海上含聚油泥处理后泥水的回注

胡菲菲，李 庆，靖 波，翟 磊，尹先清

（1. 长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 荆州 434023；2. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；3. 中海油研究总院，北京 100028）

治理技术

海上含聚油泥处理后泥水的回注

胡菲菲1，李 庆1，靖 波2，3，翟 磊2，3，尹先清1

（1. 长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 荆州 434023；2. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；3. 中海油研究总院，北京 100028）

采用热化学法处理某海上平台含聚油泥（矿物含量（w）1.30%～3.74%，聚合物含量（w）3.37%～7.42%），研究了反应后分离出的泥水的回注性能，并进行了现场回注试验。实验结果表明：泥水经研磨细化处理后，95%（w）的细化污泥粒径不超过7.86 μm，远小于注入地层的平均孔喉直径；在含聚量为1750 mg/L的注聚液中加入500 mg/L的细化污泥，65 ℃（油藏温度）下，细化污泥在注聚液中具有很好的稳定性，体系黏度变化小；泥水中的污水与注聚液、采出污水、现场采出液处理系统中使用的各种药剂的配伍性好。现场试验结果表明，将泥水加入注聚液中进行回注，注入井压力保持稳定。

海上油田；含聚油泥；研磨细化；回注；配伍性

注聚是海上油田高效开采的有效技术手段。渤海油田注聚开采近十年，初步形成了海上油田聚合物驱油技术体系，包括驱替液技术、平台聚合物配注技术、海上稠油含聚采出液处理技术和早期注聚效果评价等方面［1-2］。随着注聚规模的扩大和产液量的不断提高，储层孔道中的注聚液随采出液返出，在油井中与无机矿物质、原油等发生乳化，在平台采出液处理系统中沉积析出，形成含聚油泥。该含聚油泥具有含油量高、黏性大、稳定性好、乳化严重等特点，难以处理［3-6］。伴随油田采液量的大幅提升，含聚油泥有逐年增多的趋势，影响到平台采出液工艺设备的运行，成为含聚采出液处理的关键问题之一［7］。

本课题组采用热化学法处理某海上平台含聚油泥［8］，产物经分离器进行油相和泥水的分离，分离出的油相可直接回收，而分离后的泥水不能直接排放污染环境，且在海上平台现场受空间、时间的限制无法存放和集中，只有就地及时处理才能不影响正常生产运行，因此，必须现场进行有效处置。

本工作研究了含聚油泥热化学处理后分离出的泥水的回注性能，并进行了现场回注试验，以期实现含聚油泥的就地无害化处置。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

疏水缔合聚合物AP-P4：四川光亚科技股份有限公司，聚丙烯酰胺类聚合物，相对分子质量约为1.2×107，水解度约为26%，平均含氮量约为15%（w）。

含聚油泥：取自海上某平台及其陆上终端厂，分别进行组成分析，成分见表1［9］。

表1 含聚油泥的成分 w，%

采出污水：海上某平台现场采出液经除油处理后的污水，矿化度7500 mg/L，pH=8.44，主要成分见表2。

注聚液：采出污水在65 ℃（油藏温度）加入一定量的聚合物AP-P4配制而成，无色黏稠状液体，含聚量1750 mg/L。

现场药剂：海上平台采出液处理系统使用的各种药剂。

表2 采出污水的主要成分 ρ，mg/L

S3500型激光粒度分析仪：Microtrac公司；LVDV-ⅡPro型黏度计：美国Brookfield公司；Orion AQ2010 TN100型浊度计：Thermo Fisher公司；JTM50AB1型胶体磨：沈阳新旭光机械公司；FM300型乳化机：上海FLUKO公司。

1.2 实验方法

1.2.1 泥水的回注性能评测

采用热化学法处理含聚油泥，取反应后分离出的泥水进行回注性能评测。

污水：泥水经离心分离后得到的上层水相。污泥：泥水经离心分离后得到的下层固相，含油率不高于0.65%。细化污泥：泥水用胶体磨以9000 r/ min的转速研磨10 min进行细化处理，研磨后的泥水经离心分离后得到的下层固相。污水和采出污水均用滤纸过滤去除悬浮物。

