CN115404099A - 一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法。主要解决了现有高含水率采出液脱除游离水形成W/O型低含水率原油乳状液的过程中产生过多直径小于2μm的细小水滴及所形成的W/O型低含水率原油乳状液经常规处理后水含量达不到控制指标的问题。包括以下步骤：（1）、向采出液中投加反相破乳剂，经过不少于二级游离水脱除得到W/O型低含水率原油乳状液；（2）、经过倒数第二级游离水脱除后的采出液含水率达到63%～90%；（3）、经过最后一级游离水脱除后得到W/O型低含水率原油乳状液。该方法可有效避免在形成W/O型低含水率原油乳状液的过程中产生过多直径小于2μm的细小水滴，使分离出的W/O型低含水率原油乳状液处理后能达标。
Description
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高含水率原油的矿场游离水脱除方法。
背景技术
作为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O/W型原油乳状液或W/O/W型原油乳状液脱除游离水后得到的W/O型低含水率原油乳状液中含有大量粒径小于2μm的细小水滴，这些水滴由于粒径过小，受Brown运动影响严重或几乎完全受控于Brown运动，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2μm的细小水滴而水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，并导致炼油厂蒸馏塔泛塔。目前解决油田矿场原油游离水脱除问题的主要方法包括三相分离器、生产分离器(两相分离器)-游离水脱除器(罐)和三合一(分离缓冲游离水脱除器)-游离水脱除器三种工艺，其中第一种工艺在三相分离器中同时实现脱气和游离水脱除，脱除游离水后的原油含水率一般要求在30％以下，为W/O型原油乳状液；第二种工艺在生产分离器中只脱气不脱水，游离水脱除只在游离水脱除器中进行，游离水脱除器出油含水率一般要求控制在30％以下，为W/O型原油乳状液；第三种工艺在三合一中脱除全部伴生气的同时，还脱除部分游离水作为集油工艺的回掺水，余下的游离水在游离水脱除器中脱除，游离水脱除器出油含水率一般要求在30％以下，为W/O型原油乳状液，该工艺中因三合一中分离出的游离水反复经历被回掺到油井产出液中和在三合一中被再次分离的过程，三合一出液的含水率与油井产出液的含水率大致相当。上述三种工艺得到的低含水率W/O型原油乳状液一般需要经过投加破乳剂和升温，再经过热化学沉降或电脱水(静电聚结)工艺脱除其中的乳化水，以达到出矿原油水含量控制指标。此外，也有采用高效三相分离器直接实现脱气、游离水脱除和乳化原油脱水的情况，三相分离器出油含水率可直接达到出矿原油水含量控制指标。
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-聚合物驱矿场试验和工业化应用中发现，上述三类驱油方式的产油量高峰与注入表面活性剂的产出高峰期不重叠，其中前者早于后者，即产油高峰期一般出现在注入表面活性剂产出的初始阶段，而注入表面活性剂产出高峰期时产油量已经较产油高峰期大幅度降低，主要表现为油井产出液含水率高达90％以上，甚至可以达到95％以上。由于表面活性剂产出高峰期，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O/W型原油乳状液或W/O/W型原油乳状液乳化严重，油滴粒径细小。
目前的碱-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-聚合物驱等化学驱采出液游离水脱除多采用上述的三种工艺，即三相分离器、生产分离器(两相分离器)-游离水脱除器(罐)和三合一(分离缓冲游离水脱除器)-游离水脱除器工艺。用上述三种游离水脱除工艺处理含水率大于90％的高含水率采出液时，均具有一个相同的特征，即含水率大于90％的O/W或W/O/W型原油乳状液在脱除游离水的过程中直接转变成W/O型低含水率原油乳状液。高乳化程度的O/W型原油乳状液或W/O/W型原油乳状液经过这种方式一次性脱除游离水后得到的W/O型低含水率原油乳状液中容易含有大量粒径小于2μm的细小水滴，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2μm的细小水滴而水含量达不到商品原油质量控制指标。