高含盐废水回注稀油井区的可性行研究*

2021-03-23李平原周鹤窦玉明赵波颜亨兵李冬菊

油气田地面工程 2021年3期

李平原周鹤窦玉明赵波颜亨兵李冬菊

1新疆科力新技术发展股份有限公司2中国石油新疆油田公司陆梁作业区3中国石油新疆油田公司风城作业区

离子交换树脂软化系统作为稠油锅炉给水降硬工艺得到大规模应用[1]，其原理是将净化水通过钠型阳离子交换树脂，使水中的硬度成分Ca2+、Mg2+与树脂中的Na+相交换，从而吸附水中的Ca2+、Mg2+，使水得到软化。当钠离子交换树脂失效之后，为恢复其交换能力，就要进行再生处理[2]。软化器的再生流程主要包括反洗、进盐、置换、正洗四个过程。当离子交换树脂再生时，会在进盐和置换阶段产生含有大量再生剂的高含盐废水（简称高含盐水），在反洗和正洗阶段产生含有少量再生剂的低含盐废水，低含盐废水与软化器进水矿化度基本接近。目前，风城超稠油站将低含盐水回掺至污水处理系统处理后再次得到净化水，实现全部回用。离子交换系统再生产生高盐水约1 800 m3/d，矿化度20 000～150 000 mg/L，硬度2 000～8 000 mg/L，根据GB/T 8978—1996《污水综合排放标准》中的排放要求，该污水需通过除去水中的COD、挥发酚、石油类等物质进行处理，满足国家二级排放标准后将其排放。与此同时，乌33 稀油井区需要大量净化水进行回注，以保证原油的开采需求。乌33井区日注水量为800～1 000 m3，其注水水源为乌尔禾稀油污水站的净化水。近年来，乌尔禾稀油污水站水量由2 500 m3/d降低至1 500 m3/d，且该部分稀油污水还需要作为其他稀油区块注水水源，注入水水源的减少将给注水造成较大压力。综合上述问题，在水资源十分有限的情况下，开展高含盐水回注稀油区块可行性研究，使之资源化利用，可减少废水排放量，弥补稀油井区注水水源不足的问题，同时减轻环境污染。

根据标准SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》规定，注水水质的基本要求为：水质稳定，与油层水相混不产生明显沉淀；水中不得携带大量悬浮物；对注水设施腐蚀性小。因此，研究过程中需考虑的内容为：注水指标，不满足注水指标时需将其处理合格；注入水自身稳定情况，以及与地层水混合后的稳定性情况，即配伍性；注入水不得对储层产生较大损伤，需对储层进行损害性评价。

1 实验

1.1 实验用品

（1）样品。稀油地层水（储层温度为35 ℃）、高含盐废水（温度为45 ℃）、稀油污水净化水、乌33储层岩心（规格：6.5 cm×Φ2.5 cm）。

（2）主要仪器及材料。NWTX-16B型高温电阻炉，洛阳纳维特炉业有限公司；LNB16000G 型离心机，上海皓庄仪器有限公司；RC-2100型电阻法（库尔特）颗粒计数器，珠海欧美克仪器有限公司；RS-1 型真空泵，浙江省温岭市红宝石真空设备厂；DHG-9030A 干燥箱，上海申贤恒温设备厂；AE-260电子天平，日本AND公司；HH-S6型恒温水浴锅，江苏金怡仪器科技有限公司；模拟过滤装置，自制；恒速恒压驱替装置，常州易用科技有限公司；0.45 μm 水系微孔滤膜，上海市新亚净化器件厂。

1.2 实验方法

1.2.1 水质稳定性

（1）水质分析及结垢趋势预测。水质分析参照SY/T 5523—2006《油气田水分析方法》进行，并参照SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》进行结垢趋势预测[3]。结垢趋势判断方法采用饱和指数(SI)法和稳定指数(SAI)法，SI指数判断方法为：SI＞0，有结垢趋势；SI=0，临界状态；SI＜0，无结垢趋势。SAI指数判断方法为：SAI≥6，无结垢趋势；SAI＜6，有结垢趋势；SAI＜5，严重结果趋势。

