渤海油田油井酸化返排液特征及處理工藝研究＊

孟祥海 黃利平 黃波 劉長(zhǎng)龍 孟向麗

1中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院

2中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司

渤海油田油井酸化返排液處理，2010年以前多采用井口加堿中和，直接進(jìn)平臺(tái)油氣水處理系統(tǒng)處理工藝，但近年來(lái)部分平臺(tái)出現(xiàn)了因酸化返排造成平臺(tái)油氣水處理系統(tǒng)波動(dòng)、外輸原油指標(biāo)超標(biāo)的問(wèn)題。

為避免油井酸化返排對(duì)平臺(tái)油氣水處理系統(tǒng)造成影響，現(xiàn)場(chǎng)工程師們提出了酸化返排液回注注水井處理工藝，但該工藝的最大問(wèn)題是回注的酸化返排液相比平臺(tái)注入水，各項(xiàng)指標(biāo)超標(biāo)嚴(yán)重，會(huì)一定程度造成回注井堵塞[1-4]。為探索返排液簡(jiǎn)單處理后造成回注井堵塞的原因，本文在對(duì)現(xiàn)場(chǎng)酸化返排液樣品特征分析的基礎(chǔ)上，室內(nèi)模擬了酸化返排對(duì)填砂管的堵塞過(guò)程，并對(duì)酸化返排液在線即時(shí)處理工藝進(jìn)行了優(yōu)化。

1 平臺(tái)系統(tǒng)波動(dòng)原因分析

酸化返排造成平臺(tái)油氣水處理系統(tǒng)波動(dòng)，現(xiàn)場(chǎng)最明顯的表現(xiàn)是平臺(tái)破乳劑和電脫裝置失效，造成外輸原油指標(biāo)不合格，主要原因分析如下。

1.1 破乳劑失效原因

要實(shí)現(xiàn)破乳，就必須破壞乳化界面膜，形成新的穩(wěn)定性差的界面膜，在兩液滴靠近時(shí)發(fā)生聚并，現(xiàn)場(chǎng)一般通過(guò)添加破乳劑來(lái)實(shí)現(xiàn)油水的有效分離。以渤海油田某區(qū)塊為例，現(xiàn)場(chǎng)破乳劑使用質(zhì)量濃度范圍為20～100 mg/L，破乳劑主要為高分子非離子型表面活性劑，輔以少量低分子陰離子型表面活性劑和溶劑。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的破乳劑具有加量少、針對(duì)性強(qiáng)、易受外界影響等特點(diǎn)。

結(jié)合破乳機(jī)理，乳化界面膜的強(qiáng)度和穩(wěn)定性是破乳的關(guān)鍵，如圖1所示，只有當(dāng)油水界面膜中的乳化劑和破乳劑混合物的HLB值（親水親油平衡值）在某一特定區(qū)間時(shí)，乳化界面膜最不穩(wěn)定，此時(shí)破乳效果最好，超出這個(gè)特定區(qū)間，就會(huì)形成水包油或油包水型乳化液[5-8]。平臺(tái)現(xiàn)場(chǎng)加入的各種破乳劑，其主要目的也是調(diào)節(jié)主管線中油水混合液的HLB值，使其HLB值處于最優(yōu)區(qū)間。破乳劑過(guò)量或不足，均會(huì)導(dǎo)致混合油水樣的HLB值偏大或偏小，影響破乳效果。

圖1 界面膜中乳化劑和破乳劑混合物的HLB 值示意圖Fig.1 HLB value schematic diagram of the emulsifier and deemulsifier mixture in interfacial film

酸化解堵液中含有大量的表面活性物質(zhì)，且反應(yīng)后殘液表面活性劑成分和性狀非常復(fù)雜，酸化返排液若進(jìn)入平臺(tái)主流程，殘酸中表面活性劑會(huì)改變平臺(tái)油水混合液中的HLB值，平臺(tái)原來(lái)加入的破乳劑不能確保主管線中的混合油水液中的HLB值仍在最優(yōu)區(qū)間，導(dǎo)致破乳劑失效。

