埕島油田高質(zhì)量濃度返排液量控制指標(biāo)研究

呂家興，侯 磊，劉芳媛，朱振宇，王玉江

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）機(jī)械與儲(chǔ)運(yùn)工程學(xué)院，北京102249；2.中國(guó)石化勝利油田分公司工程技術(shù)管理中心，山東東營(yíng)257000）

埕島油田建成采用“衛(wèi)星平臺(tái)+中心平臺(tái)”半海半陸的開(kāi)發(fā)模式，集輸處理流程如圖1所示，海三聯(lián)合站采用“熱化學(xué)+大罐沉降”原油脫水工藝[1?3]。隨著油田開(kāi)發(fā)年限的增加，油井產(chǎn)量逐步下降，埕島油田采用酸化增產(chǎn)技術(shù)，酸化返排出來(lái)的殘酸直接進(jìn)入生產(chǎn)流程，引起陸上終端聯(lián)合站油水處理系統(tǒng)混亂，導(dǎo)致外輸原油含水超標(biāo)[4?5]。目前埕島油田酸化后油井返排分為兩部分，通常需要數(shù)周時(shí)間，第一部分是在作業(yè)結(jié)束后，高質(zhì)量濃度返排液排到作業(yè)船廢液罐，返排液量每次在300～450 m3[6]，返排采用輪船時(shí)由于其裝載能力有限，當(dāng)返排量較大時(shí)需關(guān)井間歇返排，增加酸化作業(yè)成本；第二部分是高質(zhì)量濃度返排液排出后，低質(zhì)量濃度返排液直接進(jìn)入地面集輸系統(tǒng)處理后外輸。返排液質(zhì)量濃度高低的區(qū)分主要依據(jù)pH，當(dāng)pH在7～8屬于低質(zhì)量濃度返排液。由于返排控制指標(biāo)單一且缺乏相關(guān)實(shí)驗(yàn)支撐，因此有必要對(duì)高質(zhì)量濃度返排液量進(jìn)行合理規(guī)定劃。

圖1 埕島油田集輸處理流程Fig.1 Chengdao oilfield crude oil processing process

針對(duì)油井酸化返排液對(duì)原油乳狀液破乳脫水的影響，研究人員開(kāi)展了相關(guān)實(shí)驗(yàn)和機(jī)理研究。馬躍等[7?9]分析酸化返排液在返排過(guò)程中物性參數(shù)變化，發(fā)現(xiàn)在高pH和高鐵離子質(zhì)量濃度的情況下，油水乳化非常嚴(yán)重。張銅耀等[10?11]通過(guò)原油乳狀液穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)，考察各因素對(duì)破乳效果影響，對(duì)油井酸化后提高原油脫水率具有借鑒作用。酸化返排液中pH較低，會(huì)激發(fā)原油中天然活性物質(zhì)帶電，使其更易吸附在油水界面，導(dǎo)致油水界面張力下降，界面膜強(qiáng)度及原油乳狀液穩(wěn)定性增加[11?13]。酸化返排液中含有大量鐵離子，極大程度影響原油破乳，增加原油脫水的難度。鐵元素在原油中主要以油溶性石油酸鹽的形式存在，石油酸鹽易吸附在油水界面，提高界面膜強(qiáng)度[5，14?16]。

綜上所述，確定埕島油田酸化返排液影響原油乳狀液脫水的主要因素為pH和鐵離子質(zhì)量濃度。關(guān)于控制油井高質(zhì)量濃度返排液量目前尚無(wú)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)及合理規(guī)定。本文通過(guò)對(duì)返排液與聯(lián)合站進(jìn)站原油混合，進(jìn)行熱沉降實(shí)驗(yàn)，根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果和聯(lián)合站外輸原油含水率情況，對(duì)高質(zhì)量濃度返排液的控制指標(biāo)及返排液量進(jìn)行量化，有助于降低生產(chǎn)成本，提高經(jīng)濟(jì)效益。