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是克服背景技术中存在的现有高含水率采出液脱除游离水形成W/O型低含水率原油乳状液的过程中产生过多直径小于2μm的细小水滴及所形成的W/O型低含水率原油乳状液经过常规处理后水含量达不到商品原油质量控制指标的问题，而提供一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，该方法从高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液中脱除游离水，可有效避免在形成W/O型低含水率原油乳状液的过程中产生过多直径小于2μm的细小水滴，使分离出的W/O型低含水率原油乳状液经过下游热化学沉降或静电聚结处理后更容易达到商品原油的水含量控制指标。
本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：该高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，包括以下步骤：(1)、向高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液中投加反相破乳剂，经过不少于二级游离水脱除得到W/O型低含水率原油乳状液；(2)、经过倒数第二级游离水脱除后的采出液含水率达到63％～90％；(3)、经过最后一级游离水脱除后得到W/O型低含水率原油乳状液。
进一步的，所述采出液为碱-表面活性剂-聚合物驱、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高驱油用表面活性剂含量高含水率原油采出液。
进一步的，采出液含水率大于90％。
进一步的，反相破乳剂为嵌段聚醚非离子型高分子表面活性剂。
进一步的，所述嵌段聚醚非离子型高分子表面活性剂为聚氧丙烯聚氧乙烯多乙烯多胺(AE-121)和/或聚氧丙烯聚氧乙烯十八醇醚(SP169)；所述聚氧丙烯聚氧乙烯多乙烯多胺(AE-121)与聚氧丙烯聚氧乙烯十八醇醚(SP169)复配质量比为1:1。
进一步的，每kg含驱油用表面活性剂的高含水率采出液中的水含量为900mL～978mL,每kg游离水中的驱油用表面活性剂含量为66mg～251mg；每升高含水率采出液中嵌段聚醚非离子型高分子表面活性剂投加量为134～263mg。
本发明高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法的原理为：
附图2为O/W或W/O/W型原油乳状液的相分离过程分解图。如附图2中所示，高含水率O/W型和W/O/W型采出液的油水相分离过程可分解为油珠上浮(分层)、油珠聚结和水滴沉降(低含水率W/O型乳化原油脱水)三个过程，其中油珠上浮过程中也伴随着油珠之间的聚集和聚结；在三相分离器和游离水脱除器中，上浮的油滴在油水界面区域内形成附图2中所示的油珠聚集体(左二图)并随之发生聚并进而形成油连续相，其间油珠聚集体中油珠之间的间隙水大部分转变成水滴而分散在油连续相中形成低含水率W/O型原油乳状液；W/O型原油乳状液中的水滴在油水相密度差的作用下下沉到油水界面区域完成采出液的脱水过程，水滴下沉过程中也伴随着水滴间的聚集和聚结。O/W型采出液经过分层和油珠聚结后所形成的W/O型原油乳状液中的水滴大小主要取决于油珠聚集体内的油珠粒径，即油珠粒径越大，油珠之间的间隙越大，油珠聚并过程中被圈闭的间隙水所形成的水滴粒径越大。W/O型原油乳状液中水滴的粒径越小，则乳化程度越高，后续脱水的难度也越大，其中粒径小于2μm的水滴受布朗运动影响大或完全受控于布朗运动，即使通过提高沉降温度和延长时间也难以脱除。
相比于水驱和聚驱产出的O/W和W/O/W型采出液，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O/W和W/O/W型采出液油水界面张力可以降低1-2个数量级。由公式(1)(Hinze 1955)中湍流场内的最大分散相液滴直径计算公式可见，经过井筒油嘴和地面离心泵机械剪切的O/W和W/O/W型采出液中的最大油滴直径与油水界面张力的0.6次方成正比，因此相比于水驱和聚驱产出的O/W和W/O/W型采出液，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O/W和W/O/W型采出液中的初始油滴尺寸的降低幅度可以高达1个数量级，同样也会导致O/W和W/O/W型采出液脱除游离水后所形成的W/O型低含水率原油乳状液中的水滴粒径的降低幅度可高达1个数量级。根据公式(2)中的Stokes定律，W/O型原油乳状液中的水滴粒径大小是决定W/O型原油乳状液后续脱水难度的重要因素,W/O型原油乳状液中的水滴沉降速度与其直径平方成正比，因此相比于水驱和聚驱产出的O/W和W/O/W型采出液，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O/W和W/O/W型采出液脱除游离水后得到的W/O型原油乳状液中的水滴沉降速度下降幅度可以达到2个数量级，因而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O/W和W/O/W型采出液的脱水难度远大于水驱和聚驱采出液。
