海上含聚油泥處理后泥水的回注

胡菲菲，李 慶，靖 波，翟 磊，尹先清

（1. 長江大學(xué) 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 荊州 434023；2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028；3. 中海油研究總院，北京 100028）

治理技術(shù)

海上含聚油泥處理后泥水的回注

胡菲菲1，李 慶1，靖 波2，3，翟 磊2，3，尹先清1

（1. 長江大學(xué) 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 荊州 434023；2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028；3. 中海油研究總院，北京 100028）

采用熱化學(xué)法處理某海上平臺含聚油泥（礦物含量（w）1.30%～3.74%，聚合物含量（w）3.37%～7.42%），研究了反應(yīng)后分離出的泥水的回注性能，并進(jìn)行了現(xiàn)場回注試驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：泥水經(jīng)研磨細(xì)化處理后，95%（w）的細(xì)化污泥粒徑不超過7.86 μm，遠(yuǎn)小于注入地層的平均孔喉直徑；在含聚量為1750 mg/L的注聚液中加入500 mg/L的細(xì)化污泥，65 ℃（油藏溫度）下，細(xì)化污泥在注聚液中具有很好的穩(wěn)定性，體系黏度變化?。荒嗨械奈鬯c注聚液、采出污水、現(xiàn)場采出液處理系統(tǒng)中使用的各種藥劑的配伍性好?，F(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，將泥水加入注聚液中進(jìn)行回注，注入井壓力保持穩(wěn)定。

海上油田；含聚油泥；研磨細(xì)化；回注；配伍性

注聚是海上油田高效開采的有效技術(shù)手段。渤海油田注聚開采近十年，初步形成了海上油田聚合物驅(qū)油技術(shù)體系，包括驅(qū)替液技術(shù)、平臺聚合物配注技術(shù)、海上稠油含聚采出液處理技術(shù)和早期注聚效果評價(jià)等方面［1-2］。隨著注聚規(guī)模的擴(kuò)大和產(chǎn)液量的不斷提高，儲層孔道中的注聚液隨采出液返出，在油井中與無機(jī)礦物質(zhì)、原油等發(fā)生乳化，在平臺采出液處理系統(tǒng)中沉積析出，形成含聚油泥。該含聚油泥具有含油量高、黏性大、穩(wěn)定性好、乳化嚴(yán)重等特點(diǎn)，難以處理［3-6］。伴隨油田采液量的大幅提升，含聚油泥有逐年增多的趨勢，影響到平臺采出液工藝設(shè)備的運(yùn)行，成為含聚采出液處理的關(guān)鍵問題之一［7］。

本課題組采用熱化學(xué)法處理某海上平臺含聚油泥［8］，產(chǎn)物經(jīng)分離器進(jìn)行油相和泥水的分離，分離出的油相可直接回收，而分離后的泥水不能直接排放污染環(huán)境，且在海上平臺現(xiàn)場受空間、時(shí)間的限制無法存放和集中，只有就地及時(shí)處理才能不影響正常生產(chǎn)運(yùn)行，因此，必須現(xiàn)場進(jìn)行有效處置。

本工作研究了含聚油泥熱化學(xué)處理后分離出的泥水的回注性能，并進(jìn)行了現(xiàn)場回注試驗(yàn)，以期實(shí)現(xiàn)含聚油泥的就地?zé)o害化處置。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料和儀器

