措施液返排液对沉降罐运行影响的研究

杨 靖，陈 博，唐 伟，吴国成，罗 栋，惠 芳，赵旭东，黄 凡

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

长庆油田属典型的“三低”油田[1]，胡尖山油田每年实施措施井达200 井次，大量措施残液抽出并进入地面集输，沉降系统乳化加剧，采用一般破乳剂难以达到破乳要求[2-4]。通过对胡尖山油田酸化、压裂返排液组分分析，判断其可能存在的影响因素；用酸化、压裂返排液与地层原油配制乳状液，室内进行破乳效果评价，确定破乳剂加量及破乳温度；在室内分析的基础上，归纳措施返排液影响原油脱水主要机理，为下一步对策措施提供理论指导。

1 措施返排液组分分析

1.1 酸化措施返排液组分分析

酸化废液具有pH 低，总铁含量高，有机污染物含量高等特点，并且具有强烈的腐蚀性，未经处理进入集输系统后会带来腐蚀、结垢、不配伍等问题。 对酸化措施返排液中的阴、阳离子分别采用离子色谱法和原子吸收光谱法进行检测，离子含量分析结果（见表1）。

表1 酸化返排液水质检测结果表明：（1）酸化返排液的pH 值呈酸性，一般为3～5；（2）酸化返排液中金属阳离子如Ca2+、Mg2+、Fe3+含量较高。一方面由于酸化液对井下金属管材产生腐蚀，导致产生较高的Fe3+，另一方面由于酸液对地层碳酸钙等的溶解，导致返排液中Ca2+、Mg2+浓度增加；（3）酸化返排液的无机阴离子中含有酸化特征离子（F-），而在压裂返排液中一般不含F-（部分前置酸压裂工艺中，由于在前置酸中添加有HF，导致其返排液中仍含有F-）。离子组分尤其是高价金属阳离子对破乳剂的破乳效果会产生不利影响，分析研究酸化措施返排液中各离子组分及含量对破乳效果影响分析及改进有重要意义。

在所选取的四口井措施返排液样本中，相同条件下，H-3 措施返排液成分最复杂，所以对H-3 措施返排液的悬浮物含量进行了分析。用浓度均为1.0 mol/L的HCl 和Na2CO3调节其pH 值，根据中华人民共和国国家标准“水质悬浮物的测定 重量法（GB 11901-89）”进行悬浮物含量测量。

H-3 措施返排液的悬浮物含量测量结果（见表2）。pH 值=9.0 时，H-3 措施返排液的悬浮物形貌（见图1），此时悬浮物颜色呈淡黄色，与坂土颜色类似，有刺激性气味。

图1 H-3 措施返排液悬浮物形貌（pH 值=9.0）

将H-3 措施返排液的悬浮物（pH=9）烘干后进行XRD 分析（见图2）。结果证明，悬浮物主要成分为NaCl，此外还含有少量的CaCO3、CaSO4和MgSO4，没有出现氟化物（如CaF2）和Fe 的氧化物（如Fe（OH）3）。

图2 H-3 措施返排液悬浮物XRD 分析（pH 值=9.0）

1.2 压裂措施返排液分析

水力压裂是油气藏开采过程中有效的增产措施，为各油田普遍采用。为满足现场施工作业的要求，压裂液体系中往往需要加入黏土稳定剂、延缓剂、促进剂、破解剂等化学添加剂，因此有机物含量高且种类多。压裂返排液中的聚合物主要来自于表面活性剂、液态胍胶、交联剂、延缓剂等低分子聚合物或共聚物，难以水解和被微生物所利用，因此很难去除，导致其总氮含量较高。

表1 酸化措施返排液离子含量分析

表2 H-3 措施返排液悬浮物浓度

在油田进行油水井压裂施工中，每口压裂井产出废水量约为100 m3～200 m3，由于环保要求，导致其大多直接进入集输系统，这将对原油破乳造成不同程度的影响。

对压裂措施返排液中的阴、阳离子分别采用离子色谱法和原子吸收光谱法进行检测，离子含量分析结果（见表3）。

表3 压裂返排液水质检测结果表明：（1）压裂返排液的pH 值较酸化返排液高，一般为5～8；（2）压裂返排液中金属阳离子如Ca2+、Mg2+、Fe3+含量较酸化返排液低。一般不含有Fe3+（H-5、H-6 和H-9）或Fe3+含量较低（H-7 和H-8），水体颜色略比酸化返排液澄清；（3）H-5 和H-9 矿化度较低，但H-8 和H-6 压裂返排液矿化度较高，H-8 达到28 584.1 mg/L。

2 措施返排乳状液破乳性能研究

根据1.1 和1.2 节实验及油田现场情况，对措施残液配制的乳状液破乳效果进行研究。将原油和措施残液按不同体积比（分别为3:1、1:1 和1:2）配制70 mL 乳状液，加入YT-100 破乳剂150 mg/L（体积为1.05 mL），研究其在45 ℃的破乳效果。其中H-A 原油与三叠系的返排液配制原油乳状液，H-B 原油与侏罗系的返排液配制原油乳状液。

