高含鹽廢水回注稀油井區的可性行研究*

李平原 周鶴 竇玉明 趙波 顏亨兵 李冬菊

1新疆科力新技術發展股份有限公司2中國石油新疆油田公司陸梁作業區3中國石油新疆油田公司風城作業區

離子交換樹脂軟化系統作為稠油鍋爐給水降硬工藝得到大規模應用[1]，其原理是將凈化水通過鈉型陽離子交換樹脂，使水中的硬度成分Ca2+、Mg2+與樹脂中的Na+相交換，從而吸附水中的Ca2+、Mg2+，使水得到軟化。當鈉離子交換樹脂失效之后，為恢復其交換能力，就要進行再生處理[2]。軟化器的再生流程主要包括反洗、進鹽、置換、正洗四個過程。當離子交換樹脂再生時，會在進鹽和置換階段產生含有大量再生劑的高含鹽廢水（簡稱高含鹽水），在反洗和正洗階段產生含有少量再生劑的低含鹽廢水，低含鹽廢水與軟化器進水礦化度基本接近。目前，風城超稠油站將低含鹽水回摻至污水處理系統處理后再次得到凈化水，實現全部回用。離子交換系統再生產生高鹽水約1 800 m3/d，礦化度20 000～150 000 mg/L，硬度2 000～8 000 mg/L，根據GB/T 8978—1996《污水綜合排放標準》中的排放要求，該污水需通過除去水中的COD、揮發酚、石油類等物質進行處理，滿足國家二級排放標準后將其排放。與此同時，烏33 稀油井區需要大量凈化水進行回注，以保證原油的開采需求。烏33井區日注水量為800～1 000 m3，其注水水源為烏爾禾稀油污水站的凈化水。近年來，烏爾禾稀油污水站水量由2 500 m3/d降低至1 500 m3/d，且該部分稀油污水還需要作為其他稀油區塊注水水源，注入水水源的減少將給注水造成較大壓力。綜合上述問題，在水資源十分有限的情況下，開展高含鹽水回注稀油區塊可行性研究，使之資源化利用，可減少廢水排放量，彌補稀油井區注水水源不足的問題，同時減輕環境污染。

根據標準SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》規定，注水水質的基本要求為：水質穩定，與油層水相混不產生明顯沉淀；水中不得攜帶大量懸浮物；對注水設施腐蝕性小。因此，研究過程中需考慮的內容為：注水指標，不滿足注水指標時需將其處理合格；注入水自身穩定情況，以及與地層水混合后的穩定性情況，即配伍性；注入水不得對儲層產生較大損傷，需對儲層進行損害性評價。

1 實驗

1.1 實驗用品

（1）樣品。稀油地層水（儲層溫度為35 ℃）、高含鹽廢水（溫度為45 ℃）、稀油污水凈化水、烏33儲層巖心（規格：6.5 cm×Φ2.5 cm）。

（2）主要儀器及材料。NWTX-16B型高溫電阻爐，洛陽納維特爐業有限公司；LNB16000G 型離心機，上海皓莊儀器有限公司；RC-2100型電阻法（庫爾特）顆粒計數器，珠海歐美克儀器有限公司；RS-1 型真空泵，浙江省溫嶺市紅寶石真空設備廠；DHG-9030A 干燥箱，上海申賢恒溫設備廠；AE-260電子天平，日本AND公司；HH-S6型恒溫水浴鍋，江蘇金怡儀器科技有限公司；模擬過濾裝置，自制；恒速恒壓驅替裝置，常州易用科技有限公司；0.45 μm 水系微孔濾膜，上海市新亞凈化器件廠。

1.2 實驗方法

1.2.1 水質穩定性

（1）水質分析及結垢趨勢預測。水質分析參照SY/T 5523—2006《油氣田水分析方法》進行，并參照SY/T 0600—2009《油田水結垢趨勢預測》進行結垢趨勢預測[3]。結垢趨勢判斷方法采用飽和指數(SI)法和穩定指數(SAI)法，SI指數判斷方法為：SI＞0，有結垢趨勢；SI=0，臨界狀態；SI＜0，無結垢趨勢。SAI指數判斷方法為：SAI≥6，無結垢趨勢；SAI＜6，有結垢趨勢；SAI＜5，嚴重結果趨勢。

