后的含驱油用表面活性剂原油通过管线掺入水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液中；所述含驱油用表面活性剂原油为碱-表面活性剂-聚合物驱(三元复合驱)、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱等化学驱采出液经过热化学沉降或电化学脱水得到的低含水率原油。
S2、将破乳剂加入到S1中经过热化学沉降或电化学脱水后的含驱油用表面活性剂原油或/与水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液的中形成加入破乳剂的掺混液；所述破乳剂为嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂；所述嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂为聚氧丙烯聚氧乙烯酚醛树脂醚(AR-36)；所述破乳剂投加在掺混有含驱油用表面活性剂原油的水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中。
S3、将S2中加入破乳剂的掺混液经过热化学沉降或静电聚结实现含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐；所述S3中含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐使用脱水加热炉/换热器、电脱水器或脱水罐。
每kg含驱油用表面活性剂原油中乳化水的含量为8.7mL～46mL；每升含驱油用表面活性剂原油中乳化水的驱油用表面活性剂含量为151～522mg；每kg水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液的含水量为58mL～279ml；每升水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液掺入的含驱油用表面活性剂原油量为200mL～1000ml；每升掺入含驱油用表面活性剂原油的水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂投加量为50～150mg。
本发明含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，应用于大庆油田北I-2排区块和杏五区块。
大庆油田北I-2排区块采用碱-表面活性剂-聚合物驱油(三元复合驱)技术提高原油采收率，所注入的碱为碳酸钠，表面活性剂为石油磺酸盐，聚合物为部分水解聚丙烯酰胺。从该区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液含水率为9.8％，其水相pH为8.7，表面活性剂含量为554mg/L，聚合物含量为598mg/L。该W/O型原油乳状液在60℃下经过24h静置沉降和60min室内台式电脱水脱盐装置处理后的残余水含量分别为0.87％和0.92％,均远大于0.5％的商品原油水含量控制指标；同时静置沉降和电脱水处理后油样的残余盐含量为分别为129mg/L和135mg/L，均大于34mg/L的商品原油盐含量控制指标。
大庆油田杏五区采用盐-表面活性剂-聚合物驱技术提高原油采收率，所注入的盐为氯化钠，表面活性剂为石油磺酸盐，聚合物为部分水解聚丙烯酰胺。从该区块某油井产出液中分离出的W/O型原油乳状液(含水率为23.0％，其水相pH为8.5，表面活性剂含量为151mg/L，聚合物含量为520mg/L)。该W/O型原油乳状液在60℃下经过36h静置沉降处理后的残余水含量和盐含量分别为0.91％和88.4mg/L,分别大于0.5％的商品原油水含量控制指标和34mg/L的商品原油盐含量控制指标。
实施例1
在容量为1000mL的Schott瓶中加入1000ml从大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液(含水率为9.8％，其水相pH为8.7，表面活性剂含量为554mg/L，聚合物含量为598mg/L)，置于水温为60℃的水浴中静置24h；用10ml塑料刻度吸管从Schott瓶上部抽取500ml油层，转移到容量为500ml的Schott瓶中；将盛有油样的500mlSchott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试其含水率和含盐量；在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中依次加入50ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L,含水率为27.9％)和50ml上面经过24h 60℃静置沉降的油样；将配方瓶置于水温为55℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min；将两配方瓶中的油样分别倒入2个容量为80ml的玻璃脱水电极瓶中至80ml刻度；在脱水电极瓶中插入脱水电极组件后将其置于DPY-ZET型台式电脱盐评价仪中在55℃和100％功率条件下进行60min电脱水处理；将脱水电极组件从玻璃脱水电极瓶中取出，用10ml塑料刻度吸管从电极瓶上部各抽取40ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250ml Schott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表1。大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液经过24h 60℃静置沉降得到的含水率和盐含量分别为0.87％和128mg/L的低含水油与含水率为27.9％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比1：1混合所得到的混合油样，在加入100mg/L破乳剂并经过60min 55℃交流静电场脱水(60min时的电场强度为4872v/cm)后的残余水含量和盐含量分别为0.29％和16.5mg/L。
表1
Figure BDA0002740671490000071
实施例2
在容量为1000mL的Schott瓶中加入1000ml从大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液(含水率为9.8％，其水相pH为8.7，表面活性剂含量为554mg/L，聚合物含量为598mg/L)，置于水温为60℃的水浴中静置24h；用10ml塑料刻度吸管从Schott瓶上部抽取500ml油层，转移到容量为500ml的Schott瓶中；将盛有油样的500mlSchott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试其含水率和含盐量；在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中依次加入50ml上述500ml Schott瓶中的油样和50ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L,含水率为15.1％)和50ml上面经过24h 60℃静置沉降的油样；将配方瓶置于水温为55℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min；将两配方瓶中的油样分别倒入2个容量为80ml的玻璃脱水电极瓶中至80ml刻度；在脱水电极瓶中插入脱水电极组件后将其置于DPY-ZET型台式电脱盐评价仪中在55℃和100％功率条件下进行60min电脱水处理；将脱水电极组件从玻璃脱水电极瓶中取出，用10ml塑料刻度吸管从电极瓶上部各抽取40ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250ml Schott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表2。