渤海油田油井酸化返排液特征及处理工艺研究＊

孟祥海 黄利平 黄波 刘长龙 孟向丽

1中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院

2中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司

渤海油田油井酸化返排液处理，2010年以前多采用井口加碱中和，直接进平台油气水处理系统处理工艺，但近年来部分平台出现了因酸化返排造成平台油气水处理系统波动、外输原油指标超标的问题。

为避免油井酸化返排对平台油气水处理系统造成影响，现场工程师们提出了酸化返排液回注注水井处理工艺，但该工艺的最大问题是回注的酸化返排液相比平台注入水，各项指标超标严重，会一定程度造成回注井堵塞[1-4]。为探索返排液简单处理后造成回注井堵塞的原因，本文在对现场酸化返排液样品特征分析的基础上，室内模拟了酸化返排对填砂管的堵塞过程，并对酸化返排液在线即时处理工艺进行了优化。

1 平台系统波动原因分析

酸化返排造成平台油气水处理系统波动，现场最明显的表现是平台破乳剂和电脱装置失效，造成外输原油指标不合格，主要原因分析如下。

1.1 破乳剂失效原因

要实现破乳，就必须破坏乳化界面膜，形成新的稳定性差的界面膜，在两液滴靠近时发生聚并，现场一般通过添加破乳剂来实现油水的有效分离。以渤海油田某区块为例，现场破乳剂使用质量浓度范围为20～100 mg/L，破乳剂主要为高分子非离子型表面活性剂，辅以少量低分子阴离子型表面活性剂和溶剂。现场应用的破乳剂具有加量少、针对性强、易受外界影响等特点。

结合破乳机理，乳化界面膜的强度和稳定性是破乳的关键，如图1所示，只有当油水界面膜中的乳化剂和破乳剂混合物的HLB值（亲水亲油平衡值）在某一特定区间时，乳化界面膜最不稳定，此时破乳效果最好，超出这个特定区间，就会形成水包油或油包水型乳化液[5-8]。平台现场加入的各种破乳剂，其主要目的也是调节主管线中油水混合液的HLB值，使其HLB值处于最优区间。破乳剂过量或不足，均会导致混合油水样的HLB值偏大或偏小，影响破乳效果。

图1 界面膜中乳化剂和破乳剂混合物的HLB 值示意图Fig.1 HLB value schematic diagram of the emulsifier and deemulsifier mixture in interfacial film

酸化解堵液中含有大量的表面活性物质，且反应后残液表面活性剂成分和性状非常复杂，酸化返排液若进入平台主流程，残酸中表面活性剂会改变平台油水混合液中的HLB值，平台原来加入的破乳剂不能确保主管线中的混合油水液中的HLB值仍在最优区间，导致破乳剂失效。

1.2 电脱装置失效原因

平台油气水处理一般先进行化学破乳，混合原油油相含水20%～40%时再进入平台电脱装置，若前期化学破乳失效，势必导致进入电脱装置的油相含水升高，增加电脱装置的工作负荷；酸化返排液中含有较多的未完全反应的H+和酸溶蚀后产生的大量导电离子，导致进入电极板间的返排液电导率升高，易导致电极板短路；乳化后的原油黏度会升高，易聚集在电极板周围，降低了电场强度，影响电脱效率，多种因素叠加，导致了电脱装置失效。

文献[9]～[12]中实测了酸化返排液的电导率，指出酸化返排液含水率及导电率无明显特征规律，且电导率波动很大。当含酸原油电导率≤0.43 μS/cm 时，电脱装置才能正常工作；理论上可以通过加碱中和来解决返排液电导率增加，造成平台电脱装置掉电的问题，但实际操作不可控，故无法通过加碱中和来解决酸化返排引起电脱装置掉电的问题。

造成平台破乳剂和电脱装置失效是多因素复合作用的结果，且由于各酸化井的地层矿物特征、储层流体特征、解堵液配方等差异，导致影响因素差异很大。

2 渤海某油井酸化返排液特征

渤海某A井解堵，解堵液段塞依次为有机清洗剂、解聚体系及酸液体系，返排液处理采用井口加碱中和、回注注水井处理工艺，共返排5 天，第6天恢复正常生产，具体返排情况见表1。

返排期间，对井口返排液进行取样，取样间隔为24 h，共取回5 个不同时间点样品，对样品特征进行分析。

2.1 pH值

A 井返排液样品去浮油后测试pH 值，测试结果如图2所示。

由测试结果可知，随着返排的进行，返排液pH值逐渐升高，返排4～5天后，pH值基本不再变化。

图2 返排液pH值测试结果Fig.2 pH value test results of flow back fluid

2.2 悬浮固体含量测试

酸化返排液回注造成回注井堵塞，主要原因之一是返排液中含有较多的悬浮固体，悬浮固体含量多少直接影响回注井堵塞程度，故需对返排液中的悬浮固体含量进行分析。

去浮油后返排液不同样品间表现差异明显，测试各样品中的沉淀物体积，结果如图3所示。

图3 100 mL酸化返排液中沉淀物体积Fig.3 Precipitate volume of per 100 mL acidizing flow back fluid

