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 劉長龍 孟向麗

1中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院

2中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司

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，直接進平臺油氣水處理系統處理工藝，但近年來部分平臺出現了因酸化返排造成平臺油氣水處理系統波動、外輸原油指標超標的問題。

為避免油井酸化返排對平臺油氣水處理系統造成影響，現場工程師們提出了酸化返排液回注注水井處理工藝，但該工藝的最大問題是回注的酸化返排液相比平臺注入水，各項指標超標嚴重，會一定程度造成回注井堵塞[1-4]。為探索返排液簡單處理后造成回注井堵塞的原因，本文在對現場酸化返排液樣品特征分析的基礎上，室內模擬了酸化返排對填砂管的堵塞過程，并對酸化返排液在線即時處理工藝進行了優化。

1 平臺系統波動原因分析

酸化返排造成平臺油氣水處理系統波動，現場最明顯的表現是平臺破乳劑和電脫裝置失效，造成外輸原油指標不合格，主要原因分析如下。

1.1 破乳劑失效原因

要實現破乳，就必須破壞乳化界面膜，形成新的穩定性差的界面膜，在兩液滴靠近時發生聚并，現場一般通過添加破乳劑來實現油水的有效分離。以渤海油田某區塊為例，現場破乳劑使用質量濃度范圍為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。現場應用的破乳劑具有加量少、針對性強、易受外界影響等特點。

結合破乳機理，乳化界面膜的強度和穩定性是破乳的關鍵，如圖1所示，只有當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）在某一特定區間時，乳化界面膜最不穩定，此時破乳效果最好，超出這個特定區間，就會形成水包油或油包水型乳化液[5-8]。平臺現場加入的各種破乳劑，其主要目的也是調節主管線中油水混合液的HLB值，使其HLB值處于最優區間。破乳劑過量或不足，均會導致混合油水樣的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，且反應后殘液表面活性劑成分和性狀非常復雜，酸化返排液若進入平臺主流程，殘酸中表面活性劑會改變平臺油水混合液中的HLB值，平臺原來加入的破乳劑不能確保主管線中的混合油水液中的HLB值仍在最優區間，導致破乳劑失效。

1.2 電脫裝置失效原因

平臺油氣水處理一般先進行化學破乳，混合原油油相含水20%～40%時再進入平臺電脫裝置，若前期化學破乳失效，勢必導致進入電脫裝置的油相含水升高，增加電脫裝置的工作負荷；酸化返排液中含有較多的未完全反應的H+和酸溶蝕后產生的大量導電離子，導致進入電極板間的返排液電導率升高，易導致電極板短路；乳化后的原油黏度會升高，易聚集在電極板周圍，降低了電場強度，影響電脫效率，多種因素疊加，導致了電脫裝置失效。

文獻[9]～[12]中實測了酸化返排液的電導率，指出酸化返排液含水率及導電率無明顯特征規律，且電導率波動很大。當含酸原油電導率≤0.43 μS/cm 時，電脫裝置才能正常工作；理論上可以通過加堿中和來解決返排液電導率增加，造成平臺電脫裝置掉電的問題，但實際操作不可控，故無法通過加堿中和來解決酸化返排引起電脫裝置掉電的問題。

造成平臺破乳劑和電脫裝置失效是多因素復合作用的結果，且由于各酸化井的地層礦物特征、儲層流體特征、解堵液配方等差異，導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天恢復正常生產，具體返排情況見表1。

返排期間，對井口返排液進行取樣，取樣間隔為24 h，共取回5 個不同時間點樣品，對樣品特征進行分析。

2.1 pH值

A 井返排液樣品去浮油后測試pH 值，測試結果如圖2所示。

由測試結果可知，隨著返排的進行，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值測試結果Fig.2 pH value test results of flow back fluid

2.2 懸浮固體含量測試

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，故需對返排液中的懸浮固體含量進行分析。

去浮油后返排液不同樣品間表現差異明顯，測試各樣品中的沉淀物體積，結果如圖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

由測試結果可知，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，由于與地層反應時間短，沉淀物較少；中期返排液作為主要解堵工作液，反應較徹底，反應產物較多，沉淀物體積較大；后期返排液主要為有機清洗劑及前置酸的殘液，其溶解溶蝕能力相對偏弱，反應形成的沉淀物體積較中期返排液少。

進一步定量分析不同時期樣品中沉淀物的質量，結果如圖4所示。

對比沉淀物體積曲線，沉淀物質量并不與沉淀物體積完全成正比關系，說明不同解堵液段塞與地層反應后產生沉淀物的類型及特征不同，不同時期沉淀物體積及質量變化整體呈現先升高、后降低的趨勢。

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

2.3 pH值對懸浮固體含量的影響

結合不同時期返排液pH 值及懸浮固體含量測試結果，進一步分析酸堿環境對不同時期返排液懸浮固體含量的影響。將去浮油后現場返排液分別用5%（質量濃度，下同）的氫氧化鈉及5%的鹽酸溶液調節成酸性、弱酸性、中性和弱堿性，測試不同條件下樣品中沉淀物的體積及質量，結果如圖5所示。

