長慶C致密油層采出水水質改性處理小型試驗

低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室·西安長慶科技工程有限責任公司

鄂爾多斯盆地致密油資源豐富[1]，目前已逐漸實現規模開發，致密油層采用“體積壓裂水平井早期準自然能量開發+中后期注水吞吐等有效補充能量方式”[2-3]的開發方式，油田開發分離出的采出水與成熟油區采出水具有水質成分復雜、礦化度高等[4]共同特點，但還具有其自身特點，處理難度大，不能直接排放或回注。從安全環保方面考慮，采出水需經改性處理達標后再回注地層，以實現水資源的有效利用[5]。

根據區域層系分布及水量匹配等特點，選擇侏羅系作為目的回注層，開展致密油層采出水物性分析、配伍性分析及水質改性小試試驗。

表1 C致密油層、侏羅系采出水性質分析Tab.1 Property analysis of produced water in C tight oil layer and Jurassic system

1 致密油層采出水水質特點

取致密油層、侏羅系層系采出水進行水質分析，水質特性見表1。

由表1 可知：致密油層采出水為氯化鈣水型，富含鈣、鍶、鋇三種成垢金屬離子；侏羅系采出水為碳酸氫鈉水型，富含硫酸根、碳酸氫根離子；兩種水型分別富含成垢陽離子及陰離子。

2 采出水配伍性分析

通過應用Scalechem 化學分析軟件[6-7]模擬C 致密油層、侏羅系層采出水在不同混合比例下的最大結垢量，模擬數據見表2，結垢趨勢見圖1。模擬運行條件為溫度35 ℃，運行壓力0.1 MPa。

圖1 C致密油層、侏羅系層采出水混合結垢趨勢Fig.1 Mixed scaling trend of produced water in C tight oil layer and Jurassic system layer

35 ℃正常運行溫度下，C致密油層采出水與侏羅系采出水按1∶9、2∶8……9∶1、10∶0共11種比例混合后，主要結垢種類有CaCO3、SrCO3、SrSO4及BaSO4，當混合比例為4∶6 時，總結垢量最大，達到617 mg/L，其中CaCO3結垢量占總結垢量的70%以上，兩種水型配伍性較差。

3 水質改性小試工藝

3.1 工藝流程

由以上水質特點可知，為避免系統及地層的結垢堵塞，實現有效回注，C致密油層采出水需進行適當的水質改性，去除鈣、鎂、鋇、鍶等成垢離子后再回注侏羅系。水質改性小試試驗采用“化學沉淀+二級過濾+離子交換”工藝，工藝流程見圖2。

儲存在原水箱中的致密油層采出水經蠕動泵提升進入絮凝沉淀池，依次加入化學沉淀劑進行混合、反應、沉淀，混合液經斜管沉淀池沉淀后，上層清液進入pH 調節池，調節pH 值至7～7.5 后進入中間水箱，經泵提升進入二級過濾，出水再經陽離子交換后，凈化水進入清水箱儲存。

3.2 工藝原理

采用的工藝基于化學沉淀及離子交換的原理[8-9]。

化學沉淀反應：

表2 C致密油層、侏羅系層采出水混合結垢類型及結垢量Tab.2 Mixed scale types and amount of produced water in C tight oil layer and Jurassic system layer

圖2 采出水處理工藝流程Fig.2 Process flow of produced water treatment

絮凝沉淀反應：

4 運行過程

（1）運行參數。小試裝置處理能力20 L/h，投加藥劑從經濟性、實用性考慮，選取碳酸鈉與硫酸鋁作為絮凝沉淀劑[10]。經多組實驗室篩選試驗，100 mL 水樣中加入2.3 mL 碳酸鈉（11%，質量分數）及1 mL 硫酸鋁（5%，質量分數）時沉降效果及去除鈣、鎂離子效果最佳，藥劑量篩選結果見圖3、圖4，最終確定投加藥劑量為碳酸鈉2.5 mg/L，硫酸鋁0.5 mg/L，投加位置為絮凝池一、二級入口處。

圖3 碳酸鈉投加量試驗Fig.3 Sodium carbonate dosing test

圖4 硫酸鋁投加量試驗Fig.4 Aluminum sulfate dosing test

（2）主要工藝單元參數。小型試驗裝置主要包括3個單元，分別為絮凝沉淀單元、過濾單元及離子交換單元，各單元主要工藝參數見表3。

表3 工藝單元主要參數Tab.3 Main parameters of process unit

（3）運行結果。小試裝置運行情況顯示絮凝沉淀單元出水效果較好，沿程水質變化見圖5，對主要單元沿程出水進行取樣分析，水質指標見表4。

圖5 水質改性沿程水質變化Fig.5 Changes of water quality along the process of water quality modification