（2）高含鹽水與地層水的配伍性。將高鹽水與地層水按照不同比例混合，35 ℃恒溫24 h 后測定失鈣量、懸浮物的變化情況，判斷各水源之間是否配伍。

（3）高含鹽水與地層水混合后的穩定性。將高鹽水與地層水分別用0.45 μm濾膜進行過濾，然后再按照不同比例進行混合，35 ℃恒溫24 h 后測定懸浮物含量。

1.2.2 注入水防膨性評價

由于注入水自身或與地層水混合后可能引起黏土膨脹的問題，防膨性實驗參照SY/T 5971—2016《注水用黏土穩定劑性能評價方法》。防膨率計算公式為

式中：B為防膨率；V0為膨潤土在煤油中的體積，mL；V1為膨潤土在目的水樣或加入黏土穩定劑水樣中的體積，mL；V2為膨潤土在蒸餾水中的體積，mL。

1.2.3 儲層傷害性評價

實驗參照標準SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》，巖心損害率計算公式為

式中：Dw為巖心損害率，%；Kw為實驗中注入水所對應的巖樣滲透率，10-3μm2；Ki初始滲透率，10-3μm2。

儲層損害程度判斷方法為：Dw≤5，無損害；5＜Dw≤30，損害較弱；30＜Dw≤50，中等偏弱；50＜Dw≤70，中等偏強；70＜Dw≤90，損害較強；Dw＞90，損害強。

2 結果及討論

2.1 注水指標與控制措施

針對高含鹽水進行注水指標分析，結果如表1所示。高含鹽水除懸浮物嚴重超標外，其他指標均達到注水指標要求。

高含鹽水懸浮物含量超標，直接回注將堵塞地層通道，對地層產生較大損害[4-5]，同時注水壓力增大，不利于原油開采。因此需要針對懸浮物進行處理，使其滿足注水指標。針對高含鹽水特點，選用沉降及過濾兩種方式進行處理。

沉降法是利用水中固體懸浮物與污水密度差異，依靠重力作用使懸浮顆粒與污水分離的方法。圖1 為高含鹽水中懸浮物隨沉降時間的變化趨勢。高含鹽水通過靜置后懸浮物下沉，隨沉降時間增加，懸浮物去除效率由快而慢。在沉降8 h 以后，懸浮物去除效率較差，在24 h左右懸浮物指標可達到注水指標的要求。

過濾法是通過過濾器中濾料對污水懸浮物的攔截和吸附作用，以高效降低污水懸浮物的方法。高鹽水通過模擬過濾裝置，經增壓泵進入過濾器，進液壓力控制在0.15 MPa，從上部進水，底部出水。其中采用石英砂和金剛砂混合濾料過濾后，懸浮物濃度達到3 mg/L，粒徑中值為0.9 μm。

綜合上述兩種懸浮物去除方法，水樣通過沉降24 h或過濾處理，懸浮物指標均可滿足目的井區注水水質要求。從處理效率和經濟方面考慮，沉降方法在沉降8 h 后，懸浮物去除效率低下，且大容積沉降罐建設費用較高。采取“重力沉降+過濾”方式處理，有助于降低沉降罐建設費用，提高處理效率，同時減輕過濾器單獨處理的過濾負荷，延長反洗周期，減少反洗水量。

圖1 高含鹽水懸浮物含量與沉降時間關系Fig.1 Relationship between the suspended solid content in high salinity water and the settling time

2.2 水質穩定性及配伍性

高含鹽水及地層水的離子組成，以及由此計算出的SI指數、SAI指數及結垢趨勢預測如表2 所示。高含鹽水鈣、鎂離子濃度高，但碳酸氫根離子濃度低，故無結垢趨勢。地層水鈣、鎂離子濃度較低，但碳酸氫根離子濃度高，有結垢趨勢。說明高含鹽水比較穩定，在常壓情況下，地層水不穩定。

從水型分析，混合水存在碳酸氫鈉和氯化鈣兩種水型，水中碳酸氫根離子存在如下平衡：

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

表2 注入水及地層水離子分析Tab.2 Ion analysis of injected water and formation water

依據溶度積及化學反應平衡原理[6]，當成垢離子的離子積大于其溶度積時，就會有垢生成。由于CaCO3溶解度極小，25 ℃條件下其溶度積為4.96×10-9，因此反應式（4）趨于完全，CO32-與Ca2+結合使CO32-減少，反應式（3）向右移動，從而使反應式（5）持續進行，直至平衡。

從水型分析，高含鹽水與地層水不配伍，不配伍將導致污水惡化，影響油田生產，因此需要進行配伍實驗[7]。高含鹽水與地層水按照不同比例混合，測定其失鈣率，結果如圖2所示；不同混合比例污水反應離子及濃度積如表3所示。

圖2 高鹽水與地層水混合水失鈣率變化趨勢Fig.2 Change trend of calcium loss rate of mixed water of high salinity water and formation water

表3 高含鹽水與地層水不同比例混合水成垢離子濃度Tab.3 Scaling ion concentration of mixed water with different mixing ratios of high salinity water and formation water