大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液经过24h 60℃静置沉降得到的含水率和盐含量分别为0.87％和128mg/L的低含水油与含水率为15.1％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比1：1混合所得到的混合油样，在加入100mg/L破乳剂经过60min 55℃交流静电场脱水(60min时的电场强度为4838v/cm)后的残余水含量和盐含量分别为0.27％和17.4mg/L。
表2
Figure BDA0002740671490000081
实施例3
在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中依次加入17ml大庆油田某脱水站三元复合驱电脱水器出油(含水率为4.6％，其水相pH为9.0，表面活性剂含量为427mg/L，聚合物含量为598mg/L，盐含量为159mg/L)和83ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L,含水率为27.9％)；将配方瓶置于水温为55℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min；将两配方瓶中的油样分别倒入2个容量为80ml的玻璃脱水电极瓶中至80ml刻度；在脱水电极瓶中插入脱水电极组件后将其置于DPY-ZET型台式电脱盐评价仪中在55℃和100％功率条件下进行60min电脱水处理；将脱水电极组件从玻璃脱水电极瓶中取出，用10ml塑料刻度吸管从电极瓶上部各抽取40ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250ml Schott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表3。含水率和盐含量分别为4.6％和159mg/L的大庆油田某脱水站三元复合驱电脱水器出油与含水率为27.9％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比1：5混合所得到的混合油样，在加入100mg/L破乳剂经过60min 55℃交流静电场脱水(60min时的电场强度为4989v/cm)后的残余水含量和盐含量分别为0.22％和20.5mg/L。
表3
Figure BDA0002740671490000091
实施例4
在容量为1000mL的Schott瓶中加入1000ml从大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液(含水率为9.8％，其水相pH为8.7，表面活性剂含量为554mg/L，聚合物含量为598mg/L)，置于水温为60℃的水浴中静置24h；用10ml塑料刻度吸管从Schott瓶上部抽取500ml油层，转移到容量为500ml的Schott瓶中；将盛有油样的500mlSchott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试其含水率和含盐量；在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中分别依次加入50ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L，含水率为5.8％)和50ml上面经过24h 60℃静置沉降的油样；将配方瓶置于水温为55℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min后放回到水浴中静置48h；用10ml塑料刻度吸管从2个配方瓶上部分别抽取50ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250mlSchott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表4。大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液经过24h60℃静置沉降得到的含水率和盐含量分别为0.87％和128mg/L的低含水油与含水率为5.8％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比1：1混合所得到的混合油样，在加入50mg/L破乳剂经过48h 55℃静置沉降后的残余水含量和盐含量分别为0.07％和20.8mg/L。
表4
Figure BDA0002740671490000101
实施例5
在容量为1000mL的Schott瓶中加入1000ml从大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液(含水率为9.8％，其水相pH为8.7，表面活性剂含量为554mg/L，聚合物含量为598mg/L)，置于水温为60℃的水浴中静置24h；用10ml塑料刻度吸管从Schott瓶上部抽取500ml油层，转移到容量为500ml的Schott瓶中；将盛有油样的500mlSchott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试其含水率和含盐量；在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中分别依次加入50ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L,含水率为5.8％)和50ml上面经过24h 60℃静置沉降的油样；将配方瓶置于水温为55℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min后放回到水浴中静置24h；用10ml塑料刻度吸管从2个配方瓶上部分别抽取50ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250mlSchott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表5。大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液经过24h 60℃静置沉降得到的含水率和盐含量分别为0.87％和128mg/L的低含水油与含水率为5.8％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比1：1混合所得到的混合油样，在加入100mg/L破乳剂经过48h55℃静置沉降后的残余水含量和盐含量分别为0.19％和20.5mg/L。
表5
Figure BDA0002740671490000111
实施例6