由测试结果可知，每100 mL 返排液中沉淀物体积在0.1～2.1 mL之间，初期沉淀体积较少，中期较多，后期又有所下降。结合解堵液段塞注入情况，初期返排液主要为顶替液和后置酸，由于与地层反应时间短，沉淀物较少；中期返排液作为主要解堵工作液，反应较彻底，反应产物较多，沉淀物体积较大；后期返排液主要为有机清洗剂及前置酸的残液，其溶解溶蚀能力相对偏弱，反应形成的沉淀物体积较中期返排液少。

进一步定量分析不同时期样品中沉淀物的质量，结果如图4所示。

对比沉淀物体积曲线，沉淀物质量并不与沉淀物体积完全成正比关系，说明不同解堵液段塞与地层反应后产生沉淀物的类型及特征不同，不同时期沉淀物体积及质量变化整体呈现先升高、后降低的趋势。

图4 100 mL酸化返排液中沉淀物质量Fig.4 Precipitate mass of per 100 mL acidizing flow back fluid

2.3 pH值对悬浮固体含量的影响

结合不同时期返排液pH 值及悬浮固体含量测试结果，进一步分析酸碱环境对不同时期返排液悬浮固体含量的影响。将去浮油后现场返排液分别用5%（质量浓度，下同）的氢氧化钠及5%的盐酸溶液调节成酸性、弱酸性、中性和弱碱性，测试不同条件下样品中沉淀物的体积及质量，结果如图5所示。

图5 100 mL酸化返排液不同酸碱环境下沉淀物体积Fig.5 Precipitate volume of per 100 mL acidizing flow back fluid under different acid or alkali environment

由测试结果可知，酸碱环境对不同时期返排液中沉淀物体积影响很大，轻微的pH 值升高，就会形成大量的沉淀物，随着返排的进行，pH 值升高对沉淀物体积影响逐渐变小。

进一步测试不同酸碱环境下返排液中沉淀物的质量，其沉淀物质量曲线与体积曲线类似，其沉淀物质量与体积成正比，如图6所示。

2.4 返排中各项离子含量测试

对不同时期返排液样品进行离子含量分析，与注入水样中离子含量进行对比（表2）。

图6 100 mL酸化返排液不同酸碱环境下沉淀物质量Fig.6 Precipitate mass of per 100 mL acidizing flow back fluid under different acid or alkali environment

表2 不同时期酸化返排液及注入水中离子含量测试Tab.2 Testing of ion content in acidizing flow back fluid and injected water in different period mg/L

由表2测试结果可以看出，不同时期酸化返排液中离子含量与注入水中离子含量差异较大。相较注入水，酸化返排液中Na+含量与注入水接近；K+含量明显偏高，且随着返排的进行，K+含量迅速下降，说明K+来自于返排液，K+含量高可能与酸液中含钾类添加剂及酸与地层反应产生K+有关；Mg2+含量及变化趋势与K+类似，酸与井筒及近井可溶物反应产生Mg2+，可能是造成返排液中Mg2+含量偏高的主要原因；Ca2+含量随着返排的进行快速下降，且返排初期Ca2+含量明显高于注入水中Ca2+含量，可能与酸和钙质垢反应产生大量的Ca2+有关；Cl-含量明显高于注入水，且随返排进行快速下降，与酸液中含有大量的Cl-有关；SO42-含量偏高，可能和酸与含硫可溶物反应产生SO42-有直接关系；HCO3-含量受pH 值影响，当返排液残液pH 值与注入水接近时，HCO3-含量逐渐与注入水接近；Fe2+与Fe3+含量明显高于注入水，是酸与含铁可溶物反应的直接结果。综合来看，酸化返排液中各项离子含量明显高于注入水，其原因除解堵液本身含有大量的各类离子外，解堵液与井筒及近井地层可溶物反应产生的各种产物，是造成返排液各项离子含量偏高的主要和直接原因。

2.5 返排液腐蚀性能评价

进一步评价酸化返排液的腐蚀性能，参考SY/T 5405，分别使用不同时期返排液样品，对N80标准钢片进行腐蚀，测试条件为60 ℃静态腐蚀24 h，测试结果如图7所示。

图7 不同时期返排液腐蚀性能评价Fig.7 Evaluation of corrosion property of acidizing flow back fluid and injected water in different period

