丁保東，曹 暢，楊 帆，劉 磊，薛志浩，孫 杰

(1.中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011；2. 中國石油化工集團有限公司碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室, 新疆 烏魯木齊 830011;3.西南油氣田公司致密油氣勘探開發(fā)項目部，四川 成都610056；4.海洋石油工程(青島)有限公司，山東 青島 266400；5.西南石油大學油氣消防四川省重點實驗室，四川 成都 611731)

隨著常規(guī)石油資源日益枯竭，稠油資源將是我國油氣開發(fā)的重要戰(zhàn)略接替[1-3]。稠油的高黏度與低流動性給其開采和儲運帶來極大困難。油水混輸是目前油田現(xiàn)場的有效集輸方法之一[4]。但稠油中所含的瀝青質(zhì)與膠質(zhì)等非烴類化合物通常具有較強的雙親及表面活性，在油水混輸過程中其極易與水相發(fā)生乳化，形成油包水(W/O)型甚至油包水包油(O/W/O)型復雜乳狀液體系[5-6]，致使管輸流動摩阻與能耗顯著增加。

實現(xiàn)油水混輸減阻降耗的關(guān)鍵是探明原油乳狀液的穩(wěn)定機理[7]及破乳的主要途徑。影響破乳的主要因素包括原油及采出水性質(zhì)、溫度、乳化劑類型及濃度等[8-10]。常用破乳劑有含硅破乳劑[11]、以多乙烯多胺為起始劑的嵌段聚醚(AE、AP系列)[12]、AR型破乳劑[12]及酚胺醛樹脂聚醚(ST、TA系列)[13]。劉佐才等[14]發(fā)現(xiàn)酚胺類聚環(huán)氧乙烷環(huán)氧丙烷醚破乳劑與多烯多胺環(huán)氧乙烷環(huán)氧丙烷醚類復配可顯著提高破乳能力。張健等[15]研究發(fā)現(xiàn)，隨破乳劑濃度增加、溫度升高，原油乳狀液脫水率不斷增大。Biniaz等[16]進一步構(gòu)建了基于破乳劑濃度、溫度及含水率的輕質(zhì)原油乳狀液脫水效率預測模型，預測效果良好?？傮w而言，國內(nèi)外學者對常規(guī)原油乳化及破乳機理開展了廣泛研究，但集輸系統(tǒng)內(nèi)稠油乳狀液破乳脫水相關(guān)研究仍有待完善和發(fā)展。

目前，旅大油田采用摻水集輸工藝，混輸溫度為60 ℃。為降低管道入口壓力，油水混合液的含水率通常需維持在45%以上，摻水量高且輸油終端脫水負荷大。為此，筆者擬在油水混合液中加入適量抗乳化劑，有效抑制油水乳化程度，降低摻水量及管輸摩阻。本工作通過確定稠油乳化致稠的主要影響因素，比選評價出有效的抗乳化復配體系，然后采用流變儀動態(tài)剪切及OLGA軟件模擬研究稠油采出液加抗乳化劑管流阻力特性，驗證復配抗乳化體系對稠油管輸?shù)牧鲃訙p阻效率。

1 實 驗

1.1 原料與儀器

脫水稠油(20 ℃密度為967.1 kg/m3，50 ℃黏度為1 350 mPa·s)與采出水，旅大油田；十八醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(SP169)、酚醛多乙烯多胺聚氧乙烯聚氧丙烯醚(TA1031和CH-70)、酚醛樹脂聚氧乙烯聚氧丙烯醚(JL-16)、丙二醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(BH-132)，成都科龍化工試劑廠；二甘醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(LS-PR-9)，廣東藍勝環(huán)?？萍加邢薰?；多乙烯多胺聚氧乙烯聚氧丙烯醚(AP9901)，青島優(yōu)索化工有限公司。

Viscotester iQ-HAAKE智能流變儀，奧地利安東帕公司；TX-500C界面張力儀，上海中晨數(shù)字技術(shù)設備有限公司；XPF-550C偏光顯微鏡，上海蔡康光學儀器有限公司。