式中：
dmax—湍流场中稳定液滴的最大直径,m；
σ—分散相与连续相间的界面张力，N/m；
ρc—连续相密度,kg/m3；
ε—湍流能量耗散速率,m2/s3。
式中：
Vt—水滴沉降速度，m/s；
g—重力加速度，9.80665m/s2；
ρw——水相密度,kg/m3；
ρo——油相密度,kg/m3；
μo—油相黏度，Pa·s。
根据上面的分析，防止高含水率O/W型和W/O/W型采出液脱除游离水后形成的W/O型原油乳状液中水滴粒径过小的一个重要方法是强化油滴之间的聚并，使其在进入三相分离器和游离水脱除器(罐)内油水界面区域油珠聚集体前尽量变大，其中的一个可行的途径是先脱除高含水率O/W型和W/O/W型采出液中的大部分游离水，但仍使其保持为O/W或W/O/W型原油乳状液，这样可以增大后续游离水脱除过程中油滴之间的接触机会，便于油滴在流动和上浮过程中在反相破乳剂和流场作用下发生聚并，在进入三相分离器和游离水脱除器中油珠聚集体前尽量变大，继而使高含水率O/W型和W/O/W型采出液脱除剩余游离水后所形成的W/O型原油乳状液中的水滴粒径增大。
本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：
本发明通过向含水率大于90％的采出液中投加嵌段聚醚非离子型高分子表面活性剂作为反相破乳剂，促进高含水率采出液中水滴的聚集和聚并，经过不少于二级游离水脱除得到W/O型低含水率原油乳状液，其中经过倒数第二级游离水脱除后的采出液含水率为63％～90％，经过最后一级游离水脱除后得到W/O型低含水率原油乳状液。按上述方法从高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液中脱除游离水，可有效避免在形成W/O型低含水率原油乳状液的过程中产生过多直径小于2μm的细小水滴，使分离出的W/O型低含水率原油乳状液经过下游热化学沉降或静电聚结处理后更容易达到商品原油的水含量控制指标。
附图说明
附图1是本发明包含三种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺流程图；
图中：1-反相破乳剂加药装置，2-油井产出流体，3-分离伴生气，4-脱水脱气装置A，5-分离采出水，6-脱水脱气装置B，7-脱水装置A，8-脱水装置B，9-脱水装置C，10-W/O型低含水乳化油；
附图2是本发明实施例O/W和W/O/W型原油乳状液的相分离过程；
附图3为本发明实施例的外输液综合含水率与其室温静置沉降分离出的低含水率W/O型乳化油在60℃下静置沉降24h后的残余水含量关联性曲线；
附图4为本发明实施例从新中202转油放水站三元复合驱三相分离器进液和出油中分离出的乳化油的显微照片；(其中：(a)三元复合驱来液(三相分离器进液)中的乳化油；(b)三元复合驱外输泵进液(三相分离器出液)中的乳化油)
附图5为本发明实施例从新中202转油放水站三元复合驱三相分离器进液和出油中分离出的乳化油中的水滴粒径分布曲线。
具体实施方式：
下面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。
本发明包括实现碱-表面活性剂-聚合物驱、盐-表面活性剂-聚合物驱和表面活性剂-聚合物驱等三种化学驱采出的高驱油用表面活性剂含量高含水率原油的矿场游离水脱除方法。
这三种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺，其中第一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺包括以下步骤：
S1、含水率大于90％的高驱油用表面活性剂含量油井产出流体中加入反相破乳剂后进入三相分离器，在三相分离器中脱除全部伴生气和大部分游离水，三相分离器出油为含水率为63％～90％的O/W型或W/O/W型乳状液；
S2、三相分离器出油进入游离水脱除器(罐)进一步脱除游离水，得到含水率低于30％的W/O型原油乳状液。
