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| 內容簡介： |
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《海上平台聚合物驱采出液高效处理技术探索与实践》主要从海上平台聚合物驱采出液特点及处理技术的现状出发，重点介绍海上平台聚合物驱采出液快速高效处理一体化模式、海上平台聚合物驱原油脱水技术、海上平台聚合物驱生产水处理技术，以及聚合物驱采出液污油泥处理与利用技术等方面的内容，并对未来技术发展做出展望。
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目录序前言第1章 渤海油田聚合物驱采出液快速高效处理一体化模式 11.1 渤海油田聚合物驱采出液特性 11.2 渤海油田聚合物驱采出液处理工艺技术基础 61.3 渤海油田聚合物驱采出液处理技术发展 101.3.1 聚合物驱采出液高效处理一体化模式 101.3.2 聚合物驱采出液高效处理一体化模式的关键技术 131.4 小结 18参考文献 18第2章 海上平台聚合物驱原油脱水技术 202.1 聚合物驱采出液破乳剂现状与进展 202.1.1 聚合物驱采出液原油破乳剂分类 202.1.2 原油破乳性能的影响因素 222.2 超支化聚醚破乳剂的设计、合成与表征 262.2.1 双酚A型酚胺树脂的合成 262.2.2 嵌段聚醚的合成 272.2.3 破乳剂的改性 292.2.4 结构表征 292.3 破乳效果评价与对比分析 322.3.1 嵌段类型对破乳性能的影响 322.3.2 改性剂对脱水率的影响 362.3.3 破乳剂的平台现场评价 392.4 高效破乳机理探讨 412.4.1 浊点及HLB值 412.4.2 表面活性 422.4.3 原油乳状液的不稳定性分析 472.4.4 分配系数的测定 492.4.5 高效破乳机理 522.5 电场强化型三相分离器高效脱水技术 522.5.1 聚结与沉降理论 522.5.2 电场强化型三相分离器总体结构 552.5.3 电场强化型三相分离器装置与试验 592.6 小结 62参考文献 63第3章 海上平台聚合物驱生产水处理技术 683.1 海上平台聚合物驱生产水处理剂概述与研究进展 683.1.1 阳离子型清水剂 683.1.2 非离子型清水剂 693.1.3 阴离子型清水剂 703.1.4 复合型清水剂 703.1.5 可降解阳离子型清水剂 713.2 非离子型清水剂合成与表征 723.2.1 非离子型清水剂设计合成思路 723.2.2 非离子型清水剂的合成 753.2.3 非离子型清水剂的表征 773.3 除油效果评价与对比分析 773.3.1 非离子型清水剂的除油性能评价 773.3.2 非离子型清水剂与阳离子型清水剂的性能对比 833.4 除油留聚机理研究 853.4.1 实验方法 863.4.2 热力学研究 903.4.3 宏观絮凝动力学研究 923.4.4 微观絮凝动力学研究 973.4.5 不同类型清水剂实现油水分离过程的验证 993.4.6 光镊法观察油滴聚并过程 1073.5 电化学脱稳气浮技术 1093.5.1 电化学处理过程中气泡及油珠形态变化特征 1093.5.2 方形除油器动态实验 1253.5.3 卧式圆柱形除油器动态实验 1293.5.4 立式溢流结构除油器动态实验 1343.5.5 实验寻优SVM处理结果 1383.6 小结 138参考文献 139第4章 聚合物驱采出液污油泥处理与利用技术 1414.1 污油泥形成过程 1414.2 污油絮体实时收集技术 1414.2.1 吸刷式自动过滤器 1414.2.2 试验数据与结果 1434.3 污油泥分离剂 1454.3.1 污油泥分离剂分离性能 1464.3.2 分离剂复配分离效果 1514.4 污油单*高效处理技术 1554.4.1 污油破乳脱水剂分子结构设计及合成表征 1554.4.2 污油高效破乳脱水剂的聚并破乳机理 1594.5 污泥利用技术 1644.6 污油泥处理工艺设计 1664.6.1 油泥上料系统 1664.6.2 调质分离集成系统 1664.6.3 污油回收及污水回用系统 1694.6.4 污泥研磨细化及注入工艺 1694.7 污油泥处理与利用技术现场试验 1704.7.1 某终端厂现场试验 1704.7.2 海上平台Ⅰ现场试验 1744.7.3 海上平台Ⅱ现场试验 1794.8 小结 180参考文献 181第5章 海上平台聚合物驱采出液处理技术展望 182参考文献 183