1.2 實驗方法

1.2.1 乳狀液制備

預熱純油油樣至60 ℃，將體積分數(shù)10%～50%的油水液置于60 ℃恒溫水浴中，以500 r/min轉(zhuǎn)速持續(xù)攪拌10 min，得到不同含水率的W/O乳狀液。

1.2.2 靜置分水測定

將抗乳化劑與稠油乳狀液充分混合，取50 mL乳狀液倒入比色管，并靜置于60 ℃水浴鍋中，每隔1 h觀測一次分水高度，按式(1)計算分水率，記錄分水率隨時間的變化規(guī)律。

(1)

式中：ωt為t時刻乳狀液的分水率，%；ω為含水率，%；Ht為t時刻分水高度，mm；H為乳狀液總高度，mm。

1.2.3 油-水界面張力測定

采用TX-500C界面張力測試儀，在60 ℃測定加抗乳化劑前后的油水界面張力。

1.2.4 加抗乳化劑管輸降黏減阻模擬

稠油摻水混輸?shù)木C合含水率通常需高于油水反相點約10%～20%。根據(jù)實驗結(jié)果，稠油加抗乳化劑管輸模擬的含水率初步確定為40%。為使油水不相容體系在測黏過程與管道混輸過程中的運移狀態(tài)及相互作用更接近，實驗采用槳式轉(zhuǎn)子系統(tǒng)進行。

稠油集輸管道的管長L=15.9 km，管道內(nèi)徑D=0.254 m，輸油量Qo=1 840.4 m3/d，管道入口溫度60.9 ℃，由式(2)和(3)可分別計算油水混輸時間(t)及當量剪切速率(r)。設定相關(guān)參數(shù)后，每隔30 s采集一次數(shù)據(jù)，測定油水混合液表觀黏度隨時間的變化規(guī)律。采用OLGA軟件模擬計算油水混輸壓降，以評價集輸管內(nèi)抗乳化劑的減阻效果。

(2)

(3)

式中：Qo為輸油量，m3/d(油水混合液總流量Q=Qo/(1-40%))；D為管道內(nèi)徑，m；L為管道長度，m。v為油水混合液在管道中的流速，m/s。

2 結(jié)果與討論

2.1 稠油采出液乳化致稠影響因素

2.1.1 溫 度

將含水率為30%的均勻乳狀液倒入比色管中，在不同溫度下靜置1 h并觀察分水情況。當制備溫度由20 ℃上升至40 ℃時，乳狀液分水率由93.8%下降至45.7%，當制備溫度上升至50 ℃以上時，摻入的水基本穩(wěn)定分散于油相中。這是由于低溫下稠油黏度較高，攪拌過程中水相難以被充分切割為小液滴且均勻分散于油相中。

不同溫度下含水量30%乳狀液的黏溫變化關(guān)系見圖1。由圖1可以看出，隨制備溫度升高，相同剪切速率下乳狀液的表觀黏度降低。一方面是由于溫度升高，原油中構(gòu)成油水界面膜的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等非烴化合物在原油中的溶解度增大，使得界面膜變薄，其機械強度降低；另一方面，內(nèi)相水滴受熱體積膨脹，同樣使得油水界面膜機械強度降低?；谏鲜鰞梢蛩貐f(xié)同作用，內(nèi)相水滴更易發(fā)生碰撞和聚并，形成大粒徑液滴，從而使分散相液滴平均粒徑與液滴間距增大，液滴間相互作用及乳狀液表觀黏度降低。因此，有必要篩選評價合適的抗乳化劑，抑制集輸管道內(nèi)W/O型乳狀液的形成。