第二种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺包括以下步骤：
S1、含水率大于90％的高驱油用表面活性剂含量油井产出流体(采出液)加入反相破乳剂后进入油气分离器或分离缓冲游离水脱除器(三合一)中，在其中脱除全部伴生气，在分离缓冲游离水脱除器(三合一)中还脱除部分游离水；
S2、油气分离器或分离缓冲游离水脱除器(三合一)出油单独或与直接来自油井的含水率大于90％的高驱油用表面活性剂含量油井产出流体(采出液)一起进入三相分离器，在三相分离器中脱除全部伴生气和大部分游离水，三相分离器出油为含水率为63％～90％的O/W型或W/O/W型乳状液；
S3、三相分离器出油进入游离水脱除器(罐)进一步脱除游离水，得到含水率低于30％的W/O型原油乳状液。
第三种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺包括以下步骤：
S1、含水率大于90％的高驱油用表面活性剂含量油井产出流体(采出液)加入反相破乳剂后进入油气分离器或分离缓冲游离水脱除器(三合一)中，在其中脱除全部伴生气，在分离缓冲游离水脱除器(三合一)中还脱除部分游离水；
S2、油气分离器或分离缓冲游离水脱除器(三合一)出油进入第一级游离水脱除器(罐)，在其中脱除大部分游离水，一级游离水脱除器(罐)出油为含水率为63％～90％的O/W型或W/O/W型乳状液；
S3、一级游离水脱除器(罐)出油进入二级游离水脱除器(罐)进一步脱除游离水，得到含水率低于30％的W/O型原油乳状液。
高驱油用表面活性剂含量油井产出流体含水率为90％～97.8％，每升高驱油用表面活性剂含量油井产出流体游离水的驱油用表面活性剂含量为66～250mg，每升高驱油用表面活性剂含量油井产出流体(按液相计)中嵌段聚醚非离子型高分子表面活性剂投加量为134～263mg。
本发明高驱油用表面活性剂含量油井产出流体(采出液)游离水脱除方法，应用于大庆油田北三东区块和北I-2排区块。
大庆油田北三东区块采用碱-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。驱油剂产出高峰期，该区块油井的三元复合驱采出液综合含水率为92.8％～97.8％，游离水pH为8.4～9.1，表面活性剂含量为66mg/L～251mg/L。该区块三元复合驱采出液的设计游离水脱除工艺为：油井产出液(含井口回掺水)进入三相分离器脱除全部伴生气和全部游离水，三相分离器出油含水率设计指标为不大于30％。
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。驱油剂产出高峰期，该区块油井的三元复合驱采出液综合含水率为94.8％～95.8％，游离水pH为8.1～8.2，表面活性剂含量为154mg/L～188mg/L，聚合物含量为772mg/L～926mg/L。该区块三元复合驱采出液进入新中203转油站和新中202转油放水站进行脱气和游离水脱除，设计游离水脱除工艺为：一部分油井的产出液(含井口回掺水)进入分离缓冲游离水脱除器脱除全部伴生气和部分游离水，分离缓冲游离水脱除器出油与另一部分油井产出液(含井口回掺水)一起进入三相分离器脱除全部伴生气和游离水，三相分离器出油含水率设计指标为不大于30％。
实施例1
大庆油田北III-6转油放水站接收北三东区块三元复合驱采出液(含井口回掺水)，投加嵌段聚醚非离子型反相破乳剂SP169和AE-121(按质量比为1：1进行复配)的油井产出液进入三相分离器脱除全部伴生气和全部游离水，三相分离器出油含水率设计指标为不大于30％。进入驱油剂产出高峰期后，为保障三相分离器放水含油量不超过3000mg/L，减轻该站沉降罐内污油回收处理的压力，上调了三相分离器油水界面，致使该站外输油(三相分离器出液)多数情况下为O/W型或W/O/W型原油乳状液。
用5个预先称重的容量为10L的塑料桶现场接取北III-6转油放水站三相分离器进液(已投加反相破乳剂SP169和AE-121)，用1个预先称重的容量为10L的塑料桶现场接取北III-6转油放水站外输油，置于室温下静置24h使油层凝固；将塑料桶内水层全部倒出后计量游离水和塑料桶内残余低含水率乳化油的质量，测试游离水pH、表面活性剂含量和聚合物含量。将塑料桶放入水温为40℃的水浴中预热30min，期间每隔5min将塑料桶上下颠倒2次；将塑料桶上下颠倒50次后将其中的油样倒入容量为1000ml的Schott瓶中。将Schott瓶内的油样倒入容量为100ml的玻璃离心试管中至50ml刻度，加入50ml 120#溶剂汽油后置于水温为60℃的水浴中预热10min，将离心试管上下手振100次后置于离心机中在60℃3000r/min下离心处理10min，记录离心试管底部的沉淀物、游离水和油水过渡层体积；将Schott瓶中剩余的油样倒入容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中至160ml刻度，将配方瓶置于水温为60℃的水浴中静置24h，用配有长针头的注射器将配方瓶中油水界面20cm以上的油层全部抽出，采用蒸馏法测定其水含量。