1 酸化油井概況

以埕島油田CACB26B?P3和CASHG1?1酸化油井現(xiàn)場(chǎng)返排液為研究對(duì)象。CACB26B?P3油井注入復(fù)合酸液50 m3、頂替液45 m3；CASHG1?1油井注入復(fù)合酸液30 m3，頂替液3 m3。所使用復(fù)合酸液配方（體積分?jǐn)?shù)）：10%鹽酸+2%黏土穩(wěn)定劑+2%酸化緩蝕劑（水溶性）+2%鐵離子穩(wěn)定劑+1%酸化膠。結(jié)合儲(chǔ)層巖性資料可知，酸液在整個(gè)酸化施工過(guò)程中發(fā)生的酸巖反應(yīng)和得到的酸化反應(yīng)產(chǎn)物成分如下：方解石反應(yīng)后的產(chǎn)物是CaCl2、MgCl2；灰?guī)r反應(yīng)后的產(chǎn)物是CaCl2；白云巖反應(yīng)后的產(chǎn)物是CaCl2、MgCl2；綠泥石反應(yīng)后的產(chǎn)物是FeCl2、FeCl3。

2 材料與方法

2.1 材料

使用的對(duì)比試樣為海三聯(lián)合站三相分離器進(jìn)口實(shí)液，綜合含水率達(dá)到70%，屬于中心三號(hào)平臺(tái)進(jìn)站原油，50℃時(shí)運(yùn)動(dòng)黏度為212 mm2/s，20℃時(shí)密度為935.6 kg/m3，膠質(zhì)體積分?jǐn)?shù)為26.8%，瀝青質(zhì)體積分?jǐn)?shù)為0.62%，蠟體積分?jǐn)?shù)為11.6%。

2.2 方法

2.2.1 破乳評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn) 依據(jù)SY/T 5280?2018《原油破乳劑通用技術(shù)條件》，由于處理后酸化液最大量是400 m3/d，體積分?jǐn)?shù)為聯(lián)合站每天來(lái)液量的2.85%。對(duì)于勝利埕島及類似油品性質(zhì)的油田，可按照理論分水量的0.5倍來(lái)確定分離器的分水量，混合比例根據(jù)日抽取酸化油最大量與聯(lián)合站來(lái)液量之比乘以2倍安全系數(shù)，用100 mL具塞量筒分別取聯(lián)合站對(duì)比油樣90、85 mL，分別標(biāo)記為1#、2#。將樣桶中酸化油樣充分?jǐn)噭蚝?，? mL至2#具塞量筒中。根據(jù)聯(lián)合站原油脫水工藝熱沉降溫度，將恒溫水浴升溫至66℃。按時(shí)觀察記錄脫水情況，終止沉降時(shí)讀取脫水體積V1w、V2w和總體積V1、V2，記錄污水顏色和油水界面情況，水相清潔度按照表1進(jìn)行分級(jí)判定。

表1 水相清潔度分級(jí)Table 1 Water phase cleanliness classification

2.2.2 水相測(cè)試實(shí)驗(yàn) 采用280 mL玻璃量筒取進(jìn)入聯(lián)合站的油樣，使用原油含水電脫分析儀進(jìn)行含水率測(cè)試，依據(jù)SY/T 5402?2016《原油水含量的測(cè)定電脫法》，確定原油對(duì)比油樣體積含水率a和酸化油樣體積含水率b。依據(jù)SY/T 5523?2006《油田水分析方法》對(duì)分離后的水進(jìn)行分析，采用玻璃電極法測(cè)試pH，采用分光光度法測(cè)試鐵離子質(zhì)量濃度。

