随着原油性质日趋恶劣，开采难度也随之上升。蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是提高超稠油采收率的有效方法，并在加拿大得到广泛应用〔1〕。我国开展的SAGD先导试验也已经取得巨大进步，但在先导试验中油田采出液乳化程度高且复杂，含油量高、乳状液极其稳定〔2〕。传统破乳剂处理后的污水很难达到回注要求，给生产带来较大的困难。

　　理论上破乳剂多应用于原油脱水，絮凝剂主要应用于污水除油〔3〕。但大量室内试验及现场经验表明，同时使用这两种药剂将取得更好的油水分离效果〔4〕。笔者对SAGD采油污水水质特性及乳化特性进行了分析，开发出对O/W型乳状液具有高效破乳性能的药剂，考察了不同破乳剂的处理效果，确定最佳破乳剂的投加类型及投加量，污水处理后可达到油田回注水水质标准。

　　1 试验部分

　　1.1 试剂、材料和仪器

　　SAGD采油污水取自国内某油田公司。无机破乳药剂1#(硫酸铝)、2#(硫酸铝与过硫酸铵混合)、3#(硫酸铁与过硫酸铵混合)、4#(硫酸铁)均为中国石油大学(北京)环境中心自备药剂，阳离子聚丙烯酰胺PAM 1#(611BC)、PAM 2#(851BC)、PAM 3#(859BS)均为德国天使公司生产，阳离子聚丙烯酰胺PAM4#(FO4190SH)、PAM5#(FO4440SH)、PAM6#(FO4800SHSH)均为法国爱森公司生产，聚合氯化铝PAC及聚合硫酸铝PAS均为分析纯。

　　仪器：JYW-200型表面张力仪，承德大加公司;Zetasizer Nano ZS分析仪，麦克默瑞提克(上海)仪器有限公司;754紫外-可见分光光度计，上海舜宇恒平科学仪器有限公司;OIL460型红外分光测油仪，北京华夏科创仪器技术有限公司。

　　1.2 分析方法及试验方法

　　受时间及温度等条件影响，现场取回水样放置后会出现轻微沉淀现象，但由于该采油污水乳化稳定性强，放置较长时间及温度变化对其水质稳定性影响较小。同时每次取样前都对采样容器进行充分震荡，且水样从采样容器转移至烧杯过程中采取少量、多次、折返加样的方式，尽量保证试验水样水质的均一性及稳定性。采油污水的各项水质分析指标、分析方法参考《水和废水监测分析方法》(第4版)。

　　在采油污水乳化特性测定中，采用表面张力仪测定表面张力，采用库伦特粒度仪测定粒径分布及平均粒径，采用Zeta电位仪测定Zeta电位。

　　破乳试验：取国内某油田采油污水乳状液，在65 ℃(该油田原油的密度在温度>40 ℃时小于水的密度，污水温度>90 ℃时有毒有害物质易挥发)水浴中恒温0.5 h，加入破乳剂，用电动搅拌机搅拌均匀，静置一定时间，测定破乳后水中的油。

　　絮凝试验：在烧杯中加入1 L经破乳处理后的水样，快速搅拌下(200 r/min)加入一定量的絮凝剂，继续快速搅拌1 min，然后慢速搅拌(40 r/min)15 min，静置沉降30 min，取上清液测定水样中的油、悬浮物。为尽量模拟现场条件，絮凝温度为55 ℃。

　　2 结果与讨论

　　2.1 油田采油污水水质特性

　　由于受到原油中胶质、沥青质、驱油剂以及地层天然颗粒物等影响，油田采油污水的水质各异且比较复杂，处理难度较大，回注效率低。对SAGD采油污水进行了常规的水质分析，充分了解油田采油污水的水质特性，见表 1。

　　如表 1所示，该采油污水含油高达15 000 mg/L以上，悬浮物高达20 000 mg/L以上，硫近300 mg/L，电导率接近2 000 μS/cm，同时污水中的Fe2+含量较高。较高的Fe2+会导致水滴聚结及水滴与水相间的融合变得困难，逐渐在油水界面层区域形成油水过渡层，增强水样的乳化稳定性〔5〕。

　　2.2 油田采油污水的乳化特性

　　从污水水质来看，SAGD采油污水乳化现象严重，这不仅会增加处理难度，甚至会影响正常生产。为充分了解SAGD采油污水的乳化程度，对其乳化特性进行了分析，结果如表 2所示。