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第1章 渤海油田聚合物驱采出液快速高效处理一体化模式 渤海油田作为我国*最大原油生产基地，其稠油地质储量资源占总资源量的一半以上，由于其大部分储层为陆相疏松砂岩沉积，且天然能量不足，因此以注水开发为主。通过注水井与油井间的生产压差，注入水在油藏储层孔隙、孔喉内“挤进、挤出”，驱动原油以水包油(O/W)、油包水(W/O[1])等多相液的形式共同采出。为降低投资，一般在可以联合开发的海域只设计一套采出液处理设施，将周边油田、采油平台多相液通过海底管线输送到中心平台集中处理。海上油田平台空间有限，在总体开发方案(ODP)设计时，综合考虑油、气、水、伴生气、无机盐类、砂、岩石矿物等混合物的产量、组成、物理化学性质、含水率等因素影响的基础上，通过研究分析和成本对比来确定海上平台采出液处理工艺。在油田开发过程中，由于油藏变化、开发动态变化、增产措施应用等，高含水期大幅提液挖潜导致产液量剧增，经井下电潜泵乳化的地下多相液进入地面流程后压降更大，流经管线、阀门处驱动乳化的力量更强，油田采出液处理成为油田开发生产的主要瓶颈。本章将系统介绍渤海油田聚合物驱采出液特性、处理技术及存在的问题，以及上述问题的一体化解决方案。 1.1 渤海油田聚合物驱采出液特性 油田采出液中通常含有油、水两相，其在原油中一些特定组分如胶质、沥青质、石蜡、可溶性有机酸等天然成分的界面活性作用下，以乳状液形式存在。乳状液稳定性主要取决于油水界面膜的性质、连续相和分散相的流变性、分散相液滴粒径分布、分散相体积分数和油水两相密度差等。 对油水界面的沥青质、胶质吸附模拟研究发现，沥青质在油水界面的吸附方式有平躺式、倾角式、多层式等[1](图1.1)：当浓度较低时，可供吸附的油水界面是富余的，沥青质大多以平躺式吸附在油水界面；而当沥青质浓度较高时，可供吸附的油水界面不足，这时部分沥青质以倾角式吸附减少单分子吸附面积；如果沥青质浓度足够高，沥青质会以多层式吸附在油水界面，多层式吸附的沥青质膜刚性、黏弹性高，更能阻碍液滴聚并，增强乳状液稳定性。此外，对不同浓度的沥青质在油水界面吸附行为变化的显微成像研究则发现，当沥青质浓度为0.06mmol/L时，界面迅速形成非常薄的沥青质膜[图1.2(a)黑点，厚度＜10nm]；当沥青质浓度为0.2mmol/L时，黑点发生演变，导致形成黑色的薄膜[图1.2(b)中的不均匀性黑膜][2]。 原油组分中，胶质也是界面活性物质，也会对原油乳状液稳定性产生影响。由不同胶质浓度液/液界面吸附模型(图1.3)发现[1]，胶质的稠芳香环部分大多平行或以一定倾角吸附在油水界面，而其烷基链则部分伸向油相区域。对比沥青质液/液界面吸附模型，可以发现胶质在界面形成的膜比较松散，膜的刚性和黏弹性没有沥青质强。 除界面膜性质外，连续相和分散相的流变性、分散相液滴粒径分布、分散相体积分数和油水两相密度差等对乳状液稳定性也有明显影响。大量油水乳状液黏度研究结果表明，无论是形成油包水(W/O)型乳状液还是水包油(O/W)型乳状液，乳状液黏度都比对应单一的连续相黏度高，因此，油水分离难度更大。 渤海油田自2003年在绥中36-1油田J3井开展聚合物驱单井先导试验以来，先后在渤海油田进行了大规模试验应用，取得了显著经济效益。海上油田驱油用部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、疏水缔合聚丙烯酰胺等水溶性聚合物，经过防砂段、炮眼、地层长期运移及生产井电泵后发生剪切、降解、水解，由注入时的高分子量聚合物降解为低分子量聚合物片段。 