氣田采出水回注環境風險控制措施探討＊

王毅霖 羅 臻 史小利 張曉飛 李 婷

(1.石油石化污染物控制與處理國家重點實驗室；2.中國石油集團安全環保技術研究院有限公司；3.生態環境部對外合作與交流中心)

0 引 言

與可回用于有效注水/注汽的油田采出水不同，氣田采出水必須在地面處理后再利用或達標排放，或回注到地下處置。氣田采出水的水量小、含鹽量高，回注通常是更適合的處置方案。在分析氣田采出水水量、水質和污染特征的基礎上，文章綜述了回注處置井的目標構造選擇方法、保證井筒完整性的建井標準，避免井筒腐蝕泄漏、結垢降低注水容量和提供注水壓力的水質穩定方法，并提出相應的檢測/運行管理需求，為氣田采出水回注環境風險控制提供參考。

1 環境風險

1.1 水量水質

天然氣儲藏孔隙率低，原巖的含水量低。據統計，美國15個州油氣田水/油、水/氣平均體積比分別為5.3×10-3，1.02×10-3[1]。天然氣田采用35.86 m3/MMSm3估算采出水量，其中游離水量25 m3/MMSm3，其余為飽和天然氣中的水含量；某頁巖氣田試采初期2～3個月平均單井產液量在 20～30 m3/d。

川渝地區常規氣田采出水含鹽量超過80 000 mg/L，主要為氯化物，硫化物和硫酸鹽含量大致為100 mg/L量級，總固體懸浮物(SS)、揮發性固體懸浮物(VSS)含量為2.5～4 mg/L，石油類低至1 mg/L。鋇、錳含量接近1 mg/L，其余重金屬為0.01 mg/L的量級或更低，汞的含量為0.000 1 mg/L的水平。蘇里格(致密氣)和胡尖山氣田采出水懸浮物、硫酸鹽、鋇、鈣、鎂的含量更高(鈣1 000 mg/L量級，其余均為100 mg/L量級)。四川盆地的構造水源于不同階段的蒸發海水的遺存，震旦紀和寒武紀構造的構造水(Cl-高達48 000 mg/L)的Br-/Cl-高達3.5×10-3(摩爾比)，反映了海水蒸發高達18倍。相比之下，二疊紀和三疊紀構造的構造水氯含量的范圍(14 000～141 000 mg/L)大得多，Br-/Cl-比高達6×10-3，表明原始海水的蒸發程度更高，高達30倍[4]。詳細數據見表1。

表1 某天然氣采出水水質[5]

1.2 污染路徑

采出水的環境問題主要是土壤、地下水、地表水污染及相應生態系統的惡化。鈉會與鈣、鎂、鉀產生離子競爭，導致植物中所需離子不均衡，高濃度的鈉會損害土壤結構并抑制水的滲入。地下離子交換會改變淺層、深層地下水水質。一些采出水的微量元素，包括硼、鋰、氟和鐳的濃度較高，很多微量元素具有植物毒性，即使在沖洗出鹽水之后，也會吸附在土壤中[2]，氣田采出水的鹽(氯離子)含量高，且含有源于儲藏、地面環境的硫化氫、溶解氧、硫酸鹽還原菌、好氧菌等，具備電化學腐蝕、化學腐蝕、生物腐蝕的基本條件，條件適宜時，會加重并加速腐蝕程度[6-7]。例如，西部某油田2014年的套損總井數達2 012口，其中回注水井達到了265口。

2 控制措施

2.1 目標構造

回注需要選擇適當的地質構造和封閉的鹽水含水層，避開地震活動頻繁或靠近地質斷層的地區[8]。通常情況下目標層應為平伏層，區域內均具有水平構造水流的頁巖屏障，坡度低，如果沒有任何影響地下水質的風險，適用的地質條件范圍更大。采出水注入預測模擬應包括流量(儲藏)模擬和注入井裂縫和裂縫傳播，可確定回注水的歸宿，能實現通過綜合認識，以環境保護的方式管理注水過程；還包括模擬預測注水運行時間，評價注水井關斷后的徑向壓力場。模擬研究也要考慮預測和對研究的地下水平區域認識的不確定性。

美國對“地下飲用水源(USDW)”定義是：作為可由人類消耗或含足夠的水量可為公共水系統供水，且總溶解固體低于10 000 mg/L的含水層或其他組成部分。注入井分為五類，其中Ⅱ類為“與油氣生產相關的注入”，包括采出水、鉆井廢物、廢修井液、集輸管線清管液體。回注要求套管、井管或封隔器沒有任何泄漏；且沒有任何明顯液體通過注入井井筒附近的垂直通道遷移到USDW。地下水和飲用水管理機構采用1 gal/min(約4.3 m3/d)作為確定含水層產水顯著的閾值[9]。美國有大約144 000口回注處置井，其中鹽水回注處置井占所有II類井約20%，在用于處置與油氣生產相關的液體時，會按照與USDW隔離的、不含烴的構造或非生產/枯竭構造的且具有足夠的孔隙率、滲透性的特性進行井的選擇。

我國國家能源局2016年發布的行業標準SY/T 6596—2016《氣田水注入技術要求》中要求，回注井位置選擇以現有井優先，回注構造由隔離充分和穩定分布的蓋層覆蓋，回注構造具有足夠的容量空間，回注構造應沒有任何露頭或長距離露頭。除了沒有明確定義“含水層外”，與上述美國的相關要求基本相同。

