改善延长油田采出水水质的药剂筛选及其工艺优化

柯从玉，逯 毅，王 鹏，刘 亮，童梦凡，张群正

(1.西安石油大学 化学化工学院，陕西 西安 710065；2.延长油田股份有限公司 富县采油厂，陕西 延安 716000)

引 言

近年来，随着延长油田开采程度的不断加深，在整个开采作业中注水采油所占比重越来越大，已成为维持原油稳产的重要途径。随着采油污水的量不断增大，回注污水的处理量也在不断递增，由此引发的结垢、腐蚀等问题日趋恶化，严重影响了油田可持续开采。

在油田注水开发过程中，通过将采出的污水再回注到地层中去既解决了地面的存水问题，又补充了地层的能量。虽然这是解决污水问题较为理想的方案，但如果直接将污水回注到地层中会导致地层渗透性变差、注水压力升高以及吸水能力降低等严重问题，最终对储层造成伤害[1-2]。因此，在注水开发过程中，不仅要保证注入水质满足注入要求，还要考虑注入水与地层水的配伍性，这样才能在保护储层的基础上提高注水开发效果[3-4]。

延长油田回注水样非常复杂，既包括长2、长6、长7及长8不同层位的污水，也包括地表及浅层地下清水，当这些不同来源的水样混合后再回注时，随着原有体系条件(如压力、温度、pH等)发生改变，原有的平衡体系被打破，最终导致结垢、腐蚀、堵塞及注水作业周期明显缩短等问题的出现，造成油藏伤害和注水能力的下降[5]。

本研究基于延长油田不同储层采出水、地表水及浅层水的水质分析，采用Scalechem软件对采出水与地表水及浅层水的配伍进行结垢预测，根据预测结果分析结垢原因，并筛选出对应的加药配方。并通过室内和现场实验对加药配方及加药工艺流程进行优化和改进。研究结果对改善目前延长油田注水工艺、提高开发效果具有重要的参考价值。

1 实验部分

1.1 实验仪器和药品

紫外-可见分光光度计(UV-2600，日本岛津)；多功能岩心流动实验装置(LDY-III，山东中石大石仪科技有限公司)，聚合氯化铝(PAC，A.R.)，阳离子聚丙烯酰胺(CPAM，A.R，相对分子质量1 200万，天津市科密欧化学试剂有限公司)。实验所用水样均来自延长油田不同区域油井采出水、浅层地下水及地表水。

1.2 水质分析

依据SY/T 5329—2012 《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》，测定悬浮物含量[6]。依据SY/T 5523—2016《油田水分析方法》对不同来源水的水质进行分析[7]，分析指标主要包括污水中各种矿物离子，如钙、镁、锶、钡、氯离子(Cl-)、硫酸根(SO42-)、碳酸根(CO32-)、碳酸氢根(HCO3-)及pH值的测定。

1.3 结垢预测

根据水质分析结果，采用Scalechem 油田结垢预测软件对不同水样结垢趋势进行预测[5]。

处理后水样采用UV-2600紫外-可见分光光度计对上清液透光率进行测定。

1.4 岩心伤害实验

分别对长2、长7和长8水样进行处理，并通过岩心伤害实验来对处理前后水样进行评价[8]。岩样分别来自长2黄家岭地区21井，长7钳二地区13井及长8直罗地区64井。首先用地层水饱和岩心，在设定的温度下用地层水驱替至平衡，测出岩心的初始渗透率K0。改用注入水在同一温度和方向下驱替，测出岩心渗透率Kd。绘制岩心伤害率(1-Kd/K0)与注入倍数PV的关系曲线，其中Kd为回注水注入地层后的岩心渗透率，PV为岩心孔隙体积倍数的注入量。

2 结果与讨论

2.1 不同来源水样水质特征

实验选择延长油田长2、长6、长7及长8不同储层有代表性井组进行取样，水质分析结果见表1。

表1 不同来源水样水质分析结果Tab.1 Quality analysis results of water samples from different reservoirs