使用M2000近红外扫描分散稳定性分析仪对绥中36-1、旅大10-1、锦州9-3油田含聚合物污水(简称含聚污水)进行分析，每5min监测一次透光率与背散射光强度变化(图1.4)，随着静置时间增加，污水的透射光强度无明显变化，说明不同油田含聚污水普遍较稳定，短时间静置无法使油水彻底分离，其中又以绥中36-1油田含聚污水*稳定。 采出液中残余的降解后的HPAM，主要通过改变油水界面性质(界面电荷量、界面张力和油水界面膜强度)实现对乳状液的稳定作用。油滴界面电荷量增大时，油滴间相互排斥作用力增大，乳状液稳定性增强；界面张力下降时，乳状液体系界面能下降，同时油滴粒径也会下降，乳状液稳定性增强，对含聚污水采用荧光显微镜观察，将油滴大小进行统计后可以发现，油滴的粒径中值为5.1?m(图1.5)，属于典型的乳化油；油水界面膜强度增大时，油滴碰撞时聚并的可能性下降，乳状液稳定性增强。而采出液中残留的HPAM，通过增强原油乳状液水相的流变性(如视黏度、弹性模量和屈服值)来实现对O/W型乳状液的稳定作用，并非主因(图1.6)。 1.2 渤海油田聚合物驱采出液处理工艺技术基础 采出液处理的科学与工程实质是聚并与分离问题。海上油田平台空间有限，后期工艺流程改造与再设计难度大。因此，平台设计建造时，地面设施采用“安全可靠、长久耐用、适用性强”的常规工艺。海上典型工艺流程的原油处理系统(简称油系统)通常采用自由水分离器(一级分离器)→热-化学分离器(二级分离器)→电脱水器的三段工作模式，相应的生产水处理系统(简称水系统)通常采用斜板除油器→浮选分离器→两级深层过滤器的三段工作模式[3][图1.7(a)]。在水系统中，虽然有部分平台采用水力旋流器代替斜板除油器，但占比不足20%。浮选分离器兼顾除油和除悬浮物，设备主体以常规卧式多舱室罐体布局及卧式箱体布局为主，呈立式罐体布局的紧凑型气浮装置(CFU)占比近20%；配套发泡方式主要有文丘里射流气液混合、溶气罐溶释气、微孔介质管气液混合、溶气泵气液混合四种，具体以卧式多舱室罐体+文丘里射流气液混合发泡和卧式箱体+溶气罐溶释气发泡两种组合居多。两级深层过滤器一般采用核桃壳滤器+双介质滤器组合，前者以除油为主，后者以除悬浮物为主[4]。对于胜利油田某联合站的稠油采出液全流程处理工艺而言，油系统采用三段重力沉降+电化学脱水工艺，水系统采用重力除油+聚结气浮+混凝沉降工艺后外输至注水站继续精细处理[5，6] [图1.7(b)]。如果考虑真正意义上的全流程处理而将注水站精细处理工艺流程统计在内，油系统和水系统全部处理设备的总水力停留时间将超过24h，全部处理环节的流动距离有时甚至达20km[7]。与陆上油田相比，海上油田因平台空间受限而对油气集输处理设备的甲板占用面积提出了严格要求，油系统和水系统全部处理设备的总水力停留时间不超过2h，全部处理环节的流动距离一般不超过1km。 海上油田依托中心处理平台开发，周边油田采出液集中处理，导致组分经常变化。随着渤海油田持续稳产上产，采出液量剧增，总液量从当初不足3×107m3陡增到目前3× 108m3以上，含水从低含水率上升至90%甚至更高，油田上产导致开发中后期液量超出平台设计处理能力，设备及工艺流程近乎超负荷运行，处理效率大幅下降，对油田生产的影响越来越凸显。 以实施聚合物驱的绥中36-1-CEPK中心处理平台为例，该油田原油密度为0.966g/cm3，50℃时的黏度在1000mPa？s以上，属于稠油范畴且胶质、沥青质含量高，油系统存在处理能力与脱水效率不足的问题(表1.1)，一级分离器停留时间只有15min，二级分离器超设计57%运行，电脱水处理器温度不达标。综合表现为脱出水中含油浓度高，水系统被动接收高含油来液；水系统中斜板除油器几乎承担了全部处理压力，而浮选分离器的除油效果很差(表1.2)。 当前油田污水处理采用化学药剂与物理技术(重力沉降、斜板除油、旋流气浮、过滤)相结合的方式。所用化学药剂主要是阳离子型清水剂，污水中所含组分不同，经阳离子型清水剂处理后，生成的油泥性质差异很大。对于水驱油田，其污水含油浓度较低，外加的药剂种类和用量均较少，加入的阳离子型清水剂仅有除油和除固体悬浮物之效，因此，
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