气田采出水回注环境风险控制措施探讨＊

王毅霖 罗 臻 史小利 张晓飞 李 婷

(1.石油石化污染物控制与处理国家重点实验室；2.中国石油集团安全环保技术研究院有限公司；3.生态环境部对外合作与交流中心)

0 引 言

与可回用于有效注水/注汽的油田采出水不同，气田采出水必须在地面处理后再利用或达标排放，或回注到地下处置。气田采出水的水量小、含盐量高，回注通常是更适合的处置方案。在分析气田采出水水量、水质和污染特征的基础上，文章综述了回注处置井的目标构造选择方法、保证井筒完整性的建井标准，避免井筒腐蚀泄漏、结垢降低注水容量和提供注水压力的水质稳定方法，并提出相应的检测/运行管理需求，为气田采出水回注环境风险控制提供参考。

1 环境风险

1.1 水量水质

天然气储藏孔隙率低，原岩的含水量低。据统计，美国15个州油气田水/油、水/气平均体积比分别为5.3×10-3，1.02×10-3[1]。天然气田采用35.86 m3/MMSm3估算采出水量，其中游离水量25 m3/MMSm3，其余为饱和天然气中的水含量；某页岩气田试采初期2～3个月平均单井产液量在 20～30 m3/d。

川渝地区常规气田采出水含盐量超过80 000 mg/L，主要为氯化物，硫化物和硫酸盐含量大致为100 mg/L量级，总固体悬浮物(SS)、挥发性固体悬浮物(VSS)含量为2.5～4 mg/L，石油类低至1 mg/L。钡、锰含量接近1 mg/L，其余重金属为0.01 mg/L的量级或更低，汞的含量为0.000 1 mg/L的水平。苏里格(致密气)和胡尖山气田采出水悬浮物、硫酸盐、钡、钙、镁的含量更高(钙1 000 mg/L量级，其余均为100 mg/L量级)。四川盆地的构造水源于不同阶段的蒸发海水的遗存，震旦纪和寒武纪构造的构造水(Cl-高达48 000 mg/L)的Br-/Cl-高达3.5×10-3(摩尔比)，反映了海水蒸发高达18倍。相比之下，二叠纪和三叠纪构造的构造水氯含量的范围(14 000～141 000 mg/L)大得多，Br-/Cl-比高达6×10-3，表明原始海水的蒸发程度更高，高达30倍[4]。详细数据见表1。

表1 某天然气采出水水质[5]

1.2 污染路径

采出水的环境问题主要是土壤、地下水、地表水污染及相应生态系统的恶化。钠会与钙、镁、钾产生离子竞争，导致植物中所需离子不均衡，高浓度的钠会损害土壤结构并抑制水的渗入。地下离子交换会改变浅层、深层地下水水质。一些采出水的微量元素，包括硼、锂、氟和镭的浓度较高，很多微量元素具有植物毒性，即使在冲洗出盐水之后，也会吸附在土壤中[2]，气田采出水的盐(氯离子)含量高，且含有源于储藏、地面环境的硫化氢、溶解氧、硫酸盐还原菌、好氧菌等，具备电化学腐蚀、化学腐蚀、生物腐蚀的基本条件，条件适宜时，会加重并加速腐蚀程度[6-7]。例如，西部某油田2014年的套损总井数达2 012口，其中回注水井达到了265口。

2 控制措施

2.1 目标构造

回注需要选择适当的地质构造和封闭的盐水含水层，避开地震活动频繁或靠近地质断层的地区[8]。通常情况下目标层应为平伏层，区域内均具有水平构造水流的页岩屏障，坡度低，如果没有任何影响地下水质的风险，适用的地质条件范围更大。采出水注入预测模拟应包括流量(储藏)模拟和注入井裂缝和裂缝传播，可确定回注水的归宿，能实现通过综合认识，以环境保护的方式管理注水过程；还包括模拟预测注水运行时间，评价注水井关断后的径向压力场。模拟研究也要考虑预测和对研究的地下水平区域认识的不确定性。

美国对“地下饮用水源(USDW)”定义是：作为可由人类消耗或含足够的水量可为公共水系统供水，且总溶解固体低于10 000 mg/L的含水层或其他组成部分。注入井分为五类，其中Ⅱ类为“与油气生产相关的注入”，包括采出水、钻井废物、废修井液、集输管线清管液体。回注要求套管、井管或封隔器没有任何泄漏；且没有任何明显液体通过注入井井筒附近的垂直通道迁移到USDW。地下水和饮用水管理机构采用1 gal/min(约4.3 m3/d)作为确定含水层产水显著的阈值[9]。美国有大约144 000口回注处置井，其中盐水回注处置井占所有II类井约20%，在用于处置与油气生产相关的液体时，会按照与USDW隔离的、不含烃的构造或非生产/枯竭构造的且具有足够的孔隙率、渗透性的特性进行井的选择。

我国国家能源局2016年发布的行业标准SY/T 6596—2016《气田水注入技术要求》中要求，回注井位置选择以现有井优先，回注构造由隔离充分和稳定分布的盖层覆盖，回注构造具有足够的容量空间，回注构造应没有任何露头或长距离露头。除了没有明确定义“含水层外”，与上述美国的相关要求基本相同。

