呂家興，侯 磊，劉芳媛，朱振宇，王玉江

（1.中國石油大學(xué)（北京）機械與儲運工程學(xué)院，北京102249；2.中國石化勝利油田分公司工程技術(shù)管理中心，山東東營257000）

埕島油田建成采用“衛(wèi)星平臺+中心平臺”半海半陸的開發(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)，酸化返排出來的殘酸直接進入生產(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[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]，返排采用輪船時由于其裝載能力有限，當返排量較大時需關(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pH在7～8屬于低質(zhì)量濃度返排液。由于返排控制指標單一且缺乏相關(guān)實驗支撐，因此有必要對高質(zhì)量濃度返排液量進行合理規(guī)定劃。

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

針對油井酸化返排液對原油乳狀液破乳脫水的影響，研究人員開展了相關(guān)實驗和機理研究。馬躍等[7?9]分析酸化返排液在返排過程中物性參數(shù)變化，發(fā)現(xiàn)在高pH和高鐵離子質(zhì)量濃度的情況下，油水乳化非常嚴重。張銅耀等[10?11]通過原油乳狀液穩(wěn)定性實驗，考察各因素對破乳效果影響，對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相關(guān)標準及合理規(guī)定。本文通過對返排液與聯(lián)合站進站原油混合，進行熱沉降實驗，根據(jù)室內(nèi)實驗結(jié)果和聯(lián)合站外輸原油含水率情況，對高質(zhì)量濃度返排液的控制指標及返排液量進行量化，有助于降低生產(chǎn)成本，提高經(jīng)濟效益。

1 酸化油井概況

以埕島油田CACB26B?P3和CASHG1?1酸化油井現(xiàn)場返排液為研究對象。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（體積分數(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)合儲層巖性資料可知，酸液在整個酸化施工過程中發(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

使用的對比試樣為海三聯(lián)合站三相分離器進口實液，綜合含水率達到70%，屬于中心三號平臺進站原油，50℃時運動黏度為212 mm2/s，20℃時密度為935.6 kg/m3，膠質(zhì)體積分數(shù)為26.8%，瀝青質(zhì)體積分數(shù)為0.62%，蠟體積分數(shù)為11.6%。

2.2 方法

2.2.1 破乳評價實驗 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，體積分數(shù)為聯(lián)合站每天來液量的2.85%。對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)合站對比油樣90、85 mL，分別標記為1#、2#。將樣桶中酸化油樣充分攪勻后，取5 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℃。按時觀察記錄脫水情況，終止沉降時讀取脫水體積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進行分級判定。

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

2.2.2 水相測試實驗 采用280 mL玻璃量筒取進入聯(lián)合站的油樣，使用原油含水電脫分析儀進行含水率測試，依據(jù)SY/T 5402?2016《原油水含量的測定電脫法》，確定原油對比油樣體積含水率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》對分離后的水進行分析，采用玻璃電極法測試pH，采用分光光度法測試鐵離子質(zhì)量濃度。

對比油樣相對脫水率

混合油樣相對脫水率

3 結(jié)果與分析

在埕島油田海三聯(lián)合站進行實驗，取海上平臺酸化油樣及中心三號平臺進站原油。首先通過室內(nèi)實驗研究返排液進入集輸系統(tǒng)處理的破乳效果，為保證原油脫水系統(tǒng)的穩(wěn)定性，當熱沉降實驗相對脫水率與對比樣相近時，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，分析控制指標中的關(guān)鍵因素。

3.1 實驗數(shù)據(jù)

3.1.1 酸化油井電脫實驗數(shù)據(jù) 對2口酸化油井跟蹤取樣進行電脫測試，實驗數(shù)據(jù)見表2。測試發(fā)現(xiàn)，隨著返排時間增長，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，由返排開始時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，由返排開始時400 mg/L降至25 mg/L。

表2 電脫實驗數(shù)據(jù)Table 2 Electrical dehydration test data

3.1.2 酸化油井熱沉降實驗數(shù)據(jù) 進行酸化油井和中心三號平臺進站原油混合熱沉降實驗，返排液與進站原油比例為1∶18，實驗數(shù)據(jù)見表3。

表3 熱沉降實驗數(shù)據(jù)Table 3 Thermal sedimentation test data

當CACB26B?P3酸化油井返排49.0 h時，相對脫水率為70%，存在掛壁現(xiàn)象；當CACB26B?P3酸化油井返排76.0 h時，相對脫水率為85%，油水界面不齊。當CASHG1?1混合油樣井返排12.0 h時，相對脫水率為82%，油水界面不齊；當CASHG1?1混合油樣酸化油井返排43.5 h時，相對脫水率為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 觀察混合油樣和進站原油對比油樣的破乳效果，結(jié)果如圖2所示。由圖2可知，當CACB26B?P3酸化油井返排49.0 h時，混合油樣相對脫水率較對比油樣相差26%（120 min時），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CACB26B?P3酸化油井返排76.0 h時，混合油樣相對脫水率較對比油樣相差10%（120 min時），相較于返排初期有較大提高，混合熱沉降實驗實際上是對返排液進行稀釋處理，pH值和鐵離子都是通過影響界面膜強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，返排液量達到所用酸液量的6.0倍時，將CACB26B?P3酸化油井返排液接入地面集輸系統(tǒng)處理，對海三聯(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 觀察混合油樣和進站原油對比油樣的破乳效果，結(jié)果如圖3所示。當CASHG1?1酸化油井返排12.0 h時，混合油樣相對脫水率較對比油樣相差13%（120 min時）；當CASHG1?1酸化油井返排43.5 h時，混合油樣相對脫水率與對比油樣基本相同，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，當返排液水相pH在6～7時，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，返排液量達到所用酸液量的6.2倍時，將CASHG1?1酸化油井返排液接入地面集輸系統(tǒng)處理，對海三聯(lián)合站原油脫水無影響，聯(lián)合站外輸原油含水率為5.4%，無變化。

通過測試2口不同酸化油井以及進入地面集輸系統(tǒng)時的各項指標，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，但通過與各油井處理時，CASHG1?1油井酸化返排液對聯(lián)合站原油脫水無影響，而CACB26B?P3油井酸化返排液則對聯(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試結(jié)果作為進入集輸流程的控制指標。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）針對影響原油乳狀液脫水因素，設(shè)定返排液與進站原油質(zhì)量比例1∶18，進行混合熱沉降脫水實驗。對返排液進行稀釋，使脫水率明顯提高，當返排液水相pH在6～7時，鐵離子影響大于pH。

（2）監(jiān)測2口酸化油井水相指標，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，可以進入地面集輸系統(tǒng)，控制指標易于檢測，對工程實踐具有參考意義。

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

（4）在不增加新的處理流程下適當縮短返排時間，通過對高質(zhì)量濃度返排液量進行合理規(guī)定，改進控制指標后可將返排時間縮短30%以上，有助于提高油井生產(chǎn)時率和經(jīng)濟效益。