水質改性后C 致密油層采出水成垢離子鈣、鎂、鍶、鐵去除明顯，二級過濾出水、離子交換出水Ca2+去除率分別為79.76%、100%，Mg2+去除率分別為35.35%、100%，Sr2+去除率分別為64.17%、100%（圖6）。在改性過程中，鋇離子數據稍有升高，分析原因有水質改性過程中添加藥劑導致pH值變化的影響。懸浮物、含油量由進水的78、46 mg/L 分別降至1 mg/L 以下，去除率分別達到99.68%、98.08%（圖7）。

表4 小試運行沿程水質指標Tab.4 Water quality indicators along the process of small test

圖6 Ca2+、Mg2+沿程變化Fig.6 Changes of Ca2+and Mg2+along the process

圖7 含油量、懸浮物沿程變化Fig.7 Changes of oil and SS concentration along the process

改性前后C致密油層采出水水質與侏羅系層采出水水質對比見表5。

改性后C致密油層采出水水質清澈透明，成垢離子含量遠低于侏羅系層采出水，各項指標低于侏羅系層水對應指標濃度，達到預期目標。改性后采出水與侏羅系層采出水的配伍性，還需進一步進行模擬分析。

（4）結垢量模擬對比。在運行溫度為35 ℃、運行壓力為0.1 MPa的模擬條件下，采用Scalechem化學分析軟件分別模擬改性工藝中二級砂濾出水及離子交換出水與侏羅系層采出水在不同配比下的最大結垢量，模擬結果見表6。

由表6可知，二級砂濾出水與侏羅系層水在混合比例4∶6 時結垢量達到最大，為337.381 mg/L，與原水、侏羅系混合最大結垢量相比，結垢量降低45.38%，同混合比例時離子交換出水與侏羅系混合的最大結垢量為176.47 mg/L，僅為改性前采出水與侏羅系混合最大結垢量的28.52%，但在實際運行中，仍需投加適當的阻垢劑方可安全回注侏羅系層。

以市場上工業碳酸鈉1 280 元/t、工業硫酸鋁900元/t測算，每處理1 m3長7層采出水藥劑成本為3.71 元，考慮樹脂使用成本，則綜合運行成本約6.4元。

5 結論

由室內實驗及模擬試驗結果，可得出以下結論：

（1）C 致密油層采出水為氯化鈣水型，富含鈣、鍶、鋇三種成垢金屬離子，主要結垢種類有硫酸鋇、碳酸鈣及碳酸鍶。侏羅系層采出水為碳酸氫鈉水型，富含硫酸根、碳酸氫根離子，主要結垢類型為碳酸鈣、碳酸鍶。

（2）C致密油層采出水與侏羅系層采出水按比例混合后，主要結垢類型有硫酸鋇、碳酸鈣及碳酸鍶，除碳酸鍶結垢量低于100 mg/L外，硫酸鋇、碳酸鈣結垢量達到450 mg/L左右，結垢量較大，兩種水型配伍性較差。

（3）水質改性后C 致密油層采出水成垢離子鈣、鎂、鍶、鐵去除明顯，經離子交換后鈣、鎂離子含量未檢出，鍶離子質量濃度為0.09 mg/L，二級過濾出水、離子交換出水鈣去除率分別為79.76%、100%，鎂去除率分別為35.35%、100%，鍶去除率分別為64.17%、100%。懸浮物、含油量由進水的78、46 mg/L 分別降至1 mg/L 以下，去除率分別達到99.68%、98.08%，水質改性效果顯著。

表5 致密油層采出水水質改性前后與侏羅系層水質指標對比Tab.5 Water quality index comparison of tight oil layer and Jurassic system layer before and after water modification

表6 配伍性模擬對比Tab.6 Compatibility comparison and simulation mg/L

（4）通過Scalechem 化學分析軟件模擬，水質改性二級砂濾出水與侏羅系層采出水在混合比例4∶6 時結垢量達到最大，為337.381 mg/L，與原水、侏羅系混合最大結垢量相比，結垢量降低45.38%，同混合比例時離子交換出水與侏羅系層采出水混合的最大結垢量為176.47 mg/L，僅為原水與侏羅系層積水混合最大結垢量的28.52%。

長慶油田致密油層已逐漸實現規模開發，對解決富裕采出水的有效回注具有重要的意義，是提高油氣田開發效益的重要保障[11]。但目前的實驗室小型試驗僅僅是起步，尚需進一步研究，為致密油層采出水的有效回注提供更多解決思路。