1.2 電脫裝置失效原因

平臺(tái)油氣水處理一般先進(jìn)行化學(xué)破乳，混合原油油相含水20%～40%時(shí)再進(jìn)入平臺(tái)電脫裝置，若前期化學(xué)破乳失效，勢(shì)必導(dǎo)致進(jìn)入電脫裝置的油相含水升高，增加電脫裝置的工作負(fù)荷；酸化返排液中含有較多的未完全反應(yīng)的H+和酸溶蝕后產(chǎn)生的大量導(dǎo)電離子，導(dǎo)致進(jìn)入電極板間的返排液電導(dǎo)率升高，易導(dǎo)致電極板短路；乳化后的原油黏度會(huì)升高，易聚集在電極板周圍，降低了電場(chǎng)強(qiáng)度，影響電脫效率，多種因素疊加，導(dǎo)致了電脫裝置失效。

文獻(xiàn)[9]～[12]中實(shí)測(cè)了酸化返排液的電導(dǎo)率，指出酸化返排液含水率及導(dǎo)電率無(wú)明顯特征規(guī)律，且電導(dǎo)率波動(dòng)很大。當(dāng)含酸原油電導(dǎo)率≤0.43 μS/cm 時(shí)，電脫裝置才能正常工作；理論上可以通過(guò)加堿中和來(lái)解決返排液電導(dǎo)率增加，造成平臺(tái)電脫裝置掉電的問(wèn)題，但實(shí)際操作不可控，故無(wú)法通過(guò)加堿中和來(lái)解決酸化返排引起電脫裝置掉電的問(wèn)題。

造成平臺(tái)破乳劑和電脫裝置失效是多因素復(fù)合作用的結(jié)果，且由于各酸化井的地層礦物特征、儲(chǔ)層流體特征、解堵液配方等差異，導(dǎo)致影響因素差異很大。

2 渤海某油井酸化返排液特征

渤海某A井解堵，解堵液段塞依次為有機(jī)清洗劑、解聚體系及酸液體系，返排液處理采用井口加堿中和、回注注水井處理工藝，共返排5 天，第6天恢復(fù)正常生產(chǎn)，具體返排情況見(jiàn)表1。

返排期間，對(duì)井口返排液進(jìn)行取樣，取樣間隔為24 h，共取回5 個(gè)不同時(shí)間點(diǎn)樣品，對(duì)樣品特征進(jìn)行分析。

2.1 pH值

A 井返排液樣品去浮油后測(cè)試pH 值，測(cè)試結(jié)果如圖2所示。

由測(cè)試結(jié)果可知，隨著返排的進(jìn)行，返排液pH值逐漸升高，返排4～5天后，pH值基本不再變化。

圖2 返排液pH值測(cè)試結(jié)果Fig.2 pH value test results of flow back fluid

2.2 懸浮固體含量測(cè)試

酸化返排液回注造成回注井堵塞，主要原因之一是返排液中含有較多的懸浮固體，懸浮固體含量多少直接影響回注井堵塞程度，故需對(duì)返排液中的懸浮固體含量進(jìn)行分析。

去浮油后返排液不同樣品間表現(xiàn)差異明顯，測(cè)試各樣品中的沉淀物體積，結(jié)果如圖3所示。

圖3 100 mL酸化返排液中沉淀物體積Fig.3 Precipitate volume of per 100 mL acidizing flow back fluid

由測(cè)試結(jié)果可知，每100 mL 返排液中沉淀物體積在0.1～2.1 mL之間，初期沉淀體積較少，中期較多，后期又有所下降。結(jié)合解堵液段塞注入情況，初期返排液主要為頂替液和后置酸，由于與地層反應(yīng)時(shí)間短，沉淀物較少；中期返排液作為主要解堵工作液，反應(yīng)較徹底，反應(yīng)產(chǎn)物較多，沉淀物體積較大；后期返排液主要為有機(jī)清洗劑及前置酸的殘液，其溶解溶蝕能力相對(duì)偏弱，反應(yīng)形成的沉淀物體積較中期返排液少。