按上述方法测定的驱油剂产出高峰期某日北III-6转油放水站三相分离器进液和外输油的含水率构成、驱油剂含量和乳化原油24h 60℃静置沉降后的残余水含量见表1。由1表中可见，北III-6转油放水站三相分离器进液(含油井产出液和井口回掺水)综合含水率为95.8％，其水相表面活性剂含量为230mg/L，采用静置沉降法从其中分离的W/O型低含水率乳化油的初始含水率为18％，乳化油在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量为0.54％，高于0.5％的商品原油水含量控制指标；北III-6转油放水站外输液(三相分离器出油)综合含水率为63.2％，其水相表面活性剂含量为250mg/L，采用静置沉降法从其中分离的W/O型低含水率乳化油的初始含水率为14％，乳化油在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量为0.22％，远低于0.5％的商品原油水含量控制指标。上述两组数据对比表明，三相分离器进液含水率高，其静置沉降过程中油珠之间发生碰撞和聚并的概率低，油珠聚并主要发生在静置沉降过程中产生的油珠聚集体中。由于进入油珠聚集体的油珠的初始粒径小，油珠聚并过程中被圈闭在油滴之间的水膜和间隙水所形成的水滴粒径小，致使油珠聚并所形成的W/O型原油乳状液在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量仍高达为0.54％。而三相分离器出油的综合含水率为63.2％，其中的油滴密度大，静置沉降过程中油珠之间发生碰撞和聚并的几率高，油珠上浮过程中就频繁发生碰撞和聚并，进入油珠聚集体前油珠的粒径就已明显变大，因而油珠聚集体中油珠聚并过程中被圈闭在油滴之间的水膜和间隙水所形成的水滴粒径较大，油珠聚并所形成的W/O型原油乳状液在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量降低至0.22％，表明北III-6转油放水站接收的综合含水率为95.8％的三元复合驱采出液(含井口回掺水)经过两级游离水脱除得到的W/O型低含水乳化油的脱水难度明显低于其经过一级游离水脱除得到的低含水乳化油。
表1
| 测试项目 | 三相分离器进液 | 外输液 |
| 综合含水率，％ | 95.8 | 63.2 |
| 反相破乳剂加药量，mg/L | 189 | — |
| 游离水pH | 9.0 | 9.0 |
| 游离水表面活性剂含量，mg/L | 230 | 250 |
| 游离水聚合物含量，mg/L | 1082 | 1089 |
| 乳化油初始含水率，％ | 18 | 14 |
| 乳化油60℃下静置沉降24h后的残余水含量，％ | 0.54 | 0.22 |
实施例2
大庆油田北III-6转油放水站接收北三东区块三元复合驱采出液，投加嵌段聚醚非离子型反相破乳剂(所投加反相破乳剂为质量比为1：1的SP169和AE-121复配物)的油井的产出液进入三相分离器脱除全部伴生气和游离水，三相分离器出油含水率设计指标为不大于30％。进入驱油剂产出高峰期后，北III-6转油放水站接收的三元复合驱采出液(含油井回掺水)的综合含水率为92.8％～97.8％,为保障三相分离器放水含油量不超过3000mg/L，减轻该站沉降罐内污油回收处理的压力，上调了三相分离器的油水界面，致使该站外输油(三相分离器出液)多数情况下为O/W型或W/O/W型原油乳状液。
用1个预先称重的容量为10L的塑料桶现场接取北III-6转油放水站外输油，置于室温下静置24h使油层凝固；将塑料桶内水层全部倒出后计量游离水和塑料桶内残余低含水率乳化油的质量，测试游离水pH和表面活性剂含量。将塑料桶放入水温为40℃的水浴中预热30min，期间每隔5min将塑料桶上下颠倒2次；将塑料桶上下颠倒50次后将其中的油样倒入容量为1000ml的Schott瓶中。将Schott瓶内的油样倒入容量为100ml的玻璃离心试管中至50ml刻度，加入50ml 120#溶剂汽油后置于水温为60℃的水浴中预热10min，将离心试管上下手振100次后置于离心机中在60℃3000r/min下离心处理10min,记录离心试管底部的沉淀物、游离水和油水过渡层体积；将Schott瓶中剩余的油样倒入容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中至160ml刻度，将配方瓶置于水温为60℃的水浴中静置24h，用配有长针头的注射器将配方瓶中油水界面20cm以上的油层全部抽出，采用蒸馏法测定其水含量。