疏水締合聚合物AP-P4：四川光亞科技股份有限公司，聚丙烯酰胺類聚合物，相對分子質(zhì)量約為1.2×107，水解度約為26%，平均含氮量約為15%（w）。

含聚油泥：取自海上某平臺及其陸上終端廠，分別進(jìn)行組成分析，成分見表1［9］。

表1 含聚油泥的成分 w，%

采出污水：海上某平臺現(xiàn)場采出液經(jīng)除油處理后的污水，礦化度7500 mg/L，pH=8.44，主要成分見表2。

注聚液：采出污水在65 ℃（油藏溫度）加入一定量的聚合物AP-P4配制而成，無色黏稠狀液體，含聚量1750 mg/L。

現(xiàn)場藥劑：海上平臺采出液處理系統(tǒng)使用的各種藥劑。

表2 采出污水的主要成分 ρ，mg/L

S3500型激光粒度分析儀：Microtrac公司；LVDV-ⅡPro型黏度計(jì)：美國Brookfield公司；Orion AQ2010 TN100型濁度計(jì)：Thermo Fisher公司；JTM50AB1型膠體磨：沈陽新旭光機(jī)械公司；FM300型乳化機(jī)：上海FLUKO公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 泥水的回注性能評測

采用熱化學(xué)法處理含聚油泥，取反應(yīng)后分離出的泥水進(jìn)行回注性能評測。

污水：泥水經(jīng)離心分離后得到的上層水相。污泥：泥水經(jīng)離心分離后得到的下層固相，含油率不高于0.65%。細(xì)化污泥：泥水用膠體磨以9000 r/ min的轉(zhuǎn)速研磨10 min進(jìn)行細(xì)化處理，研磨后的泥水經(jīng)離心分離后得到的下層固相。污水和采出污水均用濾紙過濾去除懸浮物。

穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)：向注聚液中分別加入不同量的污泥和細(xì)化污泥，以12000 r/min的轉(zhuǎn)速高速攪拌30 min，觀察體系在65 ℃下的沉降情況，記錄體系穩(wěn)定時(shí)間。

黏度實(shí)驗(yàn)：向注聚液中以500 mg/L的加入量加入細(xì)化污泥，以12000 r/min的轉(zhuǎn)速乳化攪拌30 min，在65 ℃下恒溫放置，測定注聚液的黏度變化。

配伍性實(shí)驗(yàn)：取過濾后的污水，分別與過濾后的采出水、注聚液以及現(xiàn)場藥劑按一定比例混合，具塞搖勻后測定室溫下的濁度，再將其置于65 ℃烘箱中恒溫一段時(shí)間，考察濁度變化及沉積物情況。

1.2.2 現(xiàn)場回注試驗(yàn)

采用一套5 m3/d的撬裝式油泥處理中試裝置進(jìn)行現(xiàn)場連續(xù)回注試驗(yàn)，現(xiàn)場試驗(yàn)的工藝流程見圖1。原藥劑和清水按10%的體積比混合，在藥劑罐中升溫至60 ℃以上，用泵輸送至油泥反應(yīng)罐，與一定量的含聚油泥在加熱和攪拌條件下反應(yīng)；反應(yīng)一定時(shí)間后，全部泵入油-泥水分離罐中靜置分離；分離后，上層油泵入回收油接收罐，達(dá)一定量后輸送至現(xiàn)場原油處理系統(tǒng)；下層泥水泵入泥水緩沖罐，經(jīng)膠體磨循環(huán)研磨細(xì)化后存于磨料接收罐中，研磨后的泥水（即磨料）用注聚液稀釋后回注地層，控制泥水加入量在100～200 mg/L（以細(xì)化污泥計(jì)）。其中，藥劑罐、油泥反應(yīng)罐、油-泥水分離罐和回收油接收罐均采用導(dǎo)熱油夾套保溫。

圖1 現(xiàn)場試驗(yàn)的工藝流程

1.3 分析方法

采用激光粒度分布儀測定污泥粒徑；采用黏度計(jì)測定注聚液黏度；采用濁度計(jì)測定各混合體系的濁度。

2 結(jié)果與討論

2.1 污泥的細(xì)化效果

污泥粒徑越小越有利于泥水的回注。擬注入污泥的儲層區(qū)塊，孔喉直徑在95.35～149.47 μm，分布較為平均，平均孔喉直徑達(dá)127.82 μm，有利于泥水的回注。污泥和細(xì)化污泥的粒徑累計(jì)分布曲線見圖2。由圖2可見：未經(jīng)細(xì)化處理的污泥中粒徑大于127.82 μm的占30%（w）以上，需經(jīng)研磨細(xì)化以減小顆粒的粒徑；而細(xì)化污泥中95%（w）的粒徑不超過7.86 μm，遠(yuǎn)小于注入地層的平均孔喉直徑。

