前言

双水平井SAGD开发分为两个阶段，循环预热阶段和正式采油阶段^[1]。循环预热阶段时长一般为3～6个月，最长可达10个月，目的是实现注汽井和生产井之间的热连通和水力连通。在循环预热阶段，注汽井和生产井各自通过长管注汽，短管或套管环空排液，返排出的油水混合物即为SAGD循环预热采出液（简称循环液）。

随着曙光油田SAGD开发规模的扩大，SAGD循环预热井组不断增加，循环液的产量越来越大。循环液既不同于吞吐采出液又不同于SAGD生产采出液，还不同于超稠油污水，使用SAGD生产采出液的原油脱水药剂和污水处理药剂均不能满足处理要求，其处理难题成为阻碍SAGD规模开发的“瓶颈”，国内对SAGD循环液的物理化学性质无系统的研究，对SAGD循环液的处理技术也属空白。

1 循环液物性分析

SAGD循环液采出温度高（180℃～220℃）、汽量大（20%～50%，最高可达80%）、泥砂含量高（含泥5%～10%，含砂0.1%～5%），含油一般在5%～15%（循环初期最低小于1%，后期高达30%以上）。循环液脱汽后为不透明深棕色液体，久置无明显油水分离和泥砂沉淀，表现出很强的动力稳定性，见图1。

图1  循环预热初期（左）和中后期（右）的SAGD循环液照片

整个循环预热阶段，循环液的矿化度和各种离子含量没有明显变化，而含油量则逐步升高。初期循环液静置48h后，含油、悬浮物略有降低；而中后期循环液静置48h后，含油、悬浮物降低30%，见表1。说明初期循环液比中后期循环液更稳定。循环预热阶段采出原油的胶质含量大于20%，50℃粘度为67800mPa·s，密度为0.9570g/mL。粘度高，密度大，不利于循环液油水分离。另外，SAGD循环液油珠、泥砂粒径小（均在100μm以下）。泥砂分布在油水界面上，不利于油珠聚并和浮升，加大了油水分离难度。

表1  不同循环预热阶段循环液的含油、悬浮物含量变化列表

注：为了有代表性，取中间层循环液测定含油、悬浮物含量。

SAGD循环液外观上是以水为连续相的均一粘稠液体，表现出胶体的稳定性，与蒸汽吞吐采出液的油水乳化状态有明显差异。因此，对处于不同循环预热阶段的SAGD井进行取样，测定了循环液的Zeta电位值。

试验证明，Zeta电位绝对值愈高，颗粒的分散体系愈稳定^[3]，水相中颗粒分散稳定性的分界线一般认为在+30mV或-30mV，如果所有颗粒都带有高于+30mV或低于-30mV的zeta电位，则该分散体系应该比较稳定。从表2的检测结果看出：循环初期井组循环液的Zeta电位在-70mV左右，表现出极强的稳定性；循环中后期井组循环液的Zeta电位在-30mV左右，开始变得不稳定；正式采油阶段的井组采出液电位则在-10mV左右，不稳定。Zeta电位分析说明循环液是以水为连续相的胶体分散系，且循环时间越短，采出液稳定性越高，处理难度也就越大。

2 循环液处理药剂筛选

2.1 油水分离试验

地层大量粘土杂质及高干蒸汽地层剪切作用导致循环液极其稳定，采用沉降、电脱和离心等物理方法以及正相、反相破乳和预脱水等化学方法均未能实现循环液油水分离。随着对循环液胶体性质和双电层结构的认识，又进行了破胶试验，结果见表2。

表2  SAGD循环液处理药剂筛选试验

从表3可以看出，SAGD循环液加入高含盐水、浓盐酸、酸性破乳剂和净水剂后污油大量析出，说明通过电中和，消除了胶粒间的静电排斥作用，油滴得以相互聚结析出。净水剂的主要成分是聚合铝盐，Al³⁺带三个单位正电荷，中和能力强，所以除油效果好；另外，Al³⁺水解形成Al(OH)₃胶体易于吸附粘土杂质颗粒，配合助沉剂和助凝剂的桥联、絮凝作用达到净化污水效果。当净水剂加药浓度在2000mg/L、助沉剂加药浓度210mg/L、助凝剂加药浓度20mg/L时，适当延长反应沉降时间，循环预液除油效率达到98%以上，污水含油<200mg/L，悬浮物含量<20mg/L，净化效率高、效果好。