按上述方法测定的驱油剂产出高峰期北III-6转油放水站外输油的含水率构成、驱油剂含量和乳化原油24h 60℃静置沉降后的残余水含量见表2，表2中北III-6转油放水站外输油的其它各项测试参数与低含水率乳化油24h残余水含量之间的关联显著性见表3，外输液综合含水率与其室温静置沉降分离出的低含水率W/O型乳化油在60℃下静置沉降24h后的残余水含量关联性曲线见图3。在北III-6转油放水站外输油的各项其它测试参数中，以外输液综合含水率与其室温静置沉降分离出的低含水率W/O型乳化油在60℃下静置沉降24h后的残余水含量关联性最强，表明在影响乳化油24h残余水含量的诸多因素中外输液综合含水率是最主要的因素。由图3中可见，在外输液综合含水率为45.7％-93.5％范围内，乳化油24h残余水含量随外输液综合含水率上升先降低后增大，在综合含水率为78％附近有极小值。这一现象表明，初始含水率大于90％的高驱油表面活性剂含量三元复合驱采出液进入最后一级游离水脱除设备时的含水率为78％左右时，其脱除全部游离水后得到的W/O型低含水乳化油的后续脱水难度最低。
表2
表3
实施例3
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。该区块三元复合驱采出液进入新中203转油站和新中202转油放水站进行脱气和游离水脱除，设计游离水脱除工艺为：一部分油井的产出液(含井口回掺水)进入分离缓冲游离水脱除器脱除全部伴生气和部分游离水，分离缓冲游离水脱除器出油与另一部分油井产出液(含井口回掺水)一起进入三相分离器脱除全部伴生气和游离水，三相分离器出油含水率设计指标为不大于30％。进入驱油剂产出高峰期后，由于油井产出液含水率过高和反相破乳剂加药量过低，该站外输油(三相分离器出液)的综合含水率的变化范围为34％～78.8％，其乳状液类型大部分分为W/O型，少数时间为O/W型或W/O/W型。
用5个预先称重的容量为10L的塑料桶现场接取新中202转油放水站三元复合驱三相分离器进液(含新中203转油站来的已经脱气和脱除部分游离水的三元复合驱采出液，已投加反相破乳剂)，用2个预先称重的容量为10L的塑料桶现场分别接取新中202转油放水站三元复合驱外输泵进液(三元复合驱三相分离器出油)和出液，置于室温下静置24h使油层凝固；将塑料桶内水层全部倒出后计量游离水和塑料桶内残余低含水率乳化油的质量，测试游离水pH、表面活性剂含量和聚合物含量。将塑料桶放入水温为40℃的水浴中预热30min，期间每隔5min将塑料桶上下颠倒2次；将塑料桶上下颠倒50次后将其中的油样倒入容量为1000ml的Schott瓶中。用注射器从Schott瓶内抽取油样，用Leica DMRXP型偏光显微镜拍摄显微照片。将Schott瓶内的油样倒入容量为100ml的玻璃离心试管中至50ml刻度，加入50ml 120#溶剂汽油后置于水温为60℃的水浴中预热10min，将离心试管上下手振100次后置于离心机中在60℃3000r/min下离心处理10min,记录离心试管底部的沉淀物、游离水和油水过渡层体积；将Schott瓶中剩余的油样倒入容量为160ml的具盖玻璃配方瓶中至160ml刻度，将配方瓶置于水温为60℃的水浴中静置24h，用配有长针头的注射器将配方瓶中油水界面20cm以上的油层全部抽出，采用蒸馏法测定其水含量。
按上述方法测定的驱油剂产出高峰期新中202转油放水站三元复合驱三相分离器进液、三元复合驱三相分离器出油和三元复合驱外输泵出油的含水率构成、驱油剂含量和乳化原油24h 60℃静置沉降后的残余水含量见表4，从4月14日三相分离器进液和出油中分离出的乳化油的显微照片，以及其中水滴的粒径分布曲线见图4和图5。4月21日新中203转油放水站三元复合驱三相分离器进液和出油含水率分别为94.8％和47.4％，前者为O/W型或W/O/W型原油乳状液，后者为W/O型原油乳状液，从前者中分离出的低含水率乳化油的含水率为16.7％，两个低含水率W/O型乳化油在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量分别为1.78％和1.80％，基本相同。