進(jìn)一步定量分析不同時(shí)期樣品中沉淀物的質(zhì)量，結(jié)果如圖4所示。

對(duì)比沉淀物體積曲線，沉淀物質(zhì)量并不與沉淀物體積完全成正比關(guān)系，說(shuō)明不同解堵液段塞與地層反應(yīng)后產(chǎn)生沉淀物的類型及特征不同，不同時(shí)期沉淀物體積及質(zhì)量變化整體呈現(xiàn)先升高、后降低的趨勢(shì)。

圖4 100 mL酸化返排液中沉淀物質(zhì)量Fig.4 Precipitate mass of per 100 mL acidizing flow back fluid

2.3 pH值對(duì)懸浮固體含量的影響

結(jié)合不同時(shí)期返排液pH 值及懸浮固體含量測(cè)試結(jié)果，進(jìn)一步分析酸堿環(huán)境對(duì)不同時(shí)期返排液懸浮固體含量的影響。將去浮油后現(xiàn)場(chǎng)返排液分別用5%（質(zhì)量濃度，下同）的氫氧化鈉及5%的鹽酸溶液調(diào)節(jié)成酸性、弱酸性、中性和弱堿性，測(cè)試不同條件下樣品中沉淀物的體積及質(zhì)量，結(jié)果如圖5所示。

圖5 100 mL酸化返排液不同酸堿環(huán)境下沉淀物體積Fig.5 Precipitate volume of per 100 mL acidizing flow back fluid under different acid or alkali environment

由測(cè)試結(jié)果可知，酸堿環(huán)境對(duì)不同時(shí)期返排液中沉淀物體積影響很大，輕微的pH 值升高，就會(huì)形成大量的沉淀物，隨著返排的進(jìn)行，pH 值升高對(duì)沉淀物體積影響逐漸變小。

進(jìn)一步測(cè)試不同酸堿環(huán)境下返排液中沉淀物的質(zhì)量，其沉淀物質(zhì)量曲線與體積曲線類似，其沉淀物質(zhì)量與體積成正比，如圖6所示。

2.4 返排中各項(xiàng)離子含量測(cè)試

對(duì)不同時(shí)期返排液樣品進(jìn)行離子含量分析，與注入水樣中離子含量進(jìn)行對(duì)比（表2）。

圖6 100 mL酸化返排液不同酸堿環(huán)境下沉淀物質(zhì)量Fig.6 Precipitate mass of per 100 mL acidizing flow back fluid under different acid or alkali environment

表2 不同時(shí)期酸化返排液及注入水中離子含量測(cè)試Tab.2 Testing of ion content in acidizing flow back fluid and injected water in different period mg/L

由表2測(cè)試結(jié)果可以看出，不同時(shí)期酸化返排液中離子含量與注入水中離子含量差異較大。相較注入水，酸化返排液中Na+含量與注入水接近；K+含量明顯偏高，且隨著返排的進(jìn)行，K+含量迅速下降，說(shuō)明K+來(lái)自于返排液，K+含量高可能與酸液中含鉀類添加劑及酸與地層反應(yīng)產(chǎn)生K+有關(guān)；Mg2+含量及變化趨勢(shì)與K+類似，酸與井筒及近井可溶物反應(yīng)產(chǎn)生Mg2+，可能是造成返排液中Mg2+含量偏高的主要原因；Ca2+含量隨著返排的進(jìn)行快速下降，且返排初期Ca2+含量明顯高于注入水中Ca2+含量，可能與酸和鈣質(zhì)垢反應(yīng)產(chǎn)生大量的Ca2+有關(guān)；Cl-含量明顯高于注入水，且隨返排進(jìn)行快速下降，與酸液中含有大量的Cl-有關(guān)；SO42-含量偏高，可能和酸與含硫可溶物反應(yīng)產(chǎn)生SO42-有直接關(guān)系；HCO3-含量受pH 值影響，當(dāng)返排液殘液pH 值與注入水接近時(shí)，HCO3-含量逐漸與注入水接近；Fe2+與Fe3+含量明顯高于注入水，是酸與含鐵可溶物反應(yīng)的直接結(jié)果。綜合來(lái)看，酸化返排液中各項(xiàng)離子含量明顯高于注入水，其原因除解堵液本身含有大量的各類離子外，解堵液與井筒及近井地層可溶物反應(yīng)產(chǎn)生的各種產(chǎn)物，是造成返排液各項(xiàng)離子含量偏高的主要和直接原因。