圖1 不同溫度下含水率30%乳狀液的黏溫曲線

2.1.2 含水率影響

圖2為偏光顯微鏡下觀測到的不同含水量的乳狀液結(jié)構(gòu)。由圖2可以看出，含水率為10%～50%時，分散相水滴基本呈球形或橢球形分散在油相中，隨含水率上升，水滴數(shù)量及其粒徑均增加，分布逐漸均勻。當含水率增大至50%，油水液則難以形成穩(wěn)定的乳狀液，開始出現(xiàn)游離水，油水分布極不均勻，分散相液滴粒徑相差懸殊。含水率60%的油水液，在未持續(xù)攪拌作用下，分散相水滴會逐漸聚結(jié)和沉降，直至恢復為游離態(tài)。

圖2 不同含水率時稠油乳狀液的微觀分布

圖3為油水乳狀液在剪切速率為20 s-1時的表觀黏度與含水率關(guān)系。由圖3可見，當含水率不高于40%時，隨含水率升高，連續(xù)油相中的分散水滴數(shù)量增加，油水相界面作用增強，乳狀液表觀黏度逐漸增大。但當含水率高于40%時，連續(xù)相逐漸由油相轉(zhuǎn)變?yōu)樗?，乳狀液表觀黏度明顯降低。結(jié)合微觀結(jié)構(gòu)及流變測試結(jié)果，可大致確定油水乳狀液的反相點約為40%。

圖3 油水乳狀液表觀黏度與含水率的關(guān)系

2.2 單劑抗乳化影響因素

2.2.1 單劑種類

在含水率30%的稠油乳狀液中分別加入7種抗乳化劑各200 mg/L，并置于60 ℃水浴鍋中恒溫8 h，不同抗乳化劑作用下的分水率變化規(guī)律見圖4。由圖4可以發(fā)現(xiàn)，加入AP9901、TA1031、CH-70抗乳化劑后的分水率顯著高于加入其他4種試劑的分水率(均低于35%)，7種試劑的抗乳化性能依次為AP9901>TA1031>CH-70>LS-PR-9>JL-16>BH-132>SP-169。這可能是由于AP9901、TA-1031和CH-70均為五鏈試劑，其中TA-1031含有芳香環(huán)結(jié)構(gòu)，該劑支鏈多、分子結(jié)構(gòu)復雜、相對分子質(zhì)量大、潤濕性能強，易于在油水界面膜上鋪展，從而更迅速頂替原界面膜成膜物質(zhì)，有效降低界面膜強度。JL-16僅含一個支鏈，其作用于油-水界面膜時吸附面積小，降低界面膜強度的能力有限，而SP-169甚至不含任何支鏈，分子量小且分子結(jié)構(gòu)單一，對膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高的稠油乳狀液分水效果較差[17]。

圖4 不同抗乳化劑作用下乳狀液的分水率

2.2.2 界面張力

加入不同抗乳化劑后稠油與水的界面張力關(guān)系見圖5。

圖5 加入不同抗乳化劑后稠油與水的界面張力

由圖5可以發(fā)現(xiàn)，與空白組相比，加入抗乳化劑后稠油-水界面張力均有不同程度的降低，尤其加入AP9901和CH-70的稠油-水體系界面張力下降最為顯著。表明7種抗乳化劑的表面活性均比原油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等物質(zhì)的表面活性高，更易吸附于油水界面膜，從而降低界面膜強度。從微觀結(jié)構(gòu)分析，界面膜強度是由界面層表面活性劑分子的吸附排列狀態(tài)和側(cè)向分子間的相互作用決定，所加入的抗乳化劑均為嵌段聚醚物，分子量大、支鏈多，可形成多點吸附，側(cè)向分子作用力較弱，可使界面膜強度降低，因此，水滴更易聚結(jié)沉降，油水混合液難以形成高穩(wěn)定性的W/O乳狀液[18]。

2.3 復配劑抗乳化影響因素

2.3.1 復配體系

AP9901、TA1031、CH-70三種藥劑與稠油乳狀液的配伍性較好，但仍存在作用時間長、分出水含油量大的問題。實驗將AP9901、TA-1031和CH-70三種試劑兩兩等質(zhì)量配制成200 mg/L的復配體系，分析評價各復配體系的協(xié)同效應及抗乳化效果，結(jié)果見圖6。由圖6可以看出，各復配體系下6 h后乳狀液的分水率均超過70%，相比單劑顯示出更優(yōu)的抗乳化效果，其中AP9901/TA1031復配體系的分水效果略高于TA1031/CH-70與AP9901/CH-70兩種復配體系。