由表1水质分析结果可知，延长油田不同储层采出水矿化度及悬浮物含量都较高，水样pH>7，呈弱碱性，主要为氯化钙水型，同时采出水、地表水和浅层水中都含有大量的主要成垢离子Ca2+、Mg2+、Ba2+/Sr2+。在油田作业过程中，这些水样在温度、压力、pH等外界条件发生变化时，就会打破原有的平衡条件，使得水体产生结垢的趋势，因此，这些水样如果不经过处理直接混合回注必然导致地层伤害加重，从而影响注水开发效果。为了满足现场污水回注达标要求，非常有必要对不同水样之间的配伍性及加药配方进行优化研究。

2.2 同水样混合结垢性预测

不同来源水样由于其自身成垢离子含量的显著差异，往往导致其在混合过程中产生结垢，这也是油田回注水不配伍的根本原因。根据水质分析结果，采用Scalechem软件可以有效预测不同离子结垢的可能性和结垢趋势，提供从生产到地面处理设施以及注水和水处理过程有关结垢的重要信息[9-10]。图1和图2分别为采用Scalechem软件预测不同储层采出水与地表水及浅层水按不同比例混合后的结垢趋势。

图1 不同储层采出水与地表水配伍性(图中虚线为BaSO4垢，实线为CaCO3垢)Fig.1 Compatibility of produced water from different reservoirs with surface water

图2 不同储层采出水与浅层水配伍性(图中虚线为BaSO4垢，实线为CaCO3垢)Fig.2 Compatibility of produced water from different reservoirs with shallow layer water

从预测结果可以明显看出，在25 °C条件下，无论是采出水，还是地表水或浅层水，其自身都有明显的结垢趋势，其组成主要为CaCO3和BaSO4垢。从成垢量的对比来看，不同水样中CaCO3垢都要明显高于BaSO4垢，其中长8和长6储层采出水的CaCO3垢含量较高，分别达到了165、80 mg/L，而长7的BaSO4垢含量相对较高，达到了42 mg/L。浅层水和地表水由于成垢离子含量相对较低，因此成垢量比采出水要低。

当不同来源水样混合时，从图1可以看出，随着地表水比例增加，在长2，长6和长7采出水中CaCO3垢含量呈明显先增大后减小趋势，在长8采出水中一直呈下降趋势。而BaSO4垢在所有水样混合过程中，其含量随地表水所占比例的上升而降低。而对于不同采出水与浅层水的混合结垢趋势却与地表水有很大差异，随着混合水样中浅层水比例的增加，CaCO3垢在长2和长7水样中的含量一直呈上升趋势，在长6水样中呈先降低后升高趋势，而在长8水样中呈一直下降趋势，BaSO4垢在所有水样混合过程中，其结垢趋势与地表水一致，即其含量随浅层水含量的上升而降低。

2.3 加药配方筛选优化

(1)阻垢剂筛选

Scalechem软件结垢预测结果表明，延长油田不同储层采出水、地表水及浅层水由于所含成垢离子浓度较高，其自身或相互混合都会有明显的结垢趋势，而这些成垢离子浓度一般很难通过絮凝、沉降等处理显著降低，因此，如何阻止这些垢的形成是解决延长油田不同水样满足配伍性要求的关键。

向水样中加入阻垢剂是油田注水过程中常用的化学阻垢方法，为了解决延长油田回注水结垢问题，本研究以长8水样为例，对阻垢剂的类型及加量进行筛选优化。其中阻垢剂类型包括目前常用的有机膦酸类ATMP、羧酸类PAAS，聚合物类MA-AM-BA及复合类阻垢剂ZLGD-05[11]，加量为5～20 mg/L，结果如图3所示。

从实验结果可知，这4种不同类型的阻垢剂在加量大于15 mg/L时都有较好的阻垢效果，在相同加量下，其中阻垢剂ZLGD-05的效果最好，当其加量为15 mg/L时，对长8采出水的阻垢率达到97.5%，可以有效控制长8污水结垢问题，故建议最佳阻垢剂加药量为15～20 mg/L。图4为加药前后不同采出水与地表水配伍性分析结果。