（2）高含盐水与地层水的配伍性。将高盐水与地层水按照不同比例混合，35 ℃恒温24 h 后测定失钙量、悬浮物的变化情况，判断各水源之间是否配伍。

（3）高含盐水与地层水混合后的稳定性。将高盐水与地层水分别用0.45 μm滤膜进行过滤，然后再按照不同比例进行混合，35 ℃恒温24 h 后测定悬浮物含量。

1.2.2 注入水防膨性评价

由于注入水自身或与地层水混合后可能引起黏土膨胀的问题，防膨性实验参照SY/T 5971—2016《注水用黏土稳定剂性能评价方法》。防膨率计算公式为

式中：B为防膨率；V0为膨润土在煤油中的体积，mL；V1为膨润土在目的水样或加入黏土稳定剂水样中的体积，mL；V2为膨润土在蒸馏水中的体积，mL。

1.2.3 储层伤害性评价

实验参照标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》，岩心损害率计算公式为

式中：Dw为岩心损害率，%；Kw为实验中注入水所对应的岩样渗透率，10-3μm2；Ki初始渗透率，10-3μm2。

储层损害程度判断方法为：Dw≤5，无损害；5＜Dw≤30，损害较弱；30＜Dw≤50，中等偏弱；50＜Dw≤70，中等偏强；70＜Dw≤90，损害较强；Dw＞90，损害强。

2 结果及讨论

2.1 注水指标与控制措施

针对高含盐水进行注水指标分析，结果如表1所示。高含盐水除悬浮物严重超标外，其他指标均达到注水指标要求。

高含盐水悬浮物含量超标，直接回注将堵塞地层通道，对地层产生较大损害[4-5]，同时注水压力增大，不利于原油开采。因此需要针对悬浮物进行处理，使其满足注水指标。针对高含盐水特点，选用沉降及过滤两种方式进行处理。

沉降法是利用水中固体悬浮物与污水密度差异，依靠重力作用使悬浮颗粒与污水分离的方法。图1 为高含盐水中悬浮物随沉降时间的变化趋势。高含盐水通过静置后悬浮物下沉，随沉降时间增加，悬浮物去除效率由快而慢。在沉降8 h 以后，悬浮物去除效率较差，在24 h左右悬浮物指标可达到注水指标的要求。

过滤法是通过过滤器中滤料对污水悬浮物的拦截和吸附作用，以高效降低污水悬浮物的方法。高盐水通过模拟过滤装置，经增压泵进入过滤器，进液压力控制在0.15 MPa，从上部进水，底部出水。其中采用石英砂和金刚砂混合滤料过滤后，悬浮物浓度达到3 mg/L，粒径中值为0.9 μm。

综合上述两种悬浮物去除方法，水样通过沉降24 h或过滤处理，悬浮物指标均可满足目的井区注水水质要求。从处理效率和经济方面考虑，沉降方法在沉降8 h 后，悬浮物去除效率低下，且大容积沉降罐建设费用较高。采取“重力沉降+过滤”方式处理，有助于降低沉降罐建设费用，提高处理效率，同时减轻过滤器单独处理的过滤负荷，延长反洗周期，减少反洗水量。

图1 高含盐水悬浮物含量与沉降时间关系Fig.1 Relationship between the suspended solid content in high salinity water and the settling time

2.2 水质稳定性及配伍性

高含盐水及地层水的离子组成，以及由此计算出的SI指数、SAI指数及结垢趋势预测如表2 所示。高含盐水钙、镁离子浓度高，但碳酸氢根离子浓度低，故无结垢趋势。地层水钙、镁离子浓度较低，但碳酸氢根离子浓度高，有结垢趋势。说明高含盐水比较稳定，在常压情况下，地层水不稳定。

从水型分析，混合水存在碳酸氢钠和氯化钙两种水型，水中碳酸氢根离子存在如下平衡：

表1 注入水注水指标分析Tab.1 Analysis on injection indexes of injected water

表2 注入水及地层水离子分析Tab.2 Ion analysis of injected water and formation water

依据溶度积及化学反应平衡原理[6]，当成垢离子的离子积大于其溶度积时，就会有垢生成。由于CaCO3溶解度极小，25 ℃条件下其溶度积为4.96×10-9，因此反应式（4）趋于完全，CO32-与Ca2+结合使CO32-减少，反应式（3）向右移动，从而使反应式（5）持续进行，直至平衡。

从水型分析，高含盐水与地层水不配伍，不配伍将导致污水恶化，影响油田生产，因此需要进行配伍实验[7]。高含盐水与地层水按照不同比例混合，测定其失钙率，结果如图2所示；不同混合比例污水反应离子及浓度积如表3所示。