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

由測試結果可知，酸堿環境對不同時期返排液中沉淀物體積影響很大，輕微的pH 值升高，就會形成大量的沉淀物，隨著返排的進行，pH 值升高對沉淀物體積影響逐漸變小。

進一步測試不同酸堿環境下返排液中沉淀物的質量，其沉淀物質量曲線與體積曲線類似，其沉淀物質量與體積成正比，如圖6所示。

2.4 返排中各項離子含量測試

對不同時期返排液樣品進行離子含量分析，與注入水樣中離子含量進行對比（表2）。

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

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

由表2測試結果可以看出，不同時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，且隨著返排的進行，K+含量迅速下降，說明K+來自于返排液，K+含量高可能與酸液中含鉀類添加劑及酸與地層反應產生K+有關；Mg2+含量及變化趨勢與K+類似，酸與井筒及近井可溶物反應產生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，可能與酸和鈣質垢反應產生大量的Ca2+有關；Cl-含量明顯高于注入水，且隨返排進行快速下降，與酸液中含有大量的Cl-有關；SO42-含量偏高，可能和酸與含硫可溶物反應產生SO42-有直接關系；HCO3-含量受pH 值影響，當返排液殘液pH 值與注入水接近時，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的直接結果。綜合來看，酸化返排液中各項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產生的各種產物，是造成返排液各項離子含量偏高的主要和直接原因。

2.5 返排液腐蝕性能評價

進一步評價酸化返排液的腐蝕性能，參考SY/T 5405，分別使用不同時期返排液樣品，對N80標準鋼片進行腐蝕，測試條件為60 ℃靜態腐蝕24 h，測試結果如圖7所示。

圖7 不同時期返排液腐蝕性能評價Fig.7 Evaluation of corrosion property of acidizing flow back fluid and injected water in different period

由返排液腐蝕評價結果可以看出，不同時期返排液腐蝕性能差異明顯，總體呈現隨返排進行，腐蝕速率逐漸降低的現象，腐蝕速率相對較低。

2.6 填砂管動態驅替模擬堵塞評價

結合現場油井酸化返排液經簡單除油后回注注水井易引起回注井堵塞的問題，室內模擬酸化返排液回注過程，使用填砂管模擬酸化返排液回注過程對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2%KCl 溶液，測試填砂管初始滲透率，依次正驅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，測試正驅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試結束，正驅1 PV 的12%鹽酸溶液模擬解堵，使用2%的KCl 溶液測試模擬解堵后的填砂管滲透率，實驗結果如圖8所示。

由動態驅替實驗可以看出，酸化返排液經簡單除油后注入填砂管，會對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，使用1 PV 的12%鹽酸解堵后，滲透率迅速恢復至1 192 mD，基本恢復至初始滲透率，說明返排液造成的填砂管堵塞經簡單處理就能完全解除。

圖8 填砂管返排液動態驅替模擬堵塞及解堵滲透率測試曲線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處理的首要條件是避免其對平臺油氣水處理系統造成影響。由于返排液特征差異明顯，考慮現場的可操作性，現場多采用對酸化返排液簡單處理后回注注水井的處理方法。隨著對返排液特征認識的加深和處理工藝的優化，酸化返排液回注對回注井堵塞的影響逐漸變小。

結合室內返排液特征研究認識結果，依據海上平臺現場設備及場地條件，現場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，經三相分離器分離，分離出的氣進平臺流程或火把，分離出的油進其他油井環空或平臺閉排系統，分離出的水相經沉降過濾后回注注水井。

4 現場應用

渤海某油井酸化作業，解堵液主要為有機清洗劑、解聚劑、鹽酸、氟硼酸及各類添加劑，累計解堵液用量為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回注液及平臺注入水進行取樣，對樣品主要指標進行化驗，結果見表3。

表3 回注液及平臺注入水水質主要指標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，簡單處理后的回注液主要指標明顯偏高。返排結束后，對回注井正擠12%的鹽酸解堵液10 m3進行解堵，回注井生產情況見表4。

表4 回注井生產情況Tab.4 Production situation of reinjection well

由表3可以看出，回注井的視吸水指數從回注前的24.02 m3/(d ?MPa)降至回注后的16.94 m3/(d ?MPa)，說明回注指標超標的回注液對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，回注井視吸水指數上升至27.16 m3/(d?MPa)，說明酸化返排液回注造成的近井污染被解除。按照平臺酸化液解堵體系費用測算，10 m3濃度12%的鹽酸解堵體系藥劑費約3萬元。

5 結論

（1）酸化返排造成平臺油氣水處理系統波動，是多因素共同作用的結果，直觀表現為平臺破乳劑和電脫裝置失效，外輸原油指標不合格。

（2）返排液經處理后回注注水井，能有效避免酸化返排對平臺處理系統造成影響。

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

（4）結合平臺現場設備及場地條件，對返排液進行簡單的氣液分離、重力沉降、過濾處理后回注，再對回注井進行簡單的解堵處理，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約3萬元。

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