2.1 酸化措施返排乳状液破乳性能研究

2.1.1 原油和酸化措施残液体积比为1:1 酸化措施液分别取自现场H-1、H-2、H-3、H-4 四口井酸化后的返排液，将其与现场原油配制成体积比1:1 乳状液后，在破乳剂（YT-100）加量为150 mg/L，温度为45 ℃时，研究其破乳效果，实验结果（见表4 和图3）。

图3 酸化措施返排乳状液破乳性能（油水比1:1）

图4 H-3 乳状液界面形貌（120 min）

从表4 和图3可知，破乳剂浓度加量为150 mg/L 时，酸化措施返排乳状液在15 min 后开始脱水，至60 min较稳定，脱水率较低，为30.6 %～41.4 %。尤其是H-2和H-3，由于这两种水样中二价阳离子浓度较高，水样矿化度高，其脱水率更低。将原油分别与这两种水样混合配制乳状液时，发现他们很难完全乳化，油水分层现象较明显，H-3 酸化措施返排液与原油配制的乳状液在120 min 时的界面形貌（见图4）。

表3 压裂措施返排液离子含量分析

表4 酸化措施返排液与原油乳状液基本性能

2.1.2 原油和酸化措施残液体积比为3:1 破乳剂加量150 mg/L，温度45 ℃时，原油和酸化措施残液体积比为3:1，研究其破乳效果，实验结果（见表5 和图5）。

图5 酸化措施返排乳状液破乳性能（油水比3:1）

从表5 和图5 可知，原油和酸化措施残液体积比为3:1 时，其乳状液脱水规律与原油和酸化措施残液体积比为1:1 时乳状液脱水规律类似。不同之处在于，随着原油乳状液中原油相对含量的增加，脱水率略有升高。

2.1.3 原油和酸化措施残液体积比为1:2 破乳剂加量150 mg/L，温度45 ℃时，原油和酸化措施残液体积比为1:2，研究其破乳效果，实验结果（见表6 和图6）。

从表6 和图6 可知，原油和酸化措施残液体积比为1:2 时，其乳状液脱水规律与原油和酸化措施残液体积比为1:1 时乳状液脱水规律类似。不同之处在于，随着原油乳状液中原油相对含量的减少（残液的相对含量增加），其脱水率降低。但H-3 和H-4 乳状液的脱水率降低不明显，主要在于二者的返排液矿化度较高，pH 值较低，油水混合时分层现象明显，撇去下层水后，上层乳状液中含水量较少，脱水较难。

图6 酸化措施返排乳状液破乳性能（油水比1:2）

将原油和酸化措施残液按不同体积比（分别为3:1、1:1 和1:2）配制的乳状液，在相同条件下的脱水率进行比较，结果（见图7）。

图7 油水比与脱水率关系

由图7 可知，随着原油乳状液中原油相对含量的增加，而脱水率略有升高，总体而言，随着原油乳状液中残液体积的增加，乳状液脱水率略有降低。由于残酸加量越多，原油乳状液的pH 值越低，对pH 特别敏感的表面活性剂，如羧酸盐，其增溶作用在该因素下将会改变，另外，由于残酸加量过大，分散的液滴表面的同种电荷增多，导致扩散层增厚。此时，液滴之间的排斥力占主导地位，形成了更稳定的分散系，也会导致破乳难度加大[5]。

表5 酸化措施返排液与原油乳状液基本性能

表6 酸化措施返排液与原油乳状液基本性能

2.2 压裂措施返排乳状液破乳性能研究

2.2.1 原油和压裂措施残液体积比为1:1 压裂措施液分别取自现场H-5、H-6、H-7、H-8、H-9 五口井压裂后的返排液，将其与现场原油配制成体积比1:1 乳状液后，在破乳剂加量为150 mg/L，温度为45 ℃时，研究其破乳效果，实验结果（见表7 和图8）。

图8 压裂措施返排乳状液破乳性能（油水比1:1）

从表7 和图8 可知，破乳剂浓度加量为150 mg/L时，压裂措施返排乳状液在15 min 后开始脱水，至60 min 较稳定，脱水率相对酸化措施返排乳状液而言，略有提高，一般为34.6 %～85.3 %。尤其是H-5，由于其压裂返排液矿化度较低，pH 值也较高，其乳状液脱水率达到85.3 %，而H-8，由于其矿化度较高，二价阳离子含量高，其乳状液脱水率仅有34.6 %。

2.2.2 原油和压裂措施残液体积比为3:1 将压裂措施残液与现场原油配制成体积比3:1 乳状液后，在破乳剂加量为150 mg/L，温度为45 ℃时，研究其破乳效果，实验结果（见表8 和图9）。

图9 压裂措施返排乳状液破乳性能（油水比3:1）

从表8 和图9 可知，原油和压裂措施残液体积比为3:1 时，其乳状液脱水规律与原油和压裂措施残液体积比为1:1 时乳状液脱水规律类似。不同之处在于，随着原油乳状液中原油相对含量的增加，其脱水率略有升高。