图3 阻垢剂对大东沟长8采出水的阻垢效果Fig.3 Effect of scale inhibitor on produced water from Chang 8 reservoir in Dadonggou area

图4 阻垢剂加入前后采出水与地表水配伍性Fig.4 Compatibility of produced water with surface water before and after scale inhibior adding

从图4可以看出，由于所有水样都经过过滤处理，所有水样在未混合前的透光率都较高，但当采出水与地表水按不同比例混合时溶液的透光率都明显降低，说明有沉淀生成，其中长2水样变化最为明显。然而从加入阻垢剂前后对比来看，加药后的水样配伍性明显提升，混合后溶液透光率降低并不明显，说明加入阻垢剂起到了明显的阻垢作用。

(2)絮凝剂筛选优化

水质分析结果表明，延长不同水样除了含有较高的成垢离子外，其悬浮物含量也较高，阻垢剂虽然可以有效解决不同来源水样混合产生的结垢问题，但不能消除固体悬浮物对水质的影响，因此在回注水处理过程中还必须经过絮凝处理。

实验对目前常用的几种无机和有机絮凝剂进行了筛选优化，结果发现采用无机絮凝剂欧泰克聚铝与有机絮凝剂ZLGD-01复配使用效果最佳，但在絮凝剂选定的情况下，有机和无机絮凝剂比例、搅拌速度及加药间隔对絮凝效果都有显著影响。为了进一步考察无机絮凝剂的加量(A)、有机絮凝剂的加量(B)、加药间隔(C)与搅拌速率(D)这4种因素对透光率的影响以及各个因素之间的交互作用，实验设计每个因素5水平，将其中2个因素固定，采用Design-Expert.8.0.6.1软件绘制响应面三维图和等高线，分析另外2个因素及其交互作用对透光率的影响。图5和图6分别为有机和无机絮凝剂加量及搅拌速度与加药间隔时间优化响应面曲线。

图5 有机絮凝剂和无机絮凝剂加量优化Fig.5 Dosage optimization of organic and inorganic flocculants

图6 搅拌速度与加药间隔时间优化Fig.6 Optimization of mixing speed and dosing interval

由图5可知，在搅拌速度和加药间隔时间固定的情况下，当无机絮凝剂与有机絮凝剂复配，两者加量较小时，水样的透光率较低，而随着无机絮凝剂与有机絮凝剂加量逐渐提升，采出污水的透光率随之增大，当无机絮凝剂与有机絮凝剂的加量分别为100 mg/L和1 mg/L时，采出污水的透光率达到最高，水中的沉淀情况达到稳定。因此实验在固定无机絮凝剂与有机絮凝剂的加量分别为100 mg/L和1 mg/L的条件下继续考察搅拌速度和加药间隔时间对溶液透光率的影响，结果如图6所示。由图6可知，当加药间隔为30 s，搅拌速率30 r/min时溶液透光率最佳。

(3)岩心伤害实验

图7为按优化加药配方处理前后的长2、长7和长8采出水对岩心的伤害情况，从结果可以看出，随着注入体积的增加，岩心伤害不断增大，当注入体积到达10 PV以后情况基本稳定。从加药前后这些水样对岩心伤害的变化来看，在加药处理前其对岩心的伤害都较高，其中长8水样对岩心的伤害最高，达到了37.5%，其次是长2和长7，分别为31.2%和28.5%。但经过加药处理后，这3个水样对岩心的伤害明显降低，最高只有12.8%，尤其是处理后的长8水样对岩心的伤害率降幅最大，表明实验筛选的加药配方体系能够满足现场对污水回注处理的要求。

图7 加药处理前后水样对岩心伤害比较Fig.7 Comparison of core damage by water samples before and after drug addition treatment

2.4 现场污水回注工艺调整

目前，延长油田在污水回注过程中普遍存在处理工艺不够精细合理、 回注水质不达标等问题。 以富县采油厂为例，其处理工艺流程为：现场采出污水首先导入沉降罐，再通过除油罐，混凝罐，调节罐，过滤，最终注入泵房待高压输送至井下。该流程存在的问题主要如下：

