潿洲WZ11—1N油田乳化原油的形成機理及破乳劑評價

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

潿洲WZ11—1N油田乳化原油的形成機理及破乳劑評價

梁玉凱 顏明 陳霄 宋立志中海石油（中國）有限公司湛江分公司

取潿洲11—1N油田A2井原油，根據油田實際生產情況評價各因素對乳化原油穩定性的影響。由硫酸鋇配置的穩定乳化原油，在添加各濃度破乳劑攪拌后均立即出現了油水分層，且隨著靜置的時間增加，實現了大于90%的脫水率。根據破乳劑性能評價與優選結果，推薦采用濃度為1.5%的SA—5對A2井乳化原油進行破乳處理。由于A2井原油中天然乳化劑含量較低，溫度、含水率的變化都不易導致A2井原油形成穩定乳化原油；堿性條件會顯著增加A2井乳化原油穩定性。油井在進行堿性條件的井下作業時，必須考慮乳化原油防破乳問題。高嶺石、硫酸鋇結垢等固相微粒的存在會明顯增加A2井乳化原油穩定性。

乳化原油；穩定性；固相微粒；陰離子型表面活性劑；破乳

油井見水后，在各種外界因素影響下井筒及集輸管線會形成乳化原油，這將增加原油輸送過程中的能耗，引起管道腐蝕結垢并影響二次加工原料及產品質量。為此，弄清各因素對乳化原油穩定性影響，明確目標井乳化原油形成機理，并提出有針對性的破乳處理技術具有重要意義。本文取潿洲11—1N油田A2井原油，根據油田實際生產情況評價各因素對乳化原油穩定性的影響。

1 原油乳化過程

原油乳化過程受表面力的控制，形成乳化液滴所需的自由能，可由如下表達式描述

式中ΔA為增加的內表面積；γ12為兩相間的界面張力；ΔS為形成大量分散液滴所造成熵值的變化。

通常情況下ΔAγ12?TΔS，所以乳狀液的形成需要外界能量的供給，并不會自發形成。井筒內油水劇烈的攪拌，能提供兩相流體充分混合的場所及形成乳狀液所必須的能量。儲層微粒運移、結垢所形成的固體微粒，作業過程中入井流體引入的外源乳化劑、流體pH值的改變等，均會對ΔAγ12造成影響，這將導致井筒內形成穩定乳化原油的趨勢加大。需根據油井生產過程中的實際情況，評價各因素對乳化原油穩定性的影響，明確其形成穩定乳化原油機理，并有針對性地對破乳劑進行評價與優化。

2 實驗材料及方案

2.1實驗材料

潿洲11—1N油田A2井脫水原油；根據A2井采出水離子分析，采用化學分析純藥品配制的模擬采出水；HCl和NaOH配制的不同pH值采出水；參照SY5408—91標準制備粒徑小于2μm的高嶺石微粒；化學分析純BaCl2和Na2SO4配制的硫酸鋇晶體；破乳劑SA—5。

2.2實驗方案

（1）乳化原油穩定性影響因素評價。評價了單因素對乳化原油穩定性的影響。根據A2井實際井況，實驗采用溫度90℃，含水率25%，水相pH為7，不添加高嶺石、硫酸鋇，其中單因素變量設計如下：①溫度為50、70和90℃；②含水率為10%、15%、20%、30%、50%；③水相pH值為5、7、9；④高嶺石添加質量含量為0.05%、0.1%；⑤硫酸鋇添加量為0.05%、0.1%、0.2%。前人研究均已驗證，剪切速率和攪拌時間的增加均會增加乳化原油穩定性，所以在本實驗中原油乳化過程采用定剪切速率3000r/min，攪拌15min。攪拌完成后，置于對應溫度的恒溫水浴鍋中，每隔一定時間觀察并記錄乳化原油脫水情況。

（2）破乳劑評價與優選。根據乳化原油穩定性影響因素評價結果，在井口溫度（50℃）下，以3000r/min速度攪拌15min，配置含水20%的穩定乳化原油，并添加不同濃度（0.5%、1%、1.5%、2%）的破乳劑SA—5，參照SY/T5281—2000標準，進行人工震蕩200次，排氣，再至于50℃恒溫水浴中，觀察記錄5、15、30、60min的脫水情況。