4月21日新中202转油放水站三元复合驱外输泵进液和出液的综合含水率分别为47.4％和45.7％，均为W/O/型原油乳状液，两个低含水率乳化油在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量分别为1.80％和2.11％，表明离心外输泵的剪切乳化作用对4月21日含水率为47.4％，乳状液类型为W/O型的新中202转油放水站三相分离器出液的油水分离特性有显著影响，外输泵出液在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量明显高于外输泵进液。
表4
4月14日新中203转油放水站三元复合驱三相分离器进液和出油含水率分别为95.8％和78.7％，从其中分离出的低含水率乳化油的含水率分别为18.5％和12.4％，两个低含水率乳化油在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量分别为2.65％和1.94％，表明新中202转油放水站接收的三元复合驱采出液经过两级游离水脱除得到的W/O型低含水乳化油的脱水难度明显低于其经过一级游离水脱除得到的低含水乳化油。4月14日新中202转油放水站三元复合驱外输泵进液和出液的综合含水率分别为78.7％和75.8％，均为O/W型或W/O/W型原油乳状液，从其中分离出的低含水率乳化油的初始含水率分别为12.4％和11.9％，两个低含水率乳化油在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量分别为1.94％和1.74％，表明离心外输泵的剪切乳化作用对4月14日综合含水率为78.7％的新中202转油放水站三相分离器出液的油水分离特性没有显著影响，从外输泵出液中分离的低含水乳化油在60℃下经过24h静置沉降后的残余水含量较外输泵进液中分离出的低含水乳化油不仅没有增大，还略有降低。
上述现象表明，离心泵对高驱油表面活性剂含量的W/O型原油乳状液有显著的剪切乳化作用，会增大下游采出液的脱水难度，而对综合含水率在80％左右的高驱油表面活性剂含量O/W型或W/O/W型原油乳状液的剪切乳化作用则不显著。
由图4和图5中可见，从4月14日新中202转油放水站三相分离器出油中分离出的低含水率乳化油中直径小于2μm的细小水滴数量明显少于从三相分离器进液中分离出的低含水率乳化油，三相分离器进液中分离出的低含水率乳化油中的直径小于2μm的水滴体积占水滴总体积的12.5％，而从三相分离器出油分离出的低含水率乳化油中直径小于2μm的水滴体积水滴总体积的6.3％，较前者下降49.6％。
在现场应用中，使用的高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺流程如附图1所示，图中给出了适合向高含水率采出液中投加嵌段聚醚非离子型高分子表面活性剂的位置示意图和高含水率采出液的二级或三级游离水脱除工艺示意图，图中包括脱水脱气装置A4，含水率大于90％的油井产出流体2在管道中投加反相破乳剂后进入脱水脱气装置A4或脱水脱气装置B6，所述脱水脱气装置A4为油气分离器或分离缓冲游离水脱除器(三合一)，脱水脱气装置A4通过原油输送管道与脱水脱气装置B6或脱水装置A7连接，所述脱水脱气装置B6为三相分离器；脱水脱气装置B6通过原油输送管道与脱水装置B8相连，脱水装置A7通过原油输送管道与脱水装置C9相连；所述脱水装置A7、脱水装置B8、脱水装置C9均为游离水脱除器(罐)；在油井产出流体2来液管线汇合点与脱水脱气装置A4或脱水脱气装置B6之间的管线上连接有反相破乳剂加药装置1，所述反相破乳剂加药装置1包括加药罐和加药泵。
附图1中包含三种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺。
在第一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺中，含水率大于90％的油井产出流体2在管道中投加反相破乳剂后进入脱水脱气装置B6，之后进入脱水装置B8，脱水脱气装置B6出油为含水率为63％～90％的O/W型或W/O/W型乳状液；脱水装置B8出油为含水率低于30％的W/O型原油乳状液；W/O型低含水率乳化油10通过管道输往下游脱水装置，分离采出水5通过管道输往污水沉降罐或掺水加热炉，分离伴生气3通过管道输往下游集气设施。