(1)在絮凝过程中只加入单一的无机絮凝剂(聚合铝)，絮凝后产生的矾花较小，悬浮物沉淀较慢，絮凝效果不佳；

(2)絮凝罐前后缺少调节罐和缓冲罐，采出水或地表水/浅层水在加入絮凝剂后没有经过充分的沉降就经过三级过滤系统进行过滤，悬浮物沉淀不充分，含有大量悬浮物的污水直接进入过滤系统，使过滤器很快堵塞，导致后续频繁清洗或反冲；

(3)杀菌剂和絮凝剂等通过单独管线直接加入到絮凝罐中，缺乏混合搅拌环节，导致药剂混合不均匀，从而影响药剂使用效果；

(4)除氧剂在过滤之前加入，处理后的回注水在经过清水罐时又和氧气接触，影响除氧效果，导致处理后的回注水含氧量不达标；

(5)缺少对沉降罐中累积污泥的处理工艺。

针对以上问题，通过现场试验对富县采油场现有的污水回注工艺流程进行了改造，如图8所示。

图8 油田回注水精细处理工艺流程Fig.8 Fine treatment process of oilfield reinjection water

首先，经油水分离后的采出水进入除油罐以除去少量原油，同时加入杀菌剂和缓蚀剂，经除油处理后的污水再导入到调节罐中，通过地表水或浅层水来调节每天的注水量，待调节罐的水位达到指定水位后开始向絮凝罐排水，在絮凝罐之前通过加药泵加入无机和有机絮凝剂，絮凝剂的加量根据注水量和加药浓度进行计算，其加药时间尽量与絮凝罐的进水时间一致，以保证加入的絮凝剂能够与水充分混匀，另外有机絮凝剂的加药位置在无机絮凝剂之后。待絮凝罐的水量达到指定位置后停止放水，使其静止半小时左右，此时絮凝罐中的悬浮物能够得到最大限度地沉降，将上层澄清水排入到缓冲罐中进行二次沉降半小时左右，然后再通过提升泵将缓冲罐中的水泵入三级过滤器中进行精细过滤。经过前面的絮凝和充分沉降，进入过滤器中的水样已较为干净，再经过最后的三级过滤系统后水质完全能够达到回注标准，处理达标后的水样储存在净水罐中以供回注。在净水回注之前再加入阻垢剂和除氧剂，这样可以充分发挥这两种药剂的功效。除油罐、调节罐、絮凝罐及缓冲罐底部污泥通过排泥管及时排入到排泥池，排泥池上清液再泵入调节罐中继续进行絮凝和过滤等处理。流程改造前后回注水处理指标变化见表2。

从表2可以看出，处理前水样水质很差，各项指标都达不到回注标准，经过改造前的流程处理后水质虽然得到显著改善，但部分指标还是未达到回注标准，包括悬浮物含量、溶解氧和FEB含量。而经过改造后的流程处理过的水样各项指标都得到进一步改善，所有指标都达到回注标准，表明改造后的流程更为科学合理。

表2 流程改造前后回注水水质变化Tab.2 Quality changes of reinjected water before and after process modification

3 结 论

(1)富县采油厂长2、长6、长7及长8储层采出污水大多为氯化钙水型，水中成垢离子、细菌、悬浮物及含氧量较高。通过Scalechem软件对结垢预测发现，富县采油厂不同来源水样自身及相互混合均具有明显的结垢趋势，成垢类型主要为CaCO3和BaSO4。

(2)根据水质状况筛选优化出最优的加药配方为：阻垢剂(ZLGD-05)15 mg/L，无机絮凝剂(欧泰克聚铝)100 mg/L，有机絮凝剂(ZLGD-01)加量1 mg/L，2种絮凝剂加药间隔30 s，搅拌速率30 r/min。

(3)对延长油田现有污水回注工艺进行了改造，现场试验表明，经改造后流程处理的水质得到极大改善，完全能够达到延长油田污水回注标准。