圖6 不同抗乳化劑復配體系作用下乳狀液的分水率

2.3.2 復配比濃度

選定3種抗乳化劑按不同質(zhì)量比兩兩相配，加劑量為200 mg/L，相應的破乳分水效果見圖7。由圖7可見，m(AP9901)∶m(TA1031)=2∶1、m(AP9901)∶m(CH-70)=1∶2及m(TA1031)∶m(CH-70)=3∶1三種復配濃度下乳狀液的分水率最高，分水速度最快，尤其是m(AP9901)∶m(TA1031)=2∶1復配體系，破乳4 h后的分水率可達81.9%，且水中含油量極少，顯示出良好的復配協(xié)同效應及破乳分水效率。

首先，要將政治上可靠的人選用在中層管理崗位上。我們的大學是黨領(lǐng)導下的社會主義大學，所以在選用干部時一定要看他們政治上是否可靠，具體而言即是否具有政治意識、大局意識和責任意識。

圖7 不同抗乳化劑復配體系作用下乳狀液的分水率

2.3.3 界面張力

在稠油中加入200 mg/L不同復配比例的抗乳化劑體系，測試相應的油-水界面張力，結(jié)果見圖8。

圖8 不同復配比抗乳化劑作用下的油-水界面張力

由圖8可以發(fā)現(xiàn)，加入復配劑后，油-水界面張力均降至35.0 mN/m以下，其中m(TA1031)∶m(CH-70)=1∶2復配體系的作用效果最佳，油-水界面張力降至15.3 mN/m，其分水效果不佳(圖8)?？傮w而言，聚醚型復配抗乳化劑具有較好的表面活性，在油-水界面上的吸附效率高，可頂替瀝青質(zhì)等天然乳化劑的吸附，使水滴難以被油相穩(wěn)定包裹，從而抑制W/O乳狀液的形成。綜合考慮分水效果與油-水界面張力，在加劑量為200 mg/L時，復配體系m(AP9901)∶m(TA1031)=2∶1的作用效果最佳。

2.4 抗乳化劑對油水管輸阻力特性影響

2.4.1 低速剪切

制備不加劑空白樣和含水率為40%的m(AP9901)∶m(TA1031)=2∶1復配抗乳化劑試樣的稠油乳狀液，加劑量為200 mg/L。設定流變儀剪切速率為22.05 s-1，測試時間為6.3 h，溫度從60 ℃降至45 ℃，油水乳狀液表觀黏度隨剪切時間的變化規(guī)律見圖9。

圖9 加劑前后的油水混合液表觀黏度與時間的關(guān)系

由圖9可以看出，不加劑乳狀液表觀黏度隨剪切時間增加與溫度降低而不斷增大。加劑后的油水混合液表觀黏度隨剪切時間在管內(nèi)的變化可大致分為3個階段： 0～11 000 s(對應管輸長度0～7.7 km)時間段的黏度上升區(qū)，在該段時間內(nèi)，由于管道沿線溫度下降，混合液表觀黏度逐漸增大；11 000～12 500 s(對應管輸長度7.7～8.75 km)時間段的黏度下降區(qū)，此時油水界面膜破裂，小水滴迅速聚并，油水混合液由穩(wěn)定乳狀液向乳狀液+游離水形態(tài)過渡，其表觀黏度急劇降低；12 500～22 714 s(對應管輸長度8.75～15.9 km)時間段的低黏流動區(qū)，此階段內(nèi)管道已出現(xiàn)大量游離水，混合液表觀黏度大幅降低，在抗乳化劑作用下游離水不再與油相發(fā)生乳化。測試結(jié)束后將流變儀測量筒內(nèi)的油水混合液倒入比色管中發(fā)現(xiàn)，不加抗乳化劑時游離水僅占混合液體積8.3%，而加劑體系中游離水含量占混合液體積達29.4%，說明抗乳化劑抑制油水乳化效果明顯。