在容量为1000mL的Schott瓶中加入1000ml从大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液(含水率为9.8％，其水相pH为8.7，表面活性剂含量为554mg/L，聚合物含量为598mg/L)，置于水温为60℃的水浴中静置24h；用10ml塑料刻度吸管从Schott瓶上部抽取500ml油层，转移到容量为500ml的Schott瓶中；将盛有油样的500mlSchott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试其含水率和含盐量；在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中分别依次加入50ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L,含水率为27.9％)和50ml上面经过24h 60℃静置沉降的油样；将配方瓶置于水温为60℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min后放回到水浴中静置48h；用10ml塑料刻度吸管从2个配方瓶上部分别抽取50ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250mlSchott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表6。大庆油田北I-2排区块三元复合驱采出液中分离出的W/O型原油乳状液经过24h 60℃静置沉降得到的含水率为0.87％的低含水油与含水率为27.9％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比1：1混合所得到的混合油样，在加入150mg/L破乳剂经过48h 60℃静置沉降后的残余水含量和盐含量分别为0.21％和10.5mg/L。
表6
Figure BDA0002740671490000121
实施例7
在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中依次加入17ml大庆油田某脱水站三元复合驱电脱水器出油(含水率为4.6％，其水相pH为9.0，表面活性剂含量为427mg/L，聚合物含量为598mg/L，盐含量为159mg/L)和83ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L,含水率为27.9％)；将配方瓶置于水温为55℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min后放回到水浴中静置48h；用10ml塑料刻度吸管从2个配方瓶上部分别抽取50ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250ml Schott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表7。含水率和盐含量分别为4.6％和159mg/L的大庆油田某脱水站三元复合驱电脱水器出油与含水率为27.9％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比1：5混合所得到的混合油样，在加入200mg/L破乳剂经过24h 55℃静置沉降后的残余水含量和盐含量分别为0.32％和18.2mg/L。
表7
Figure BDA0002740671490000122
实施例8
在容量为1000mL的Schott瓶中加入1000ml从大庆油田杏五区块某盐-表面活性剂-聚合物驱油井产出液中分离出的W/O型原油乳状液(含水率为23.0％，其水相pH为8.5，表面活性剂含量为151mg/L，聚合物含量为520mg/L)，置于水温为60℃的水浴中静置36h；用10ml塑料刻度吸管从Schott瓶上部抽取500ml油层，转移到容量为500ml的Schott瓶中；将盛有油样的500ml Schott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试其含水率和含盐量；在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中分别依次加入71ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L,含水率为27.9％)和29ml上面经过36h 60℃静置沉降的油样；将配方瓶置于水温为55℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min后放回到水浴中静置36h；用10ml塑料刻度吸管从2个配方瓶上部分别抽取50ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250ml Schott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表8。大庆油田杏五区块某盐-表面活性剂-聚合物驱油井产出液中分离出的W/O型原油乳状液经过36h 60℃静置沉降得到的含水率和盐含量分别为0.91％和88.4mg/L的低含水油与含水率为27.9％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比2：5混合所得到的混合油样，在加入150mg/L破乳剂经过36h 55℃静置沉降后的残余水含量和盐含量分别为0.23％和19.1mg/L。
表8
Figure BDA0002740671490000131
实施例9
在容量为1000mL的Schott瓶中加入1000ml从大庆油田杏五区块某盐-表面活性剂-聚合物驱油井产出液中分离出的W/O型原油乳状液(含水率为23.0％，其水相pH为8.5，表面活性剂含量为151mg/L，聚合物含量为520mg/L)，置于水温为60℃的水浴中静置36h；用10ml塑料刻度吸管从Schott瓶上部抽取500ml油层，转移到容量为500ml的Schott瓶中；将盛有油样的500ml Schott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试其含水率和含盐量；在2个容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中分别依次加入71ml从大庆油田聚驱转油放水站外输油中分离出的低含水乳化油(水相聚合物含量为395mg/L,含水率为27.9％)和29ml上面经过36h 60℃静置沉降的油样；将配方瓶置于水温为60℃的水浴中预热10min后加入破乳剂，置于TH-10型振荡机上在300r/min的频次下振荡2min；将两配方瓶中的油样分别倒入2个容量为80ml的玻璃脱水电极瓶中至80ml刻度；在脱水电极瓶中插入脱水电极组件后将其置于DPY-ZET型台式电脱盐评价仪中在55℃和100％功率条件下进行60min电脱水处理；将脱水电极组件从玻璃脱水电极瓶中取出，用10ml塑料刻度吸管从电极瓶上部各抽取40ml油样转移到一个容量为250ml的Schott瓶中；将250ml Schott瓶上下颠倒10次使其中的油样混合均匀后取样测试含水率和含盐量见表9。大庆油田杏五区块某盐-表面活性剂-聚合物驱油井产出液中分离出的W/O型原油乳状液经过36h 60℃静置沉降得到的含水率和盐含量分别为0.91％和88.4mg/L的低含水油与含水率为27.9％的聚合物驱产出W/O型原油乳状液按体积比2：5混合所得到的混合油样，在加入100mg/L破乳剂经过60min 55℃交流静电场脱水(60min时的电场强度为5108V/cm)后的残余水含量和盐含量分别为0.13％和20.2mg/L。
表9