由圖2、表3 可知，高含鹽水與地層水混合后由于鈣和碳酸氫根離子濃度積增大，相比兩種原水，失鈣率及失鈣量都有所增加，與表2離子分析結果一致。高含鹽水與地層水混合比例為5∶5時，HCO3-與Ca2+離子積接近最大值，此時失鈣量最高，失鈣現象最嚴重，但由于混合比3∶7 時鈣離子濃度較低，失鈣率計算值最高。在混合比例大于5∶5 時，隨混合比例增加，水質Ca2+濃度增加，但HCO3-濃度反而降低，結垢趨勢降低。反之，水中HCO3-濃度增加，Ca2+濃度降低，結垢趨勢降低。因此，在混合比例接近5∶5 時，結垢趨勢最嚴重，在混合比例突破7∶3～3∶7范圍時，因參與反應離子濃度分別降低，結垢趨勢反而降低。

污水結垢趨勢與溫度、壓力、pH 值、礦化度、流體狀態等因素有關[8]，在其他條件不變的情況下，結垢趨勢隨溫度升高而增加，隨壓力升高而降低。因烏33儲層較淺，地層溫度為35 ℃，壓力為13.5 MPa。實驗在35 ℃條件下進行，溫度影響較小，但壓力增加，由于水中CO2的平衡作用，因此結垢趨勢降低。

2.3 阻垢劑篩選及性能評價

因污水不穩定導致污水結垢及懸浮物升高，阻垢劑是控制污水結垢的有效手段[9-10]。三種阻垢劑對油田污水的阻垢效果如圖3 所示，其中ZG-1阻垢效果最佳，阻垢劑濃度在100 mg/L時阻垢率可達93.4%。

圖3 三種阻垢劑在不同濃度下的阻垢效率Fig.3 Scale inhibition efficiency of three scale inhibitors at different concentrations

污水不配伍將導致污水析出垢，懸浮物上升，堵塞地層通道，增加注水壓力。因此，為對比懸浮物變化情況，同時考察阻垢劑對懸浮物的控制效果，將污水先通過0.45 μm濾膜過濾，濾后初始懸浮物濃度視為0，再將污水混合，在不同時間測定其懸浮物變化，結果如表4所示。

表4 混合水懸浮物變化及阻垢劑對懸浮物的控制情況Tab.4 Changes of suspended solids in mixed water and control of suspended solids by scale inhibitors

由表4可知，水樣放置后懸浮物濃度有不同程度增加，其中高含鹽水與地層水自身懸浮物含量變化較小，混合水樣懸浮物含量明顯增加，結合配伍性實驗結果，推斷混合水樣因結垢導致懸浮物增加，水質惡化嚴重。在不同比例混合污水中阻垢劑ZG-1 加量為100 mg/L 時，可將懸浮物濃度控制在5 mg/L以內。阻垢劑不但阻垢效果好，而且對懸浮物也有良好的控制效果。目的儲層溫度較低，為35 ℃，該溫度對防垢劑無破壞作用。同時，地層壓力為13.5 MPa，高壓環境下污水結垢趨勢降低，對防垢具有一定協同作用，對整體防垢效果有一定提升作用。

2.4 注入水防膨性評價

高含鹽水、地層水、及混合水樣防膨率如表5所示。與地層水相比，高含鹽水防膨率高，不會引起儲層黏土膨脹從而對儲層造成損害的問題。

表5 各種水樣防膨率測定結果Tab.5 Testing results of anti-swelling rate of various water samples

2.5 儲層損害評價

針對高含鹽水投加阻垢劑前后對儲層的損害進行實驗評價[11-12]，結果如表6所示。

表6 儲層損害程度實驗結果Tab.6 Experimental results of formation damage degree

評價結果表明，高含鹽水對烏33 地層的損害程度較強，通過投加100 mg/L 阻垢劑ZG-1 調節后，污水對儲層的損害程度降為弱。地層水在巖石中的滲透率為56×10-3μm2，加有阻垢劑的高含鹽水滲透率為66.8×10-3μm2，滲透率略增加，說明高含鹽水通過阻垢劑調節，起到防膨和控制懸浮物堵塞等作用，可擴大和疏通注入水通道，降低注水壓力。另外，高含鹽水的溫度為45 ℃，高于地層溫度，溫度升高利于降低原油黏度，增加原油流動性和原油采收率。

3 結論

（1）油田上離子交換樹脂再生過程中產生的高含鹽水不能用于灌溉，也不能直接用于注水，且含有石油類、COD 等有害物質，是一種危害環境的廢水。

（2）研究表明，高含鹽水防膨率高達94%，加入一種阻垢劑調節后與地層水配伍性良好，阻垢率可達93.4%，懸浮物濃度控制在5 mg/L以下，防垢控制及懸浮物控制效果良好。

（3）相比地層水在巖石中的滲透率，加有阻垢劑的含鹽水對儲層傷害為弱，且滲透率略增加，說明高含鹽水通過阻垢劑調節，起到防垢和防止懸浮物堵塞等作用，可擴大和疏通注入水通道，降低注壓，提高采收率，可作為烏33稀油井區注水水源。

（4）將高含鹽廢水有效回注油田，使寶貴的水資源得到有效利用，在保證油田正常開采的同時，減少了廢水排放量，減輕了對環境污染程度。