3 實驗結果與分析

3.1乳化原油穩定性影響因素評價實驗

（1）溫度對原油穩定性的影響。實驗結果表明，溫度變化對A2井的原油乳化穩定性影響較小。配制的乳化原油均在5～8min內完全油水分離，且溫度越低，乳化液體系穩定性越好。這是由于較低的溫度，降低了油相中天然乳化劑的溶解度，增加了其在界面處的濃度，導致界面膜強度增加，水滴聚并阻力增加；且增加了分子間的內聚力，分散水滴的熱運動減弱，乳狀液體系穩定性增加；增加了油相黏度，降低了油水相的密度差，不利于水滴的聚并。

（2）含水率對原油穩定性的影響。實驗結果表明，隨著含水率的增加，乳化原油完全油水分離所需時間增加，但在不同含水率下，5min內均出現了乳化原油脫水。通常認為，隨著含水率的上升，液滴總表面積的增加，導致界面處單位面積的天然乳化劑濃度下降，油水乳化液的穩定性將下降。由于實驗所取A2井原油低含瀝青質，天然乳化劑含量較少，所以在各含水率下，配置出的乳化原油穩定性都較差；且由于含水量的增加，導致含水量較高的乳化原油完全脫水所需時間較長。

（3）pH值對原油乳化穩定性的影響。實驗結果表明，水相pH值變化對乳化原油穩定性影響明顯，在弱酸性（pH=5）條件下10min之后開始脫水，1h后完全實現油水分離；在弱堿性（pH=9）條件下45min后才開始脫水，且5h后脫水量僅為初始含水量的一半。水相pH值將會影響油水界面處天然乳化劑的分布，較低pH值情況下，原油中瀝青質將會與酸在油水界面處反應，生成的產物將降低油水界面張力，有利于乳化原油的形成[1]；較高pH值條件下，原油中的酸性組分與堿生成的脂肪酸皂極具界面活性，其將降低油水界面張力，有利于乳化原油的形成。

（4）固體微粒對原油乳化影響。實驗結果表明，加入的少量固體微粒對乳化原油體系起到極強的穩定作用。加入高嶺石（0.05%）的乳化原油在18min后開始脫水，在1h后完全實現油水分離；加入硫酸鋇（0.05%）的乳化原油8h后才開始脫水，15h后完全實現油水分離。這是由于固體顆粒在液珠表面形成吸附層，以及分散在液珠之間阻礙水滴聚并，增加了乳化液體系的穩定性。但在含水率一定的情況下，隨著固體微粒添加量的增加，重力對微粒的影響將愈發顯著，微粒的聚集沉降將導致乳化液體系的穩定性下降。

3.2破乳劑破乳效果評價實驗

針對WZ11—1N油田A2井乳化原油為固相微粒影響所形成，提出采用陰離子型表面活性劑SA—5對其進行破乳。SA—5疏水鏈締合吸附于顆粒的親油表面，利用其親水基團提高顆粒親水性，使顆粒表面變為水濕性表面，從而降低顆粒對油包水乳狀液的穩定性，最終實現乳化原油破乳。由硫酸鋇配置的穩定乳化原油，在添加各濃度破乳劑攪拌后均立即出現了油水分層，且隨著靜置的時間增加，實現了大于90%的脫水率，如圖1所示。根據破乳劑性能評價與優選結果，推薦采用濃度為1.5%的SA—5對A2井乳化原油進行破乳處理。

圖1 破乳劑SA—5破乳性能評價與優選

4 結論及建議

（1）由于A2井原油中天然乳化劑含量較低，溫度、含水率的變化都不易導致A2井原油形成穩定乳化原油。

（2）堿性條件會顯著增加A2井乳化原油穩定性。油井在進行堿性條件的井下作業時，必須考慮乳化原油防破乳問題。

（3）高嶺石、硫酸鋇結垢等固相微粒的存在會明顯增加A2井乳化原油穩定性。油井生產過程中需對生產制度嚴格控制，保持合理的生產壓差，避免近井地帶發生微粒運移，并對油井進行除防垢處理。

（4）針對目前A2井由固相微粒影響所形成的穩定乳化原油，推薦采用濃度1.5%的SA—5陰離子型表面活性劑進行破乳處理。

[1]馮濤，宋軍，王寶輝．低溫下原油/水的乳化形貌與微觀結構研究[J]．油氣田地面工程，2006，25（11）：10-11.

18980864518、liangyk1@cnooc.com.cn

（欄目主持楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.2.002

梁玉凱：工程師，2009年畢業于中國石油大學（華東）油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現在中海石油（中國）有限公司湛江分公司從事采油工藝研究工作。