Figure BDA0002740671490000141
上述实施例各组分药品皆为市售产品。
上述方法的将经过热化学沉降或电化学脱水后的含驱油用表面活性剂原油掺入水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液中，再经过热化学沉降或静电聚结实现含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐。每kg含驱油用表面活性剂原油中乳化水的含量为8.7mL～46mL；每升含驱油用表面活性剂原油中乳化水的驱油用表面活性剂含量为151～522mg；每kg水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液的含水量为58mL～279ml；每升水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液掺入的含驱油用表面活性剂原油量为200mL～1000ml；每升掺入含驱油用表面活性剂原油的水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂投加量为50mg～150mg；嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂为聚氧丙烯聚氧乙烯酚醛树脂醚(AR-36)。
在现场应用中，使用的含驱油用表面活性剂原油的脱水脱盐工艺流程如附图1所示，图中给出了适合向水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中掺入含驱油用表面活性剂原油，以及向掺入含驱油用表面活性剂原油的水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中投加嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂的位置示意图，图中包括脱水加热装置4，所述脱水加热装置4为脱水加热炉或换热器，脱水加热装置4通过原油输送管道与脱水装置5连接，所述脱水装置5为电脱水器或脱水罐，所述脱水加热装置4通过进液管线分别与含驱油用表面活性剂原油1来液管线，以及水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液2来液管线相连，在含驱油用表面活性剂原油1来液管线和水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液2来液管线汇合点与脱水加热装置4之间的管线上连接有破乳剂加药装置3，所述破乳剂加药装置3包括加药罐和加药泵；含驱油用表面活性剂原油1和水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液2在管道中混合并投加破乳剂后进入脱水加热装置4升温，之后进入脱水装置5中进行脱水。进入电脱水器或脱水罐中进行脱水后，脱水原油6通过管线连接输送到油库；脱水装置排水7通过管线连接输送到采出水处理站；所述脱水装置5通过管线与净化原油缓冲装置和污水沉降/缓冲装置相连。嵌段聚醚型非离子表面活性剂的最佳加药点为含驱油用表面活性剂原油1来液管线和水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液2来液管线汇合点与脱水加热装置4之间，其优点为可以利用脱水加热装置4内的流场和停留时间实现W/O型原油乳状液中水滴的预聚集和预聚结，提高电脱水器/脱水罐内的原油脱水脱盐效率。
表面活性剂-聚合物驱可视为是碱-表面活性剂-聚合物驱和盐-表面活性剂-聚合物驱分别在碱加量为0mg/L和盐加量为0mg/L下的特例。上述的对实施例的描述是为便于该技术领域的普通技术人员能理解和应用本发明。因此，本发明不限于这里的实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，不脱离本发明范畴所做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、将经过热化学沉降或电化学脱水后的含驱油用表面活性剂原油掺入水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液中；
S2、将破乳剂加入到S1中经过热化学沉降或电化学脱水后的含驱油用表面活性剂原油或/与水驱或聚合物驱采出的低含水率W/O型原油乳状液的中形成加入破乳剂的掺混液；
S3、将S2中加入破乳剂的掺混液经过热化学沉降或静电聚结实现含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐。
2.根据权利要求1所述的一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在于：所述含驱油用表面活性剂原油为碱-表面活性剂-聚合物驱（三元复合驱）、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱等化学驱采出液经过热化学沉降或电化学脱水得到的低含水率原油。
3.根据权利要求1所述的一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在用于：所述破乳剂为嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂。
4.根据权利要求3所述的一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在用于：所述嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂为聚氧丙烯聚氧乙烯酚醛树脂醚（AR-36）。
5.根据权利要求1所述的一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在于：所述破乳剂投加在掺混有含驱油用表面活性剂原油的水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中。
6.根据权利要求1所述的一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在于：每kg含驱油用表面活性剂原油中乳化水的含量为8.7mL～46mL；每升含驱油用表面活性剂原油中乳化水的驱油用表面活性剂含量为151mg～522mg。
7.根据权利要求1所述的一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在于：每kg水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液的含水量为58mL～279ml；每升水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中掺入的含驱油用表面活性剂原油量为200mL～1000ml。
8.根据权利要求1所述的一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在于：每升掺入含驱油用表面活性剂原油的水驱或聚驱采出的W/O型原油乳状液中嵌段聚醚型非离子高分子表面活性剂投加量为50～150mg。
9.根据权利要求1所述的一种含驱油用表面活性剂原油的矿场深度脱水脱盐方法，其特征在于：所述S3含驱油用表面活性剂原油的深度脱水和脱盐使用脱水加热炉、换热器、电脱水器或脱水罐。
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