稠油RO浓水回注稀油井区研究

李平原 ，周 鹤 ，窦玉明 ，颜亨兵 ，程 萍 ，李冬菊

（1.新疆科力新技术发展股份有限公司，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油新疆油田公司陆梁作业区，新疆克拉玛依834000；3.中国石油新疆油田公司风城作业区，新疆克拉玛依834000）

反渗透（RO）处理系统作为降盐工艺在新疆风城油田超稠油污水处理中得到工业化应用〔1〕。RO系统在生产低盐水的同时也将产生大量浓水。RO浓水的矿化度相对进水成倍增加，其悬浮物和油＜5 mg/L。对RO浓水的排放指标进行分析〔2〕，RO浓水中的 COD 为 500～600 mg/L，挥发酚为 0.5～0.8 mg/L。根据GB/T 8978—1996《污水综合排放标准》，RO浓水中的COD及挥发酚等污染物质超标。若直接排放，将对排放水域的生态系统造成严重破坏，同时造成水资源浪费；如达标外排处理，将产生较高的处理费用。因此，RO浓水处理问题已成为油田急需解决的一大难题。

与此同时，该稠油油田附近的乌36稀油井区需要回注大量清水，以保证原油的开采需求。目前该稀油井区注水水源为地下水清水（简称清水），且为保证注水指标及对储层的保护，在清水回注过程中投加黏土稳定剂、杀菌剂（间歇性投加）、缓蚀剂。新疆地区清水资源比较宝贵，且由于常年使用，清水水量已有减少趋势。

鉴于以上问题，根据超稠油RO的浓水水质特点，将RO浓水回注乌36稀油井区，以降低生产废水的排放量，减少清水使用量，达到合理利用宝贵水资源的目的。笔者从RO浓水的回注指标、与地层水的配伍性、对储层的损害等方面展开研究分析，发现RO浓水均满足回注目的地层的要求，可为同类污水处理提供借鉴。

1 实验部分

1.1 材料及仪器

RO浓水，清水（原注入水），乌36地层水，乌36原油储层岩心（D 2.5 cm×8.0 cm，气渗 0.533 97μm2，空隙体积14.6 cm3，孔隙度37.2%），蒙脱石，广东翁江化学试剂有限公司。

乙二胺四乙酸二钠、羧酸钙指示剂、铬黑T指示剂、酚酞指示剂、甲基橙指示剂、铬酸钾、碳酸钠、氯化钡、氨水、氯化铵、氢氧化钠、盐酸、硝酸银、无水氯化钙，均为分析纯。氧化锌、无水碳酸钠、氯化钾，为基准试剂。航空煤油，一级膨润土。除水样外，实验用水均为蒸馏水。

NWTX-16B型高温电阻炉，洛阳纳维特炉业有限公司；RC-2100型电阻法（库尔特）颗粒计数器，珠海欧美克仪器有限公司；DHG-9030A干燥箱，上海申贤恒温设备厂；AE-260电子天平，日本AND公司；HH-S6型恒温水浴锅，江苏金怡仪器科技有限公司；LNB16000G型离心机，上海皓庄仪器有限公司；恒速恒压驱替装置（带压力显示记录系统），常州易用科技有限公司；0.45μm水系微孔滤膜，上海市新亚净化器件厂。

1.2 实验设计

RO浓水用作乌36井区回注水源必须满足乌36井区的注水条件。根据注水标准SY/T5329—2012中的基本要求〔3〕，实验设计思路：（1）分析 RO 浓水的注水指标，必须符合油田注水的分级指标。注水指标不符合的情况下，须对污水采取相应的处理措施，使其达标后方可回注。（2）考虑RO浓水自身的稳定性以及其与地层水的配伍性，即混合水的稳定性。水质不配伍可能引起污水结垢、浊度增加、腐蚀增加等，影响油田开采。（3）评价RO浓水对储层的损害性程度，如果损害程度严重将破坏储层，影响原油采收率。