對(duì)比油樣相對(duì)脫水率

混合油樣相對(duì)脫水率

3 結(jié)果與分析

在埕島油田海三聯(lián)合站進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，取海上平臺(tái)酸化油樣及中心三號(hào)平臺(tái)進(jìn)站原油。首先通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究返排液進(jìn)入集輸系統(tǒng)處理的破乳效果，為保證原油脫水系統(tǒng)的穩(wěn)定性，當(dāng)熱沉降實(shí)驗(yàn)相對(duì)脫水率與對(duì)比樣相近時(shí)，再將酸化油井接入集輸系統(tǒng)，觀察聯(lián)合站外輸原油含水率變化，分析控制指標(biāo)中的關(guān)鍵因素。

3.1 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

3.1.1 酸化油井電脫實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù) 對(duì)2口酸化油井跟蹤取樣進(jìn)行電脫測(cè)試，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。測(cè)試發(fā)現(xiàn)，隨著返排時(shí)間增長(zhǎng)，CACB26B?P3水相pH由5.4增加至6.6，水相鐵離子質(zhì)量濃度下降幅度較大，由返排開(kāi)始時(shí)1 200 mg/L降至250 mg/L。CASHG1?1水相pH維持在6.2左右，水相鐵離子質(zhì)量濃度下降幅度較大，由返排開(kāi)始時(shí)400 mg/L降至25 mg/L。

表2 電脫實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 2 Electrical dehydration test data

3.1.2 酸化油井熱沉降實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù) 進(jìn)行酸化油井和中心三號(hào)平臺(tái)進(jìn)站原油混合熱沉降實(shí)驗(yàn)，返排液與進(jìn)站原油比例為1∶18，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。

表3 熱沉降實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 3 Thermal sedimentation test data

當(dāng)CACB26B?P3酸化油井返排49.0 h時(shí)，相對(duì)脫水率為70%，存在掛壁現(xiàn)象；當(dāng)CACB26B?P3酸化油井返排76.0 h時(shí)，相對(duì)脫水率為85%，油水界面不齊。當(dāng)CASHG1?1混合油樣井返排12.0 h時(shí)，相對(duì)脫水率為82%，油水界面不齊；當(dāng)CASHG1?1混合油樣酸化油井返排43.5 h時(shí)，相對(duì)脫水率為92%，油水界面整齊。

3.2 結(jié)果分析

3.2.1 CACB26B?P3酸化油井分析 觀察混合油樣和進(jìn)站原油對(duì)比油樣的破乳效果，結(jié)果如圖2所示。由圖2可知，當(dāng)CACB26B?P3酸化油井返排49.0 h時(shí)，混合油樣相對(duì)脫水率較對(duì)比油樣相差26%（120 min時(shí)），脫水效果較差，初期返排液鐵離子質(zhì)量濃度較高，pH較低導(dǎo)致；當(dāng)CACB26B?P3酸化油井返排76.0 h時(shí)，混合油樣相對(duì)脫水率較對(duì)比油樣相差10%（120 min時(shí)），相較于返排初期有較大提高，混合熱沉降實(shí)驗(yàn)實(shí)際上是對(duì)返排液進(jìn)行稀釋處理，pH值和鐵離子都是通過(guò)影響界面膜強(qiáng)度增加原油乳狀液穩(wěn)定性，證明其為影響原油乳狀液破乳的主要因素。

圖2 CACB26B?P3酸化油井不同返排時(shí)間沉降脫水效果Fig.2 Settlement and dewatering effect curves of CACB26B?P3 acidified oil wells with different backflow time

CACB26B?P3油井酸化注入總酸量為50 m3，隨著返排液量增加到302 m3，返排液水相pH為6.6，鐵離子質(zhì)量濃度為250 mg/L，返排液量達(dá)到所用酸液量的6.0倍時(shí)，將CACB26B?P3酸化油井返排液接入地面集輸系統(tǒng)處理，對(duì)海三聯(lián)合站原油脫水產(chǎn)生較小影響，聯(lián)合站外輸原油含水率由5.4%升至5.8%。