2.5 返排液腐蝕性能評(píng)價(jià)

進(jìn)一步評(píng)價(jià)酸化返排液的腐蝕性能，參考SY/T 5405，分別使用不同時(shí)期返排液樣品，對(duì)N80標(biāo)準(zhǔn)鋼片進(jìn)行腐蝕，測(cè)試條件為60 ℃靜態(tài)腐蝕24 h，測(cè)試結(jié)果如圖7所示。

圖7 不同時(shí)期返排液腐蝕性能評(píng)價(jià)Fig.7 Evaluation of corrosion property of acidizing flow back fluid and injected water in different period

由返排液腐蝕評(píng)價(jià)結(jié)果可以看出，不同時(shí)期返排液腐蝕性能差異明顯，總體呈現(xiàn)隨返排進(jìn)行，腐蝕速率逐漸降低的現(xiàn)象，腐蝕速率相對(duì)較低。

2.6 填砂管動(dòng)態(tài)驅(qū)替模擬堵塞評(píng)價(jià)

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)油井酸化返排液經(jīng)簡(jiǎn)單除油后回注注水井易引起回注井堵塞的問(wèn)題，室內(nèi)模擬酸化返排液回注過(guò)程，使用填砂管模擬酸化返排液回注過(guò)程對(duì)回注井滲透率的影響。使用100～120目的石英砂制作填砂管，并用2%的KCl 溶液抽真空飽和填砂管，正驅(qū)2%KCl 溶液，測(cè)試填砂管初始滲透率，依次正驅(qū)不同階段去浮油后返排液各2 PV（填砂管孔隙體積），分別使用2%的KCl溶液，測(cè)試正驅(qū)返排液模擬堵塞后填砂管滲透率，待第5天返排液模擬堵塞后滲透率測(cè)試結(jié)束，正驅(qū)1 PV 的12%鹽酸溶液模擬解堵，使用2%的KCl 溶液測(cè)試模擬解堵后的填砂管滲透率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖8所示。

由動(dòng)態(tài)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)可以看出，酸化返排液經(jīng)簡(jiǎn)單除油后注入填砂管，會(huì)對(duì)填砂管造成一定的堵塞，填砂管滲透率由初始的1 207 mD逐漸降低至728 mD，初期和末期填砂管堵塞明顯，中期填砂管滲透率有一定程度恢復(fù)，使用1 PV 的12%鹽酸解堵后，滲透率迅速恢復(fù)至1 192 mD，基本恢復(fù)至初始滲透率，說(shuō)明返排液造成的填砂管堵塞經(jīng)簡(jiǎn)單處理就能完全解除。

圖8 填砂管返排液動(dòng)態(tài)驅(qū)替模擬堵塞及解堵滲透率測(cè)試曲線Fig.8 Curve of dynamic simulation displacement of plugging and plugging removal test for acidizing flowback fluid in sand filling pipes

3 酸化返排液處理工藝

海上油田油井酸化返排液在線即時(shí)處理的首要條件是避免其對(duì)平臺(tái)油氣水處理系統(tǒng)造成影響。由于返排液特征差異明顯，考慮現(xiàn)場(chǎng)的可操作性，現(xiàn)場(chǎng)多采用對(duì)酸化返排液簡(jiǎn)單處理后回注注水井的處理方法。隨著對(duì)返排液特征認(rèn)識(shí)的加深和處理工藝的優(yōu)化，酸化返排液回注對(duì)回注井堵塞的影響逐漸變小。