图2 高盐水与地层水混合水失钙率变化趋势Fig.2 Change trend of calcium loss rate of mixed water of high salinity water and formation water

表3 高含盐水与地层水不同比例混合水成垢离子浓度Tab.3 Scaling ion concentration of mixed water with different mixing ratios of high salinity water and formation water

由图2、表3 可知，高含盐水与地层水混合后由于钙和碳酸氢根离子浓度积增大，相比两种原水，失钙率及失钙量都有所增加，与表2离子分析结果一致。高含盐水与地层水混合比例为5∶5时，HCO3-与Ca2+离子积接近最大值，此时失钙量最高，失钙现象最严重，但由于混合比3∶7 时钙离子浓度较低，失钙率计算值最高。在混合比例大于5∶5 时，随混合比例增加，水质Ca2+浓度增加，但HCO3-浓度反而降低，结垢趋势降低。反之，水中HCO3-浓度增加，Ca2+浓度降低，结垢趋势降低。因此，在混合比例接近5∶5 时，结垢趋势最严重，在混合比例突破7∶3～3∶7范围时，因参与反应离子浓度分别降低，结垢趋势反而降低。

污水结垢趋势与温度、压力、pH 值、矿化度、流体状态等因素有关[8]，在其他条件不变的情况下，结垢趋势随温度升高而增加，随压力升高而降低。因乌33储层较浅，地层温度为35 ℃，压力为13.5 MPa。实验在35 ℃条件下进行，温度影响较小，但压力增加，由于水中CO2的平衡作用，因此结垢趋势降低。

2.3 阻垢剂筛选及性能评价

因污水不稳定导致污水结垢及悬浮物升高，阻垢剂是控制污水结垢的有效手段[9-10]。三种阻垢剂对油田污水的阻垢效果如图3 所示，其中ZG-1阻垢效果最佳，阻垢剂浓度在100 mg/L时阻垢率可达93.4%。

图3 三种阻垢剂在不同浓度下的阻垢效率Fig.3 Scale inhibition efficiency of three scale inhibitors at different concentrations

污水不配伍将导致污水析出垢，悬浮物上升，堵塞地层通道，增加注水压力。因此，为对比悬浮物变化情况，同时考察阻垢剂对悬浮物的控制效果，将污水先通过0.45 μm滤膜过滤，滤后初始悬浮物浓度视为0，再将污水混合，在不同时间测定其悬浮物变化，结果如表4所示。

表4 混合水悬浮物变化及阻垢剂对悬浮物的控制情况Tab.4 Changes of suspended solids in mixed water and control of suspended solids by scale inhibitors

由表4可知，水样放置后悬浮物浓度有不同程度增加，其中高含盐水与地层水自身悬浮物含量变化较小，混合水样悬浮物含量明显增加，结合配伍性实验结果，推断混合水样因结垢导致悬浮物增加，水质恶化严重。在不同比例混合污水中阻垢剂ZG-1 加量为100 mg/L 时，可将悬浮物浓度控制在5 mg/L以内。阻垢剂不但阻垢效果好，而且对悬浮物也有良好的控制效果。目的储层温度较低，为35 ℃，该温度对防垢剂无破坏作用。同时，地层压力为13.5 MPa，高压环境下污水结垢趋势降低，对防垢具有一定协同作用，对整体防垢效果有一定提升作用。

2.4 注入水防膨性评价

高含盐水、地层水、及混合水样防膨率如表5所示。与地层水相比，高含盐水防膨率高，不会引起储层黏土膨胀从而对储层造成损害的问题。

表5 各种水样防膨率测定结果Tab.5 Testing results of anti-swelling rate of various water samples

2.5 储层损害评价

针对高含盐水投加阻垢剂前后对储层的损害进行实验评价[11-12]，结果如表6所示。

表6 储层损害程度实验结果Tab.6 Experimental results of formation damage degree

评价结果表明，高含盐水对乌33 地层的损害程度较强，通过投加100 mg/L 阻垢剂ZG-1 调节后，污水对储层的损害程度降为弱。地层水在岩石中的渗透率为56×10-3μm2，加有阻垢剂的高含盐水渗透率为66.8×10-3μm2，渗透率略增加，说明高含盐水通过阻垢剂调节，起到防膨和控制悬浮物堵塞等作用，可扩大和疏通注入水通道，降低注水压力。另外，高含盐水的温度为45 ℃，高于地层温度，温度升高利于降低原油黏度，增加原油流动性和原油采收率。