稳定性实验：向注聚液中分别加入不同量的污泥和细化污泥，以12000 r/min的转速高速搅拌30 min，观察体系在65 ℃下的沉降情况，记录体系稳定时间。

黏度实验：向注聚液中以500 mg/L的加入量加入细化污泥，以12000 r/min的转速乳化搅拌30 min，在65 ℃下恒温放置，测定注聚液的黏度变化。

配伍性实验：取过滤后的污水，分别与过滤后的采出水、注聚液以及现场药剂按一定比例混合，具塞摇匀后测定室温下的浊度，再将其置于65 ℃烘箱中恒温一段时间，考察浊度变化及沉积物情况。

1.2.2 现场回注试验

采用一套5 m3/d的撬装式油泥处理中试装置进行现场连续回注试验，现场试验的工艺流程见图1。原药剂和清水按10%的体积比混合，在药剂罐中升温至60 ℃以上，用泵输送至油泥反应罐，与一定量的含聚油泥在加热和搅拌条件下反应；反应一定时间后，全部泵入油-泥水分离罐中静置分离；分离后，上层油泵入回收油接收罐，达一定量后输送至现场原油处理系统；下层泥水泵入泥水缓冲罐，经胶体磨循环研磨细化后存于磨料接收罐中，研磨后的泥水（即磨料）用注聚液稀释后回注地层，控制泥水加入量在100～200 mg/L（以细化污泥计）。其中，药剂罐、油泥反应罐、油-泥水分离罐和回收油接收罐均采用导热油夹套保温。

图1 现场试验的工艺流程

1.3 分析方法

采用激光粒度分布仪测定污泥粒径；采用黏度计测定注聚液黏度；采用浊度计测定各混合体系的浊度。

2 结果与讨论

2.1 污泥的细化效果

污泥粒径越小越有利于泥水的回注。拟注入污泥的储层区块，孔喉直径在95.35～149.47 μm，分布较为平均，平均孔喉直径达127.82 μm，有利于泥水的回注。污泥和细化污泥的粒径累计分布曲线见图2。由图2可见：未经细化处理的污泥中粒径大于127.82 μm的占30%（w）以上，需经研磨细化以减小颗粒的粒径；而细化污泥中95%（w）的粒径不超过7.86 μm，远小于注入地层的平均孔喉直径。

图2 污泥和细化污泥的粒径累计分布曲线

2.2 污泥在注聚液中的稳定性

实验结果表明：对于未经细化处理的污泥，加入量为500 mg/L和1200 mg/L时的稳定时间分别为26.5 h和24.0 h；对于细化污泥，加入量为500 mg/L和1200 mg/L时的稳定时间均可延长至118 h，远长于现场注聚液从注聚井口到注入井底地层的时间（2 h），且细化污泥均匀悬浮于注聚液中，容器底部未见沉降细化污泥，整个过程中体系无明显变化。说明细化污泥由于粒径变小，在注聚液中的分散稳定性提高。

2.3 细化污泥对注聚液黏度的影响

聚合物驱提高采收率方法的原理是在注入水中添加少量聚合物，以增加注入水的黏度，同时降低水相渗透率，改善流度比，提高波及系数［10］。细化污泥对注聚液黏度的影响见图3。

图3 细化污泥对注聚液黏度的影响● 未加泥；■ 加泥

由图3可见：未经放置时，加入细化污泥后的注聚液黏度与未加泥时相比有所降低，由15.0 mPa·s降至10.5 mPa·s；放置22 min后，加泥和未加泥的注聚液黏度均趋于稳定，且前者略低于后者，但前者的黏度保留率明显高于后者。这主要是因为：加泥过程中为了使泥均匀分散于溶液中而进行了乳化搅拌，机械剪切作用使注聚液黏度下降；注聚液在放置初期的黏度下降归因于体系在达到65℃的恒温过程中温度的变化。