2.2.3 原油和压裂措施残液体积比为1:2 将压裂措施残液与现场原油配制成体积比1:2 乳状液后，在破乳剂加量为150 mg/L，温度为45 ℃时，研究其破乳效果，实验结果（见表9 和图10）。

从表9 和图10 可知，原油和压裂措施残液体积比为1:2 时，其乳状液脱水规律与原油和压裂措施残液体积比为1:1 时乳状液脱水规律类似。不同之处在于，随着原油乳状液中原油相对含量的减少，脱水率降低。

表7 压裂措施返排液与原油乳状液基本性能

表8 压裂措施返排液与原油乳状液基本性能

表9 压裂措施返排液与原油乳状液基本性能

图10 压裂措施返排乳状液破乳性能（油水比1:2）

将原油和压裂措施残液按不同体积比（分别为3:1、1:1 和1:2）配制的乳状液，在相同条件下的脱水率进行比较，结果（见图11）。

图11 油水比与脱水率关系

由图11 可知，随着原油乳状液中原油相对含量的增加，而脱水率略有升高，随着原油乳状液中原油相对含量的减少，其乳状液脱水率降低。

从不同油水比与脱水率关系（图10 和图11）可知，无论是酸化返排液还是压裂返排液，其乳状液的脱水率都是随着油水比增加而略有升高，随着油水比降低而下降，且前者幅度略小于后者。含水量增加使破乳剂的浊点降低，破乳剂的亲油性增强，吸附在油-水界面的破乳剂向油相分散、转移，破乳剂的破乳能力大大削弱。

3 措施返排液影响原油脱水主要机理

通过以上的试验并结合相关文献资料，认为影响措施返排液对原油脱水率的主要因素及影响机理如下。

3.1 pH 值

通过研究不同pH 值条件下，措施返排液的脱水率可知，措施返排液pH 值越低，脱水率一般也越低。主要是由于措施液中的H+会激活原油中存在的环烷酸，增加乳化剂数量，使乳化膜强度加大，从而使破乳剂替换油水界面的难度加大，造成原油脱水速度慢，脱水率低，脱出水中含油多。

有关研究表明，盐酸、土酸、残酸的存在会让原油脱水变得更加困难，特别是在稠油中，脱水率将大大降低，其对原油脱水的影响次序为：残酸＞土酸＞盐酸。

3.2 Ca2+、Mg2+、Fe3+等高价阳离子

总体而言，酸化措施返排液降低原油乳状液脱水率的幅度大于压裂措施返排液。其影响因素除pH 值外，另一重要因素就是因为酸化措施返排液中含有更多的Ca2+、Mg2+、Fe3+等高价阳离子。这些高价阳离子可能会产生沉淀，沉淀与原油包裹在一起，使得脱出水中含油量增加；高价阳离子也可能会被破乳剂络合，从而降低破乳剂的脱水性能。

3.3 措施返排液化学成分

措施体系中加入了助排剂、铁离子稳定剂、黏土稳定剂等添加剂，而这些添加剂的成分大多为表面活性剂类和聚合物类，且残液返排过程中携带不少固相颗粒，这些物质都会对油水界面膜和原油乳状液性质产生影响。

界面膜的机械强度是决定乳状液稳定性的主要因素之一。膜的机械强度决定了乳状液的稳定性，添加剂中的高分子化合物和固相颗粒能吸附在油水界面上形成结实的界面膜而阻止液滴间的并聚，从而使乳状液更稳定。

文献证明、脂肪醇、脂肪酸及脂肪胺等非离子型有机物可以在界面上插入带电的乳化剂中间，使得界面膜变得致密、降低界面张力，有利于乳状液的稳定；更重要的是膜的致密性增加，导致了膜强度的增加，增强了乳状液的稳定性。十六氨基酸钠钾能与胆甾醇形成紧密堆积的致密的混合膜，因此得到不稳定的乳状液。

此外，原油性质、流动状态等都会对原油乳状液的脱水产生影响。原油黏度越大，破乳越困难；当原油和残酸在地层孔隙中流动时受到快速剪切，乳状液被分散的程度越高，乳状液越稳定，破乳难度就越大。

［1］ 陈磊，畅毅，等.复合压裂技术在长庆“三低”油田的应用［J］.油气井测试，2008，（10）：60-62.

［2］ 吴迪，王世昌，孟祥春，等.大庆油田三元复合驱采出液热化学破乳研究［J］.油田化学，2002，19（1）：54-58.

［3］ 檀国荣，邹立壮，王金本，等.聚合物对原油破乳效果影响的实验研究［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（1）：93-95.

［4］ 曹方起.临盘油田盘二联“三高”原油破乳脱水试验［J］.长江大学学报（自然科学版），2008，5（2）：68-71.

［5］ 范振中，俞庆森.残酸对原油脱水的影响及处理［J］.浙江大学学报，2005，32（5）：28-30.