随着海上原油开采力度的加大，在采油过程中使用的化学药剂种类越来越多，这也在开采过程中形成了更多的乳状液^〔1〕。新的采油技术的实施使采出液中O/W型乳状液的比例逐步增大，乳化性更强，致使后期处理难度不断攀升，开发新型高效的反相破乳剂成为必需^〔2〕。另外，我国不断加大海洋生态保护力度，对排海及回注生产水的含油量做出了严格限制，这也对原油后期处理提出了更高的要求^〔3-4〕。目前，单一的反相破乳剂如聚酯类、表面活性剂类等不仅处理效率低下，而且效果很差，已经无法满足海上采油的正常需求。胜利油田海洋采油厂针对当前海上采油遇到的这一系列难题，将重点放在了破乳剂和反相破乳剂配合使用上，这样既能解决海上采出液外输含水高和外输量大的问题，又能解决回注水水质的问题。

本研究从海上油田污水的特性出发，将以对苯乙烯磺酸钠、丙烯酰胺、甲基丙烯酸羟乙酯为原料，以亚硫酸氢钠-过硫酸钾为引发剂共聚合成的产品和1.0G的聚酰胺-胺（其结构见图1）复配，制备出一种高效反相破乳剂。将其与破乳剂配合使用处理采油污水，考察了复合配方的处理效果。

主要试剂：对苯乙烯磺酸钠（SSS），化学纯，广东翁江化学试剂有限公司；甲基丙烯酸羟乙酯（HEMA）、丙烯酰胺（AM），分析纯，天津博迪化工股份有限公司；过硫酸钾、亚硫酸氢钠，分析纯，济南萧试化工有限公司；1.0G聚酰胺-胺，自制。

主要仪器：恒温水浴磁力搅拌器（MA-1003S）；傅里叶红外光谱仪（TENSOR27）；顶置机械搅拌器（RW20）。

将对苯乙烯磺酸钠（SSS）、适量的亚硫酸氢钠和去离子水加入到装有温度计和搅拌器的四口烧瓶中，搅拌加热至设定温度后，同时滴加丙烯酰胺（AM）、甲基丙烯酸羟乙酯（HEMA）及过硫酸钾，滴加速度30滴/min。滴加完毕后，保温反应2~4 h。该反应的合成路线见图2。将合成的产品与自制的1.0G聚酰胺-胺按比例进行复配，最终得到高效反相破乳剂。

为了考察n（AM）:n（SSS）、n（HEMA）:n（SSS）、反应温度以及反应时间这4个因素对产品最终性能的影响，进行了正交实验设计，见表1。

在实验室中采用瓶试法对药剂性能进行评价。取胜利油田海洋采油厂的新鲜采出液，静置除去游离水后用上部原油进行药剂性能评定。将100 mL原油加入到100 mL的刻度管中，在恒温水浴中预热至70 ℃后加入一定量药剂，上下震荡刻度管200次后，继续放入水浴中在70 ℃下保温。持续观测原油脱水速度，并记录脱水量及脱出水的干净程度。原油的含水率采用离心法测定。

图3是合成的最佳产品的FT-IR表征结果。

从图3可以看出，3 459 cm^-1处存在HEMA中的O—H伸缩振动吸收峰；2 946、2 829 cm^-1处存在甲基、亚甲基中C—H伸缩振动峰；1 727、1 665 cm^-1处存在酯基和酰胺中的C=O伸缩振动吸收峰；1 194 cm^-1处存在磺酸基中S=O的伸缩振动峰；在990、910 cm^-1附近没有强峰出现，说明不含有C=C；836 cm^-1处存在苯环的特征峰。综合分析，该产品即为目标产物。

将合成的系列产品均与自制的1.0G聚酰胺-胺按质量比1:1进行复配，得到最终的高效反相破乳剂，将其依次命名为MH-1至MH-9。实验中选用破乳剂MC-9368与合成的产品配合使用。其中MC-9368是以烯丙基聚醚、烯丙基磺酸钠等为原料合成的梳状聚醚型破乳剂。参照现场条件，将温度设为70 ℃，破乳剂MC-9368加量40 mg/L，反相破乳剂（MH系列）加量30 mg/L，破乳时间60 min。实验结果如表2所示。

从表2可以看出，影响产品破乳效果的因素排序为n（AM）:n（SSS）＞反应时间＞反应温度＞n（HEMA）:n（SSS）。其中，产品MH-9的性能最好，其与MC-9368配合使用，脱水率达到95.3%，而且脱出的水清澈透亮，符合现场对处理水质的要求。

为了验证MH-9的优良性能，在温度70 ℃、破乳时间60 min的条件下进行对比实验，结果见表3。

由表3可以看出，当只加入一种药剂时，MH-9的效果要优于MC-9368。MH-9与MC-9368配合使用，当降低MH-9的投加量时对实验结果影响较大，脱水率降低明显。实验结果表明，MH-9性能高效，在与MC-9368配合使用时，其起到主要作用。

胜利油田中心一号平台生产流程存在的主要问题是三相分离器水相出口水质不理想，水中含油量一直维持在高位，导致水处理系统后续工段处理压力大，处理效果很难达到预期。为了解决相关问题，采用破乳剂MC-9368及量产后的MH-9在平台进行中试实验，希望在保证出水水质的前提下，尽可能提高三相分离器脱出水水量，为后期稳产增产做好技术储备。

当前油田平台所用的药剂为以多乙烯多胺为核心的非离子型破乳剂和聚季铵盐类反相破乳剂。实验中，持续检测45 h后，将现场药剂切换成MC-9368及MH-9，投加量分别为40、30 mg/L。图4为实验中三相分离器水相出口水中含油量的检测结果。

从图4可以看出，当药剂切换为MC-9368及MH-9后，2个三相分离器的水相水质均得到改善，水中含油质量浓度均值分别从1 108、1 113 mg/L降至472、486 mg/L。而且该组合药剂的使用，还提高了油水的分离速度，2个分离器的总分水速率从200 m³/h逐步提升至300 m³/h，后端的水处理系统在处理量大幅上升的工况下，不仅运行状态平稳，而且处理后的水质仍能达标，这也为后期的工艺改进及提升产能提供了技术基础。

从现场的监测数据分析，当分离器的分水速率从200 m³/h提升至300 m³/h时，中心一号外输干压由0.8 MPa降至0.6 MPa，大幅降低了输油海管运行风险。平台就地分水量提升后，优化了集输系统的运行，平台可以停运1台外输泵，中心一号平台日耗电量由4 900 kW·h降低至3 300 kW·h，节约了生产运行成本。

（1）将以AM、HEMA、SSS为原料，在n（AM）:n（HEMA）:n（SSS）为3:1.2:1，温度为55 ℃，反应时间为2 h条件下合成的产品与自制的1.0G聚酰胺-胺按质量比1:1进行复配，得到一种高效的反相破乳剂MH-9。瓶试实验中，将其与破乳剂MC-9368配合使用，脱水率能够达到95.3%。

（2）在平台中试实验中，MH-9与MC-9368配合使用的效果显著，可将三相分离器水相出口水中含油质量浓度从1 100 mg/L降低至480 mg/L左右，降幅超过50%，而且将分水速率从200 m³/h提升至300 m³/h。

（3）MH-9与MC-9368配合使用不仅将平台的外输干压降低了0.2 MPa，减少了输油海管的运行风险，而且优化了平台的集输系统，每天减少电耗1 600 kW·h，不仅节约了能源，还有效实现了公司的降本增效。