在第二种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺中，含水率大于90％的油井产出流体2在管道中投加反相破乳剂后进入脱水脱气装置A4，之后依次进入脱水脱气装置B6和脱水装置B8，脱水脱气装置B6出油为含水率为63％～90％的O/W型或W/O/W型乳状液；脱水装置B8出油为含水率低于30％的W/O型原油乳状液；W/O型低含水率乳化油10通过管道输往下游脱水装置，分离采出水5通过管道输往污水沉降罐或掺水加热炉，分离伴生气3通过管道输往下游集气设施。
在第三种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺中，含水率大于90％的油井产出流体2在管道中投加反相破乳剂后进入脱水脱气装置A4，之后依次进入脱水装置A7和脱水装置C9，脱水装置A7出油为含水率为63％～90％的O/W型或W/O/W型乳状液；脱水装置C9出油为含水率低于30％的W/O型原油乳状液；W/O型低含水率乳化油10通过管道输往下游脱水装置，分离采出水5通过管道输往污水沉降罐或掺水加热炉，分离伴生气3通过管道输往下游集气设施。
上述三种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除工艺的优点为最后一级游离水脱除装置进液的含水率为63％～90％，其中的油滴密度大，便于油滴在流动和上浮过程中在反相破乳剂和流场作用下发生聚并，在进入最后一级脱水装置内的油水界面区域的油珠聚集体前尽量变大，继而使高含水率O/W型和W/O/W型采出液脱除剩余游离水后所形成的W/O型原油乳状液中的水滴粒径增大，降低后续W/O型原油乳状液脱水的难度。
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。表面活性剂-聚合物驱和盐-表面活性剂-聚合物驱均可看作是碱-表面活性剂-聚合物驱(三元复合驱)在碱加量为0mg/L的特例。
Claims (7)
1.一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，其特征在于：包括以下步骤：
（1）、向高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液中投加反相破乳剂，经过不少于二级游离水脱除得到W/O型低含水率原油乳状液；
（2）、经过倒数第二级游离水脱除后的采出液含水率达到63%～90%；（3）、经过最后一级游离水脱除后得到W/O型低含水率原油乳状液。
2.根据权利要求1所述的一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，其特征在于：所述采出液为碱-表面活性剂-聚合物驱、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高驱油用表面活性剂含量高含水率原油采出液。
3.根据权利要求1所述的一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，其特征在于：高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液含水率大于90%。
4.根据权利要求1所述的一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，其特征在于：反相破乳剂为嵌段聚醚非离子型高分子表面活性剂。
5.根据权利要求1所述的一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，其特征在于：所述嵌段聚醚非离子型高分子表面活性剂为聚氧丙烯聚氧乙烯多乙烯多胺（AE-121）和/或聚氧丙烯聚氧乙烯十八醇醚（SP169）。
6.根据权利要求5所述的一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，其特征在于：所述聚氧丙烯聚氧乙烯多乙烯多胺（AE-121）与聚氧丙烯聚氧乙烯十八醇醚（SP169）质量比为1:1。
7.根据权利要求1所述的一种高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液的游离水脱除方法，其特征在于：每kg高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液中的水含量为900mL～978mL, 每kg游离水中的驱油用表面活性剂含量为66mg～251mg；每升高驱油用表面活性剂含量高含水率采出液中反相破乳剂投加量为134～263mg。
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