1.3 实验方法

1.3.1 水质分析

水样离子分析参照SY/T 5523—2016《油气田水分析方法》进行，结垢趋势预测方法参照SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》进行。结垢趋势判断方法采用饱和指数（SI）法和稳定指数（SAI）法。SI指数判断方法：SI＞0，有结垢趋势；SI=0，临界状态；SI＜0，无结垢趋势。SAI指数判断方法：SAI≥6，无结垢趋势；SAI＜6，有结垢趋势；SAI＜5，严重结垢趋势。

1.3.2 注入水与地层水的配伍性评价

由于污水混合可能导致结垢、浑浊、色度及腐蚀变化等情况，因此不同水源必须进行配伍实验，以保证原油的正常开采。取不同水样按照不同比例进行混合，恒温24 h后测定失钙量、腐蚀速率、悬浮物的变化，判断各水源之间是否配伍〔4〕。

1.3.3 注入水对地层的伤害性评价

由于注入水注入地层可能因黏土膨胀、无水结垢或悬浮固体等因素导致渗透率下降，使原油采收率降低。因此，针对RO浓水进行防膨性实验和储层损害评价〔5〕，实验参照 SY/T 5971—2016《注水用黏土稳定剂性能评价方法》和SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》。

防膨率按式（1）计算。

式中：B——防膨率，%；

V0、V1、V2——膨润土在煤油、水样和蒸馏水中的体积，mL。

岩心损害率（Dw）按式（2）计算。

式中：Kw——注入水在岩样中的渗透率，μm2；

Ki——岩样的原始渗透率，μm2。

储层损害程度的判断方法：Dw≤5%时为无损害，5%＜Dw≤30%时为损害弱，30%＜Dw≤50%时为中偏弱，50%＜Dw≤70%时为中偏强损害，70%＜Dw≤90%时为较强损害，Dw＞90%时为强损害。

2 结果与讨论

2.1 注水指标分析

RO浓水的排放标准参照GB/T 8978—1996《污水综合排放标准》中的二级排放标准，如表1所示。

注水指标是判断污水是否满足回注要求的首要条件，注水指标不合格将对原油开采造成严重影响〔5〕。 注水指标参照 SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》。RO浓水、清水及参考注水指标见表2。

表1 排放指标

表2 注入水指标分析

由表1数据可知：RO浓水中的COD、BOD、挥发酚等污染物质超标，将对生态环境造成破坏，还可能伴随食物链进行富集和传递，因此不能直接排放。

由表2可以看出：RO浓水指标均满足稀油注水井区回注要求，无需进行再处理。清水的腐蚀率略有超标，需采取控制措施。

2.2 水质分析及结垢趋势预测

污水可能出现结垢，不但对生产系统造成影响，还可能损害原油储层〔6〕，影响原油开采。对RO浓水、清水及乌36地层水进行离子分析，结果见表3。根据离子浓度计算SI指数及SAI指数，见表4。

由表3可以看出，RO浓水、清水、地层水均为重碳酸钠水型。RO浓水的硬度很小，虽然矿化度较高，但无结垢趋势。清水各离子浓度均较低，矿化度低，无结垢趋势。地层水的碳酸氢根和钙离子浓度较高，有结垢趋势。据报道，在保持其他因素不变的条件下，随着压力增加，污水的结垢趋势降低；温度升高，污水结垢趋势增加〔7〕。由于RO浓水温度为63℃，储层温度为36℃，注水压力为13 MPa，因此在RO浓水注入储层过程中，受注水环境的影响，压力增加且温度降低，结垢趋势降低，故RO浓水在井筒及储层中无结垢趋势。

2.3 注入水与地层水的配伍性

将RO浓水与地层水按一定比例进行混合，24 h后测定污水的悬浮物、钙离子浓度，并根据钙离子浓度计算结垢量。为考察RO浓水对输水管线及注水井筒的腐蚀情况，选用A3钢材试片和N80钢材试片，即普通管输钢材及注水井钢材，模拟注水压力及注水温度进行腐蚀速率测定。实验结果见表5。