結(jié)合室內(nèi)返排液特征研究認(rèn)識(shí)結(jié)果，依據(jù)海上平臺(tái)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備及場(chǎng)地條件，現(xiàn)場(chǎng)工程師提出了返排液處理工藝，如圖9所示。

圖9 酸化返排液處理工藝流程Fig.9 Flow chart of eacted flowback acid's treatment process

該工藝的基本原理是酸化返排液井口加堿中和，經(jīng)三相分離器分離，分離出的氣進(jìn)平臺(tái)流程或火把，分離出的油進(jìn)其他油井環(huán)空或平臺(tái)閉排系統(tǒng)，分離出的水相經(jīng)沉降過(guò)濾后回注注水井。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

渤海某油井酸化作業(yè)，解堵液主要為有機(jī)清洗劑、解聚劑、鹽酸、氟硼酸及各類添加劑，累計(jì)解堵液用量為126 m3，共返排5 天，平均日返排液量為145 m3，累計(jì)返排液量為725 m3。返排液直接使用上述處理工藝，返排期間在回注井井口對(duì)回注液及平臺(tái)注入水進(jìn)行取樣，對(duì)樣品主要指標(biāo)進(jìn)行化驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 回注液及平臺(tái)注入水水質(zhì)主要指標(biāo)Tab.3 Main water quality indicators of reinjection liquid and platform injection water

由表3可以看出，與正常注入水相比，簡(jiǎn)單處理后的回注液主要指標(biāo)明顯偏高。返排結(jié)束后，對(duì)回注井正擠12%的鹽酸解堵液10 m3進(jìn)行解堵，回注井生產(chǎn)情況見(jiàn)表4。

表4 回注井生產(chǎn)情況Tab.4 Production situation of reinjection well

由表3可以看出，回注井的視吸水指數(shù)從回注前的24.02 m3/(d ?MPa)降至回注后的16.94 m3/(d ?MPa)，說(shuō)明回注指標(biāo)超標(biāo)的回注液對(duì)回注井造成了一定的污染；但擠注10 m3濃度12%的鹽酸解堵后，回注井視吸水指數(shù)上升至27.16 m3/(d?MPa)，說(shuō)明酸化返排液回注造成的近井污染被解除。按照平臺(tái)酸化液解堵體系費(fèi)用測(cè)算，10 m3濃度12%的鹽酸解堵體系藥劑費(fèi)約3萬(wàn)元。

5 結(jié)論

（1）酸化返排造成平臺(tái)油氣水處理系統(tǒng)波動(dòng)，是多因素共同作用的結(jié)果，直觀表現(xiàn)為平臺(tái)破乳劑和電脫裝置失效，外輸原油指標(biāo)不合格。

（2）返排液經(jīng)處理后回注注水井，能有效避免酸化返排對(duì)平臺(tái)處理系統(tǒng)造成影響。

（3）同一口井不同時(shí)期酸化返排液特征差異明顯，主要表現(xiàn)為pH 值、懸浮固體含量、沉淀物體積、各項(xiàng)離子含量及腐蝕性等；填砂管模擬堵塞及模擬解堵實(shí)驗(yàn)表明，去浮油后的返排液會(huì)造成填砂管堵塞，但使用少量鹽酸簡(jiǎn)單處理后就能獲得很好的解堵效果。

（4）結(jié)合平臺(tái)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備及場(chǎng)地條件，對(duì)返排液進(jìn)行簡(jiǎn)單的氣液分離、重力沉降、過(guò)濾處理后回注，再對(duì)回注井進(jìn)行簡(jiǎn)單的解堵處理，可一定程度上解決海上油井酸化返排液處理難題，回注井解堵體系藥劑費(fèi)約3萬(wàn)元。

（5）試制酸化返排液處理配套裝置及研發(fā)配套處理技術(shù)，是徹底解決酸化返排液處理難題的重要手段。