2.4 污水的配伍性

含聚油泥分离出的泥水与注聚液一起回注地层，需对其中的污水与注聚液、采出水和现场药剂的配伍性进行研究。污水与注聚液、采出水、现场药剂的配伍性分别见表3～5。由表3和表4可见，污水与注聚液和采出污水的配伍性均良好，室温下与65 ℃恒温168 h时相比，浊度变化较小，无絮体产生，体系稳定。由表5可见：室温和65 ℃恒温24 h时，污水与各种药剂的配伍性很好，浊度无明显变化；65 ℃恒温168 h后，浊度均有所增加，实验观察均无絮体产生。这可能是因为：采用热化学法处理油泥过程中的残余药剂在恒温过程中与现场药剂发生作用导致体系浊度增加；无絮体产生说明残余药剂未反应生成沉积物，故对采出液系统不会产生较大影响。

表3 污水与注聚液的配伍性

表4 污水与采出水的配伍性

表5 污水与现场药剂的配伍性

3 现场回注试验结果

现场细化污泥的粒径累计分布曲线见图4。由图4可见，95%（w）的现场细化污泥粒径不超过8.81 μm，远小于储层孔喉直径，满足回注要求。该结果与实验室结果相近。

试验期间注入井的压力变化见图5。图5中，前48 h为压降测试，48～216 h为连续回注（其中，48～168 h泥水加入量（以细化污泥计）为100 mg/L，之后升至200 mg/L），216 h试验结束，继续注聚，240 h再次进行压降测试。由图5可见，试验期间注入井压力平稳，未见显著变化，压力不超过7.4 MPa。

图4 现场细化污泥的粒径累计分布曲线

图5 试验期间注入井的压力变化

4 结论

a）实验室中分离出的泥水经研磨细化处理后，95%（w）的细化污泥粒径不超过7.86 μm，远小于注入地层的平均孔喉直径。

b）在含聚量为1750 mg/L的注聚液中加入500 mg/L细化污泥，65 ℃下，细化污泥在注聚液中具有很好的稳定性，体系黏度变化小。

c）泥水中的污水与注聚液、采出污水、现场采出液处理系统中使用的各种药剂混合，于65 ℃下恒温168 h，均无絮体产生，体系稳定，配伍性好。

d）现场试验泥水经研磨细化处理后，95%（w）的细化污泥粒径不超过8.81 μm。

e）泥水回注与平台现有注聚工艺相结合，注入井压力稳定，泥水全部回注，做到就地无害化处理，为海上油田现场油泥处理提供了技术支撑。

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［10］ 叶仲斌. 提高采收率原理［M］. 2版. 北京：石油工业出版社，2007：52 - 62.

（编辑 魏京华）

Reinjection of Sediment and Sewage from Treatment of Polymer-Containing Oily Sludge in Offshore Oilfield

Hu Feifei1，Li Qing1，Jing Bo2，3，Zhai Lei2，3，Yin Xianqing1
（1. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，Ministry of Education，Yangtze University，Jingzhou Hubei 434023，China；2. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Beijing 100028，China；3. CNOOC Research Institute，Beijing 100028，China）

The polymer-containing oily sludge from a platform in offshore oilf i eld，containing 1.30%-3.74% （w） of mineral and 3.37%-7.42% （w） of polymer，was treated by thermo-chemical method. The reinjection performance of the separated sediment and sewage was studied，and the reinjection test was conducted on the spot. The experimental results show that： After fi ne grinding，the particle diameter of 95% （w） sediment is not more than 7.86 μm，which is much less than the average pore throat diameter of the reinjection formation；When 500 mg/L ref i ne sediment is added into the injection liquid with 1750 mg/L of polymer content and the formation temperature is 65 ℃，the ref i ne sediment has a good stability in the injection liquid，and the viscosity of the system is less changed；The compatibilities of the separated sewage to the injection liquid，the produced wastewater and the medicaments used in the oilf i eld produced water treatment system are good. The fi eld test results show that the pressure of the reinjection well is stable during the injection of injection liquid containing sediment and sewage.

offshore oilf i eld；polymer-containing oily sludge；f i ne grinding；reinjection；compatibility

TE99

A

1006-1878（2015）04-0381-05

2015 - 03 - 12；

2015 - 05 - 14。

胡菲菲（1977—），女，湖北省松滋市人，硕士，讲师，电话 13872336067，电邮 897379355@qq.com。联系人：尹先清，电话 18986661508，电邮 jzyinxq@126.com。

国家科技重大专项（2011ZX05024-004）；中海石油（中国）有限公司重点项目（CCL2012RCPS0231RSN）。