表3 注水及地层水的离子分析

表4 结垢趋势预测结果

表5 RO浓水与地层水的配伍性

由表5可见，不同混合比例水样放置后悬浮物均少量增加，悬浮物仍符合回注指标要求。各混合比例水样的平均腐蚀速率＜0.076 mm/a，符合回注要求。

结垢趋势与成垢离子浓度有关〔8〕，成垢离子浓度越高，结垢趋势越严重。乌36地层水的碱度和硬度较高，有结垢现象；而RO浓水的硬度很低，无结垢现象，且碱度低于乌36地层水。因此混合水样的结垢趋势低于乌36地层水，且随着RO浓水混合比例的增加，结垢趋势呈降低趋势。由腐蚀速率分析，RO浓水对输水管线及注水井筒的腐蚀速率均较小，与地层水混合后腐蚀速率也无明显变化，符合注水标准。因此，RO浓水与乌36地层水的配伍性良好，作为回注水源不会引起水质恶化问题。

2.4 防膨性能评价

进行注入水防膨性评价实验，结果如表6所示。

表6 水样防膨率测定结果

由表6可见，乌36地层水的防膨率为83.8%，RO浓水的防膨率达到89.6%，防膨性较好。清水的防膨率为36.8%，防膨率较低，投加3%黏土稳定剂后防膨率可达到82.4%。与清水相比，RO浓水的防膨率较高，不会引起储层黏土膨胀问题，可用作回注水。

2.5 岩心损害率评价

针对乌36储层岩心分别采用地层水、RO浓水进行驱替，测定水侧渗透率。测得地层水水侧渗透率为 8.0×10-2μm2，RO 浓水水侧渗透率为 6.04×10-2μm2，根据式（2）计算得到 Dw=24.5%，说明 RO浓水对储层的损害程度较小。

2.6 讨论

清水中含有少量腐生菌，虽然满足注水要求，但细菌可能在输水管道及注水系统内滋生，引起设备腐蚀、堵塞管道等问题，且清水的腐蚀率超标，因此需要对2项指标采取控制措施。清水现场处理方式为投加缓蚀剂控制清水腐蚀率，间歇性投加杀菌剂控制细菌滋生。清水的防膨率低，现场注水生产时还需投加黏土稳定剂用于保护储层〔9〕。注入清水将浪费大量宝贵的清水资源，另一方面产生药剂成本投入，且化学助剂可能使注入水对周边、储层环境造成二次污染。相比之下，RO浓水水质较好，不必使用化学药剂或工艺即可满足回注要求。RO浓水对储层的损害低，防膨率高，有利于保护原油储层。此外，RO浓水水温较高，通常为60～65℃，储层温度约36℃，注入水温度升高可降低原油黏度，增加原油流动性，同时改变储层润湿性，有助于提高原油采收率〔10〕。

据注水标准SY/T 5329—2012及相关文献报道〔11〕，注水控制条件主要为现行注水标准中规定的指标，未见COD、挥发酚等对储层及原油采收率影响的相关报道。RO浓水中的COD为542 mg/L，挥发酚为0.62 mg/L，作为排放指标有所超标，但原油储层中有大量原油和部分溶解性有机物，其COD和酚类远超RO浓水。因此，超标的COD、挥发酚等对储层无明显影响。

经6个月生产应用，现场注水压力为13～13.3 MPa，注水泵运行稳定。注水井水质稳定，悬浮物及含油均低于5 mg/L，暂无细菌滋生，注水管线实际测定平均腐蚀速率为0.037 mm/a，低于注水指标，满足回注要求。

3 结论

（1）超稠油RO浓水的矿化度高，不能作为注气锅炉用水，也不能用作灌溉用水，且COD、挥发酚超标，直接排放将污染环境。

（2）超稠油RO浓水的水质好，无需采取任何处理即可满足所有回注指标，且稳定性好，无结垢趋势，防膨性好，对储层伤害弱，有利于保护原油储层，同时提高采收率。

（3）超稠油RO浓水回注油田可减少宝贵清水资源的使用，有效利用废水资源，同时减少废水排放量，减轻对环境的污染，同时节省了注水生产过程中化学助剂的使用，节约生产成本，并降低化学助剂对油田环境的二次污染。将超稠油RO浓水回注油田，可使RO浓水资源变废为宝，降本减排。