由返排液腐蚀评价结果可以看出，不同时期返排液腐蚀性能差异明显，总体呈现随返排进行，腐蚀速率逐渐降低的现象，腐蚀速率相对较低。

2.6 填砂管动态驱替模拟堵塞评价

结合现场油井酸化返排液经简单除油后回注注水井易引起回注井堵塞的问题，室内模拟酸化返排液回注过程，使用填砂管模拟酸化返排液回注过程对回注井渗透率的影响。使用100～120目的石英砂制作填砂管，并用2%的KCl 溶液抽真空饱和填砂管，正驱2%KCl 溶液，测试填砂管初始渗透率，依次正驱不同阶段去浮油后返排液各2 PV（填砂管孔隙体积），分别使用2%的KCl溶液，测试正驱返排液模拟堵塞后填砂管渗透率，待第5天返排液模拟堵塞后渗透率测试结束，正驱1 PV 的12%盐酸溶液模拟解堵，使用2%的KCl 溶液测试模拟解堵后的填砂管渗透率，实验结果如图8所示。

由动态驱替实验可以看出，酸化返排液经简单除油后注入填砂管，会对填砂管造成一定的堵塞，填砂管渗透率由初始的1 207 mD逐渐降低至728 mD，初期和末期填砂管堵塞明显，中期填砂管渗透率有一定程度恢复，使用1 PV 的12%盐酸解堵后，渗透率迅速恢复至1 192 mD，基本恢复至初始渗透率，说明返排液造成的填砂管堵塞经简单处理就能完全解除。

图8 填砂管返排液动态驱替模拟堵塞及解堵渗透率测试曲线Fig.8 Curve of dynamic simulation displacement of plugging and plugging removal test for acidizing flowback fluid in sand filling pipes

3 酸化返排液处理工艺

海上油田油井酸化返排液在线即时处理的首要条件是避免其对平台油气水处理系统造成影响。由于返排液特征差异明显，考虑现场的可操作性，现场多采用对酸化返排液简单处理后回注注水井的处理方法。随着对返排液特征认识的加深和处理工艺的优化，酸化返排液回注对回注井堵塞的影响逐渐变小。

结合室内返排液特征研究认识结果，依据海上平台现场设备及场地条件，现场工程师提出了返排液处理工艺，如图9所示。

图9 酸化返排液处理工艺流程Fig.9 Flow chart of eacted flowback acid's treatment process

该工艺的基本原理是酸化返排液井口加碱中和，经三相分离器分离，分离出的气进平台流程或火把，分离出的油进其他油井环空或平台闭排系统，分离出的水相经沉降过滤后回注注水井。

4 现场应用

渤海某油井酸化作业，解堵液主要为有机清洗剂、解聚剂、盐酸、氟硼酸及各类添加剂，累计解堵液用量为126 m3，共返排5 天，平均日返排液量为145 m3，累计返排液量为725 m3。返排液直接使用上述处理工艺，返排期间在回注井井口对回注液及平台注入水进行取样，对样品主要指标进行化验，结果见表3。

表3 回注液及平台注入水水质主要指标Tab.3 Main water quality indicators of reinjection liquid and platform injection water

由表3可以看出，与正常注入水相比，简单处理后的回注液主要指标明显偏高。返排结束后，对回注井正挤12%的盐酸解堵液10 m3进行解堵，回注井生产情况见表4。

表4 回注井生产情况Tab.4 Production situation of reinjection well

由表3可以看出，回注井的视吸水指数从回注前的24.02 m3/(d ∙MPa)降至回注后的16.94 m3/(d ∙MPa)，说明回注指标超标的回注液对回注井造成了一定的污染；但挤注10 m3浓度12%的盐酸解堵后，回注井视吸水指数上升至27.16 m3/(d∙MPa)，说明酸化返排液回注造成的近井污染被解除。按照平台酸化液解堵体系费用测算，10 m3浓度12%的盐酸解堵体系药剂费约3万元。

5 结论

（1）酸化返排造成平台油气水处理系统波动，是多因素共同作用的结果，直观表现为平台破乳剂和电脱装置失效，外输原油指标不合格。

（2）返排液经处理后回注注水井，能有效避免酸化返排对平台处理系统造成影响。

（3）同一口井不同时期酸化返排液特征差异明显，主要表现为pH 值、悬浮固体含量、沉淀物体积、各项离子含量及腐蚀性等；填砂管模拟堵塞及模拟解堵实验表明，去浮油后的返排液会造成填砂管堵塞，但使用少量盐酸简单处理后就能获得很好的解堵效果。

（4）结合平台现场设备及场地条件，对返排液进行简单的气液分离、重力沉降、过滤处理后回注，再对回注井进行简单的解堵处理，可一定程度上解决海上油井酸化返排液处理难题，回注井解堵体系药剂费约3万元。

（5）试制酸化返排液处理配套装置及研发配套处理技术，是彻底解决酸化返排液处理难题的重要手段。