为了节约药剂成本以及满足现场应用对耐温、腐蚀等性能的要求，研制了以阳离子型净水剂为主体的复合净水剂（最高耐温达140℃），它对循环液除油净水试验结果见表3：

表3 复合净水剂对循环液除油净水试验

注：①试验温度90℃；②反应沉降30min后测定污水含油数据；③以下试验中的净水剂均指复合净水剂。

从表4可以看出，随着净水剂浓度升高，循环液的除油率增加，污水净化效果越好。初期循环液加药浓度为500mg/L，除油率达到99%，污水含油为112mg/L；后期循环液加药浓度为900mg/L，除油率达到99%，污水含油为260mg/L。说明随着循环液的含油量增加，要达到同样除油净水效果，净水剂的用量也要相应增加。试验结果表明，净水剂能达到SAGD循环液油水分离目的，污水满足进入常规水处理系统的指标要求，而上层浮油因为含泥量较大，需要进一步除泥、脱水处理。

进一步试验结果还表明，在污水含油达到处理指标要求的情况下，净水剂的投加量太大，都不利于后续浮油脱水，这是由于高加药量条件下絮凝产生的污泥量增多，导致进入浮油中的污泥也增多，从而增大了原油脱水难度。

2.2 浮油脱水试验

参考常规原油处理系统的两段加药模式，尝试在SAGD循环液处理方面开展净水剂两段加药试验，以降低浮油的污泥和水含量，并对比一段加药评价除油脱水效果。浮油处理借鉴超稠油掺稀降粘、辅助脱水的成功经验，采用酸性破乳剂进行破乳脱水试验。SAGD循环液两段加药的试验结果见表4，浮油的热化学脱水试验结果见表5。

表4  不同方式投加净水剂处理循环液的效果

注：试验温度90℃，反应沉降15min后测定污水含油、悬浮物数据。

表5  循环液浮油掺柴油、热化学脱水试验

备注：脱水温度90℃，掺柴油量占浮油量的20%。

综合表5和表6的试验结果，两段式投加净水剂与一段式相比，对循环液的除油净水效果相当，而且上层浮油的污泥和水含量更低，有助于浮油回收。在掺柴油量为20%，酸性破乳剂加药量为2000mg/L时，采用两段式加药91h原油含水就可达到5%，而一段式加药则需要139h。

综合循环液油水分离和浮油脱水试验，采用两段式投加净水剂配合助凝剂处理SAGD循环液，可以满足污水含油、悬浮<200mg/L的指标要求，同时也能兼顾浮油的回收处理。

3 循环液现场处理试验

循环液现场处理试验采用“两段加药、混凝沉降”工艺，具体工艺流程见图2。SAGD循环液首先进入2#污水池脱汽降温，然后经加药依次进入1#、3#污水池沉降，3#污水池上层浮油转入4#污水池回收处理，下层净化污水回收至一号稠油联合处理站（以下简称一联，主要处理蒸汽吞吐区来液）进行深度净化。

图2  循环液现场处理试验工艺流程简图

现场处理效果如图3所示：

注：左为循环液、中为一段投加净水剂、右为二段投加净水剂和助凝剂。

图3 循环液现场处理试验效果图

从试验效果图可见，一段加入净水剂处理循环液，除油效果明显，但污水中的油、悬浮物及絮体有上浮趋势，且絮体松散，影响沉降池中上层采出水的回收，二段加入净水剂和助凝剂后絮凝效果良好，底部有明显的泥沙沉淀，可大幅度提高净化污水水质指标和污水回收量。现场3#池回收污水含油、悬浮物均稳定在200mg/L以内，达到回收进入污水处理系统指标要求。