3.2.2 CASHG1?1酸化油井分析 觀察混合油樣和進(jìn)站原油對(duì)比油樣的破乳效果，結(jié)果如圖3所示。當(dāng)CASHG1?1酸化油井返排12.0 h時(shí)，混合油樣相對(duì)脫水率較對(duì)比油樣相差13%（120 min時(shí)）；當(dāng)CASHG1?1酸化油井返排43.5 h時(shí)，混合油樣相對(duì)脫水率與對(duì)比油樣基本相同，脫出水澄清，破乳明顯。CASHG1?1油井返排液pH低于CACB26B?P3油井，但脫水率提高明顯，當(dāng)返排液水相pH在6～7時(shí)，影響乳狀液破乳的關(guān)鍵因素是殘酸污水中的鐵離子質(zhì)量濃度。

圖3 CASHG1?1酸化油井不同返排時(shí)間沉降脫水效果Fig.3 Settlement and dewatering effect curves of CASHG 1?1 acidified oil wells with different backflow time

CASHG1?1油井酸化注入總酸量為30 m3，隨著返排液量增加到185 m3，返排液水相pH為6.2，鐵離子質(zhì)量濃度為25 mg/L，返排液量達(dá)到所用酸液量的6.2倍時(shí)，將CASHG1?1酸化油井返排液接入地面集輸系統(tǒng)處理，對(duì)海三聯(lián)合站原油脫水無(wú)影響，聯(lián)合站外輸原油含水率為5.4%，無(wú)變化。

通過(guò)測(cè)試2口不同酸化油井以及進(jìn)入地面集輸系統(tǒng)時(shí)的各項(xiàng)指標(biāo)，發(fā)現(xiàn)返排總液量與所用酸液量有關(guān)，高質(zhì)量濃度返排量約為酸液6倍。酸化返排液接入集輸系統(tǒng)作業(yè)前仍有較大差別，但通過(guò)與各油井處理時(shí)，CASHG1?1油井酸化返排液對(duì)聯(lián)合站原油脫水無(wú)影響，而CACB26B?P3油井酸化返排液則對(duì)聯(lián)合站原油脫水產(chǎn)生了較小的影響，故以CACB26B?P3油井酸化返排液水相測(cè)試結(jié)果作為進(jìn)入集輸流程的控制指標(biāo)。不同油田酸化液的配方各異，影響原油乳狀液脫水的主要因素為pH和鐵離子質(zhì)量濃度，本文結(jié)論對(duì)其他油田返排液量控制具有一定指導(dǎo)性。

4 結(jié)論

（1）針對(duì)影響原油乳狀液脫水因素，設(shè)定返排液與進(jìn)站原油質(zhì)量比例1∶18，進(jìn)行混合熱沉降脫水實(shí)驗(yàn)。對(duì)返排液進(jìn)行稀釋，使脫水率明顯提高，當(dāng)返排液水相pH在6～7時(shí)，鐵離子影響大于pH。

（2）監(jiān)測(cè)2口酸化油井水相指標(biāo)，根據(jù)破乳效果及聯(lián)合站外輸原油含水率，規(guī)定關(guān)鍵控制指標(biāo)為：返排液水相pH高于6，鐵離子質(zhì)量濃度低于250 mg/L，可以進(jìn)入地面集輸系統(tǒng)，控制指標(biāo)易于檢測(cè)，對(duì)工程實(shí)踐具有參考意義。

（3）返排總液量與所用酸液量有關(guān)，規(guī)定輔助控制指標(biāo)為：高質(zhì)量濃度返排液量達(dá)酸液量6倍時(shí)可以進(jìn)入地面集輸系統(tǒng)，為完善埕島油田酸化返排液進(jìn)集輸流程提供依據(jù)。

（4）在不增加新的處理流程下適當(dāng)縮短返排時(shí)間，通過(guò)對(duì)高質(zhì)量濃度返排液量進(jìn)行合理規(guī)定，改進(jìn)控制指標(biāo)后可將返排時(shí)間縮短30%以上，有助于提高油井生產(chǎn)時(shí)率和經(jīng)濟(jì)效益。