　　表 2数据表明该污水乳化程度严重。污水表面张力小于蒸馏水的表面张力，说明采油污水存在一定程度的乳化现象;油珠平均粒径<100 μm，仅通过重力沉降来达到油水分离的目的很困难;油珠Zeta电位是对颗粒之间相互排斥或吸引力强度的度量，SAGD采油污水的Zeta电位为-9.23 mV，负电性很强，当乳化体系中小油珠表面的负电性越来越强时，静电排斥力越大，体系更加稳定。

　　2.3 油田采油污水的破乳-絮凝处理效果

　　(1)破乳剂的筛选。因SAGD采油污水乳化稳定性较强，试验选取PAM1#～PAM6# 以及无机药剂1#～4#来筛选破乳剂。在破乳温度为65 ℃、停留时间为1 h时，根据水样表观特征及部分试验数据选择高效药剂，结果如表 3所示。

　　当PAM1#～PAM6#投加量为20 mg/L时，处理后的水样无明显变化，同样，当无机药剂1#与4#投加量为1 000 mg/L时，处理后的水样也没明显变化，说明无论是PAM药剂或无机药剂1#、4#都对SAGD采出污水的破乳效果较差;无机药剂2#投加量为1 000 mg/L时，破乳后水样含油959.8 mg/L，除油率为94.8%，无机药剂3#投加量为1 000 mg/L时，破乳后水样含油1 215.5 mg/L，除油率为93%，此两种无机药剂对于SAGD采油污水的破乳有较高的处理效率。

　　(2)投加量的确定。在破乳剂筛选试验中，虽然无机药剂2#与3#破乳效率较高，但1 000 mg/L的投加量也已超出了工程应用范围。通过试验减少2种破乳剂的投加量并考察其破乳效率，破乳温度为65 ℃，停留时间为1 h，结果如图 1所示。

 图 1 无机药剂投加量对破乳后水样含油的影响

　　图 1表明，随着2种无机药剂投加量的减少，破乳后水样含油逐渐升高;药剂投加量在650～1 000 mg/L范围内时，含油量变化平缓，但投加量<650mg/L后，含油量呈直线上升趋势。

　　当停留时间为2 h、无机药剂2#投加量为500 mg/L时，处理后水样含油可降至2 258.6 mg/L，与停留时间为1 h、药剂投加量为650 mg/L的破乳效果相当，如图 2所示。当停留时间为2 h，药剂投加量<500 mg/L时，破乳后水样含油量上升迅速。为减少药剂的用量，最优选择为无机药剂2#、停留时间为2 h。

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 图 2 不同停留时间下药剂2^#投加量与水样含油的关系

　　(3)絮凝剂复配试验。在破乳温度为65 ℃、停留时间为2 h时，投加500 mg/L的无机药剂2#，破乳后水样含油2 258.6 mg/L，远远高于油田回注水的水质标准要求，拟与絮凝剂进行复配试验。选用絮凝剂PAM1#～PAM6#进行絮凝试验，结果表明，PAM6#对破乳后的SAGD采油污水絮凝效果较好。考察PAM6#投加量对絮凝效果的影响，如表 4所示。

　　由表 4可见，当PAM6#投加量在2 mg/L以下时，絮凝效果一般;投加量达到2 mg/L后，水样絮凝效果明显，小油珠及悬浮物迅速上浮，水样变得清亮;当投加量达到2.5 mg/L时，絮凝后水样含油27.0 mg/L，悬浮物为9.8 mg/L，根据油田采油污水回注水控制标准(悬浮固体 < 10.0 mg/L，油 < 30 mg/L)，达到了油田回注水的水质标准要求。。

　　3 结论

　　针对SAGD采油污水乳化现象严重、稳定性高的特点，筛选出合适的破乳剂与絮凝剂，并进行复配试验研制出复合型药剂，使其达到油水分离的目的。(1)SAGD采油污水的油、悬浮物、硫等均偏高，其中较高的Fe2+会增强污水乳化稳定性。(2)该污水乳化程度严重，油水分离较难;同时该污水体系中油珠负电性很强，导致乳化体系非常稳定。(3)试验结果表明，当破乳温度为65 ℃、停留时间为2 h时，投加500 mg/L无机药剂2#，在破乳后水样中投加2.5 mg/L的PAM6#后，絮凝效果明显，处理后水样达到油田回注水的水质标准要求。