现场污水池为敞口结构，难以建立稳定的温度场，导致浮油回收困难，这在冬季尤为突出；敞口还导致大量的含油蒸汽进入大气，造成环境污染。此外，该工艺对于初期循环液的处理有较好的适应性，能够满足现场生产要求，但对于循环中后期高含油循环液处理效果不理想，主要体现在分离速度慢、油水回收效率低。因此，污水池“两段加药、混凝沉降”不能作为正常生产工艺长期使用。

4 循环液工业化处理试验

面对新井不断投产，循环液逐渐增加的形势，结合前期现场试验的结果，确定SAGD循环液处理思路：前端分汽换热，中端加药沉降、油水分离，后端再进行浮油及污水深度处理，形成“汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收”处理工艺。投用了循环液工业化试验处理站，为规模化工业装置提供设计依据。

循环液试验站装置流程见图4，SAGD循环液经过蒸汽分离后进入喷淋罐喷淋降温，然后经提升泵进入管式反应器和静态混合器（在管式反应器前加入复合净水剂），出液进入沉降分离罐，油层自翻油槽进入浮油罐，定期回收处理；出水加净水剂和助凝剂混合反应，最后进入一联污水回收系统。

图4  SAGD循环液工业化试验装置流程简图

循环液试验站设计处理能力为1000m³/d，主要处理不同循环阶段的混合循环液。试验站沿用了两段加药工艺，根据沉降罐出水水质调整二段净水剂的加药量。

图5  加药量随来液含油量变化趋势                 图6  试验站来液水质变化趋势

图7  试验站出水水质变化趋势                   图8  浮油产量随来液量变化趋势

初期循环液含油低，进入中后期后含油急剧增加，由初期的10000mg/L增至中后期的190000mg/L，最高达到350000mg/L。试验站复合净水剂的加药量也随循环液含油量的变化而变化，见图5。

9月中旬，循环预热结束的SAGD井组转出试验站（剩余1井组），转入4组初期循环井。新井预热时间短，循环液含油低，泥砂等悬浮物含量高。从图6试验站来液水质变化趋势可见，新井进站后来液含油由200000mg/L降至30000mg/L，而悬浮物含量则由10000mg/L升高至16000mg/L。循环液处理难度增加，导致出水含油、悬浮物指标波动（但仍低于200mg/L），见图7。随着循环预热时间延长，循环液含油逐渐增加，10月上旬达到100000mg/L左右，泥砂含量则逐渐降回至10000mg/L，出水水质明显好转。

由于投产新井转入和循环后期井组转出，以及设备维修等原因（8月中旬未正常生产），导致试验站来液量不稳定，浮油产量也变化较大，见图8。浮油含水率在30%～40%之间，采取回掺（与一联管汇来液混合）和单独热化学脱水两种方式处理。浮油回掺的比例不高于5%，过量可能会在沉降罐内形成过渡层，导致站内原油脱水困难。单独热化学处理是将浮油通过污油回收系统，经掺柴降粘、破乳脱水，热化学沉降至含水＜1.5%，与常规净化原油混掺外输。

循环液试验站“汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收”的处理工艺能够实现循环液油水分离、各自回收的目标。截至目前，试验站累计处理循环液87000m³，回收污水72000m³，回收原油2400m³。

5 结论

（1）SAGD循环液具有胶体稳定性，并且稳定性随着循环时间的延长而降低。采用两段式投加复合净水剂，辅以助凝剂的絮凝作用，能实现循环液的油水分离，并兼顾浮油脱水和净化污水回收。

（2）在污水池现场试验的基础上开展工业化试验，投产了1000m³循环液试验处理站，形成了“汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收”完整的循环液处理工艺，为SAGD规模开发提供了技术保障。

参考文献

[1] 席长丰，马德胜，李秀峦．双水平井超稠油SAGD循环预热启动优化研究[J]．西南石油大学学报（自然科学版），2010，32(4)：103-108．

[2] 孙森，李龙，李甫，陈贤，史建英．新疆油田SAGD循环预热采出液处理[J]．油气田地面工程，2015，32(4)：32-34．