2.4.2 高速剪切

為考察m(AP9901)∶m(TA1031)=2∶1復配抗乳化劑體系在強剪切作用下的降黏減阻效果，分別測試加入200 mg/L復配劑后含水率為30%～60%的油水混合液在高速剪切作用下的表觀黏度。測試溫度60 ℃，剪切速率為100 s-1，測試時間為3 600 s，每隔30 s采集一次混合液的表觀黏度值，結(jié)果見圖10。

圖10 剪切速率100 s-1下不同含水率油水混合液表觀黏度與剪切時間的關(guān)系

由圖10可以看出，含水率越高的體系油水乳狀液形成所需時間越久，且加入AP9901/TA1031復配抗乳化劑體系的乳化時間遠大于不加劑體系。

2.4.3 混輸壓降計算

根據(jù)管輸模擬實驗結(jié)果可知，實際管道中稠油-水乳狀液流速和剪切速率均較低。加入抗乳化劑后，在管道前半段(0～7.7 km)水相逐漸析出；在后半段(7.7～15.9 km)，當析出水量達到一定值(29.4%)后不再增加，且始終保持游離水狀態(tài)。因此，可將稠油-水采出液加抗乳化劑集輸過程大致簡化為兩段輸送，即前半段為含水率40%的乳狀液輸送，后半段為含水率10.6%乳狀液與29.4%游離水混輸。管道入口溫度為60.9 ℃，油水混合液總輸量3 067.3 m3/d，管道內(nèi)徑為0.254 m，出口壓力設定為1 MPa，采用OLGA軟件模擬。結(jié)果顯示，不加抗乳化劑輸送乳狀液的壓降為12.92 MPa，混合液在前半段(0～7.7 km)管道中的壓降為3.17 MPa，后半段(7.7～15.9 km)管道中壓降為1.11 MPa，共計4.28 MPa。相比不加劑輸送，抗乳化劑油水混輸工藝的減阻率達66.87%，這表明加入適量的抗乳化劑不僅可有效降低稠油采出液集輸流動摩阻，還可顯著降低混合液乳化水含量。

3 結(jié) 論

a.旅大稠油乳狀液制備溫度越高，靜置分水率越低，制備溫度由20 ℃升至40 ℃時，分水率由93.8%降至45.7%，當制備溫度在50 ℃以上時，乳狀液可保持較好的穩(wěn)定性，其表觀黏度明顯高于純油黏度。當含水率低于40%時，隨含水率升高，乳狀液水滴數(shù)量及粒徑增加，分布較均勻；但當含水率超過40%時，水滴逐漸聚結(jié)沉降，結(jié)合顯微觀察和流變測試大致確定旅大稠油反相點為40%。

b.抗乳化劑AP9901、TA1031和CH-70與旅大稠油乳狀液的配伍性較好，單劑8 h分水率可分別達71.6%、65.1%和53.3%；AP9901和CH-70對稠油-水體系界面張力的作用效果最顯著，其作用機理為迅速吸附于油水界面，頂替膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等天然乳化劑，有效降低油水界面張力和油水界面膜強度，從而抑制油水乳化。

c.篩選評價出性能良好的二元復配抗乳化劑體系，m(AP9901)∶m(TA1031)=2∶1，含水率30%的旅大稠油乳狀液4 h分水率超過80%，油水界面張力可由不加劑時的53.8 mN/m降至17.5 mN/m。

d.加入復配抗乳化劑體系后，油水混合液的表觀黏度在管道內(nèi)經(jīng)歷上升、急速下降、低黏波動3個階段，抗乳化劑體系可促使稠油采出液中乳化水聚結(jié)沉降，并抑制游離水再次乳化，同時顯著降低油水混合液表觀黏度及流動摩阻。相比稠油不加劑輸送，加入抗乳化劑體系后的減阻率可達66.87%。