2.2 建井標準

井的完整性狹義定義是：為避免流體遷移并保護自然水體，是“采用技術、運行和組織的方案，減少一口井整個生命周期構造流體的非受控排放”。安全回注井要求至少3層鋼套管保護含水層，即表層套管、技術套管和注水套管。表層套管至少位于最深USDW之下50 ft(約15.24 m)，技術套管和注水套管要達到注水位置。任何注入前都需要進行初始機械完整性試驗。最大允許注入壓力需要壓力試驗。內部完整性試驗方法可采用標準環空試壓(SAPT)、標準環空監測試驗(SAMT)、放射性示蹤跡調查(RTS)、水—鹽水界面試驗(W-BIT)、壓力試驗、環空水試驗(WIAT)等。外部完整性試驗方法包括溫度錄井、放射性示蹤跡調查、固井記錄。表層套管之外和PWR井每兩個套管之間的環形空間水泥應回到地表，環形空間水泥的底應低于最低飲用水構造15～35 m。固井水泥的選擇應耐受最大注水壓力，并考慮地質構造和注入流體對水泥的腐蝕。行業標準SY/T 6596—2016《氣田水注入技術要求》中要求套管能夠承受設計注入壓力，表層、技術和生產套管固井水泥應返至地面，注入層以上生產套管應有可有效封堵注入層流體連續厚度大于25 m的優質固井井段。

2.3 水質穩定

就地下水污染角度而言，最關鍵的控制參數是注水壓力、注水井靜水壓力、水頭不超過“可利用地下水”的低水位(高度)，下方的注入水不會上侵，上方的地下水可能下泄。雖然可以采用常規采出水處理方法包括混凝沉淀、過濾等，去除特定污染物，但回注水處理后應保持水質穩定，主要是防止井筒腐蝕造成泄漏，或者是結垢造成注水量下降或壓力升高。

目前一些環境保護主管部門、研究機構通常要求將回注水質處理至特定水質標準，增加處理成本但回注風險控制效果未有明顯提升，且相關行業、企業標準要求并不嚴，如Q/SY 0100—2016《氣田水回注技術規范》中氣田水回注推薦水質主要控制指標為：pH值 6～9，溶解氧≤0.5 mg/L，石油類≤100 mg/L，懸浮物固體含量≤200 mg/L，鐵細菌(IB)≤106個/mL，硫酸鹽還原菌(SRB)≤25 個/mL。

目前除了必要的惰性氣體密閉隔氧、pH值調整等措施，國內、外均普遍通過投加適當的緩蝕劑、阻垢劑、殺菌劑等措施控制井筒腐蝕/結垢，保證處理后的回注水水質穩定。藥劑多數是由專業供應商提供的商品藥劑，一般不提供化學組成。乙醛滅菌效果非常好，但半衰期長，細菌會逐漸耐受初始的致死劑量。次氯酸鹽的成本效率高，投資和運行成本低，由于半衰期短，環境、健康和安全風險非常低，但混合不當時游離氯可達10 mg/L，腐蝕性非常強[7]。在過去10 a中，四鈦(羥甲基)硫酸磷(THP)已經成為油氣行業使用最廣泛的殺菌劑，可有效消除硫化鐵。二氧化氯是一種強力的選擇性殺菌劑，可以被氯氣和次氯酸鹽氧化的各種有機物則不可被其氧化，所需藥劑量少，反應性較弱(除了細菌)。投加鉻酸鈉、鉻酸鋅和亞硝酸鈉可快速去除H2S。強腐蝕環境可投加緩蝕劑[8]。

回注水與地層水不相溶時，會產生結垢，造成回注井堵塞。不同的廢水混合，溶解性離子反應會形成非溶解性產物，造成井筒附近滲透性降低。常用的阻垢劑包括聚磷酸鹽、磷酸酯、聚丙烯酸和其他含羧酸的聚合物，對硫酸鈣、碳酸鈣和硫酸鋇有效，對酸性條件和溫度變化敏感，高溫和酸性條件下水解，使用溫度低于150℉(65.6℃)。綠色阻垢劑有羧甲基菊粉(CMI)和聚天冬(PASP)，ACCENTTM可示蹤(Traceable)聚合物阻垢劑，可以分散不溶解顆粒、阻止晶體生長和聚結。

2.4 檢測/運行

根據泄漏、腐蝕、結垢的控制要求，選擇適用的檢測項目、分析方法及模擬計算。腐蝕刮片可用來量化回注系統運行的腐蝕速率，也可定性觀察腐蝕類型。光學檢查也可確定腐蝕類型。X射線衍射可分析確定形成的腐蝕產物。化學方法要通過分解垢樣品，用標準滴定或沉淀的方法進行分析。井的泄漏檢測可采用：初始壓力試驗后，監測環空壓力，同時保持環空正壓；采用液體或氣體試壓；適于泄漏檢測的放射性示蹤跡試驗；或獲批準的其他試驗。

混合相溶性評價采用溶解度計算或實驗方法。目前已有化學模型可根據詳細的流體條件，預測結垢的性質和范圍，模型采用熱動力原理和地質化學數據庫預測相平衡，需要輸入基本數據，如元素濃度分析、溫度、壓力和氣相組成。這些程序用來預測擾動的影響，如不相溶水體混合的結果或可能導致的溫度、壓力發生變化。只有少量的計算機程序專門用來模擬油田高含鹽水化學性質，也可用來模擬孔隙構造中的化學遷移。

3 結論與建議

氣田采出水回注的主要環境風險是井筒內腐蝕造成泄漏后的土壤、地下水污染，最關鍵的控制參數是注水壓力/注水井靜水壓力低于“可利用地下水”的低水位(高度)，保證下方的注入水不會上侵。在保證目標層選擇、井筒完整性符合標準的前提下，水質穩定可控制腐蝕、結垢造成的注水量泄漏或壓力升高，利用模型預測、檢測、分析等方法可觀察和分析泄漏趨勢，將環境風險控制到可接受的水平。