2.2 建井标准

井的完整性狭义定义是：为避免流体迁移并保护自然水体，是“采用技术、运行和组织的方案，减少一口井整个生命周期构造流体的非受控排放”。安全回注井要求至少3层钢套管保护含水层，即表层套管、技术套管和注水套管。表层套管至少位于最深USDW之下50 ft(约15.24 m)，技术套管和注水套管要达到注水位置。任何注入前都需要进行初始机械完整性试验。最大允许注入压力需要压力试验。内部完整性试验方法可采用标准环空试压(SAPT)、标准环空监测试验(SAMT)、放射性示踪迹调查(RTS)、水—盐水界面试验(W-BIT)、压力试验、环空水试验(WIAT)等。外部完整性试验方法包括温度录井、放射性示踪迹调查、固井记录。表层套管之外和PWR井每两个套管之间的环形空间水泥应回到地表，环形空间水泥的底应低于最低饮用水构造15～35 m。固井水泥的选择应耐受最大注水压力，并考虑地质构造和注入流体对水泥的腐蚀。行业标准SY/T 6596—2016《气田水注入技术要求》中要求套管能够承受设计注入压力，表层、技术和生产套管固井水泥应返至地面，注入层以上生产套管应有可有效封堵注入层流体连续厚度大于25 m的优质固井井段。

2.3 水质稳定

就地下水污染角度而言，最关键的控制参数是注水压力、注水井静水压力、水头不超过“可利用地下水”的低水位(高度)，下方的注入水不会上侵，上方的地下水可能下泄。虽然可以采用常规采出水处理方法包括混凝沉淀、过滤等，去除特定污染物，但回注水处理后应保持水质稳定，主要是防止井筒腐蚀造成泄漏，或者是结垢造成注水量下降或压力升高。

目前一些环境保护主管部门、研究机构通常要求将回注水质处理至特定水质标准，增加处理成本但回注风险控制效果未有明显提升，且相关行业、企业标准要求并不严，如Q/SY 0100—2016《气田水回注技术规范》中气田水回注推荐水质主要控制指标为：pH值 6～9，溶解氧≤0.5 mg/L，石油类≤100 mg/L，悬浮物固体含量≤200 mg/L，铁细菌(IB)≤106个/mL，硫酸盐还原菌(SRB)≤25 个/mL。

目前除了必要的惰性气体密闭隔氧、pH值调整等措施，国内、外均普遍通过投加适当的缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂等措施控制井筒腐蚀/结垢，保证处理后的回注水水质稳定。药剂多数是由专业供应商提供的商品药剂，一般不提供化学组成。乙醛灭菌效果非常好，但半衰期长，细菌会逐渐耐受初始的致死剂量。次氯酸盐的成本效率高，投资和运行成本低，由于半衰期短，环境、健康和安全风险非常低，但混合不当时游离氯可达10 mg/L，腐蚀性非常强[7]。在过去10 a中，四钛(羟甲基)硫酸磷(THP)已经成为油气行业使用最广泛的杀菌剂，可有效消除硫化铁。二氧化氯是一种强力的选择性杀菌剂，可以被氯气和次氯酸盐氧化的各种有机物则不可被其氧化，所需药剂量少，反应性较弱(除了细菌)。投加铬酸钠、铬酸锌和亚硝酸钠可快速去除H2S。强腐蚀环境可投加缓蚀剂[8]。

回注水与地层水不相溶时，会产生结垢，造成回注井堵塞。不同的废水混合，溶解性离子反应会形成非溶解性产物，造成井筒附近渗透性降低。常用的阻垢剂包括聚磷酸盐、磷酸酯、聚丙烯酸和其他含羧酸的聚合物，对硫酸钙、碳酸钙和硫酸钡有效，对酸性条件和温度变化敏感，高温和酸性条件下水解，使用温度低于150℉(65.6℃)。绿色阻垢剂有羧甲基菊粉(CMI)和聚天冬(PASP)，ACCENTTM可示踪(Traceable)聚合物阻垢剂，可以分散不溶解颗粒、阻止晶体生长和聚结。

2.4 检测/运行

根据泄漏、腐蚀、结垢的控制要求，选择适用的检测项目、分析方法及模拟计算。腐蚀刮片可用来量化回注系统运行的腐蚀速率，也可定性观察腐蚀类型。光学检查也可确定腐蚀类型。X射线衍射可分析确定形成的腐蚀产物。化学方法要通过分解垢样品，用标准滴定或沉淀的方法进行分析。井的泄漏检测可采用：初始压力试验后，监测环空压力，同时保持环空正压；采用液体或气体试压；适于泄漏检测的放射性示踪迹试验；或获批准的其他试验。

混合相溶性评价采用溶解度计算或实验方法。目前已有化学模型可根据详细的流体条件，预测结垢的性质和范围，模型采用热动力原理和地质化学数据库预测相平衡，需要输入基本数据，如元素浓度分析、温度、压力和气相组成。这些程序用来预测扰动的影响，如不相溶水体混合的结果或可能导致的温度、压力发生变化。只有少量的计算机程序专门用来模拟油田高含盐水化学性质，也可用来模拟孔隙构造中的化学迁移。

3 结论与建议

气田采出水回注的主要环境风险是井筒内腐蚀造成泄漏后的土壤、地下水污染，最关键的控制参数是注水压力/注水井静水压力低于“可利用地下水”的低水位(高度)，保证下方的注入水不会上侵。在保证目标层选择、井筒完整性符合标准的前提下，水质稳定可控制腐蚀、结垢造成的注水量泄漏或压力升高，利用模型预测、检测、分析等方法可观察和分析泄漏趋势，将环境风险控制到可接受的水平。