圖2 污泥和細(xì)化污泥的粒徑累計(jì)分布曲線

2.2 污泥在注聚液中的穩(wěn)定性

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：對于未經(jīng)細(xì)化處理的污泥，加入量為500 mg/L和1200 mg/L時(shí)的穩(wěn)定時(shí)間分別為26.5 h和24.0 h；對于細(xì)化污泥，加入量為500 mg/L和1200 mg/L時(shí)的穩(wěn)定時(shí)間均可延長至118 h，遠(yuǎn)長于現(xiàn)場注聚液從注聚井口到注入井底地層的時(shí)間（2 h），且細(xì)化污泥均勻懸浮于注聚液中，容器底部未見沉降細(xì)化污泥，整個(gè)過程中體系無明顯變化。說明細(xì)化污泥由于粒徑變小，在注聚液中的分散穩(wěn)定性提高。

2.3 細(xì)化污泥對注聚液黏度的影響

聚合物驅(qū)提高采收率方法的原理是在注入水中添加少量聚合物，以增加注入水的黏度，同時(shí)降低水相滲透率，改善流度比，提高波及系數(shù)［10］。細(xì)化污泥對注聚液黏度的影響見圖3。

圖3 細(xì)化污泥對注聚液黏度的影響● 未加泥；■ 加泥

由圖3可見：未經(jīng)放置時(shí)，加入細(xì)化污泥后的注聚液黏度與未加泥時(shí)相比有所降低，由15.0 mPa·s降至10.5 mPa·s；放置22 min后，加泥和未加泥的注聚液黏度均趨于穩(wěn)定，且前者略低于后者，但前者的黏度保留率明顯高于后者。這主要是因?yàn)椋杭幽噙^程中為了使泥均勻分散于溶液中而進(jìn)行了乳化攪拌，機(jī)械剪切作用使注聚液黏度下降；注聚液在放置初期的黏度下降歸因于體系在達(dá)到65℃的恒溫過程中溫度的變化。

2.4 污水的配伍性

含聚油泥分離出的泥水與注聚液一起回注地層，需對其中的污水與注聚液、采出水和現(xiàn)場藥劑的配伍性進(jìn)行研究。污水與注聚液、采出水、現(xiàn)場藥劑的配伍性分別見表3～5。由表3和表4可見，污水與注聚液和采出污水的配伍性均良好，室溫下與65 ℃恒溫168 h時(shí)相比，濁度變化較小，無絮體產(chǎn)生，體系穩(wěn)定。由表5可見：室溫和65 ℃恒溫24 h時(shí)，污水與各種藥劑的配伍性很好，濁度無明顯變化；65 ℃恒溫168 h后，濁度均有所增加，實(shí)驗(yàn)觀察均無絮體產(chǎn)生。這可能是因?yàn)椋翰捎脽峄瘜W(xué)法處理油泥過程中的殘余藥劑在恒溫過程中與現(xiàn)場藥劑發(fā)生作用導(dǎo)致體系濁度增加；無絮體產(chǎn)生說明殘余藥劑未反應(yīng)生成沉積物，故對采出液系統(tǒng)不會產(chǎn)生較大影響。

表3 污水與注聚液的配伍性

表4 污水與采出水的配伍性

表5 污水與現(xiàn)場藥劑的配伍性

3 現(xiàn)場回注試驗(yàn)結(jié)果

現(xiàn)場細(xì)化污泥的粒徑累計(jì)分布曲線見圖4。由圖4可見，95%（w）的現(xiàn)場細(xì)化污泥粒徑不超過8.81 μm，遠(yuǎn)小于儲層孔喉直徑，滿足回注要求。該結(jié)果與實(shí)驗(yàn)室結(jié)果相近。

試驗(yàn)期間注入井的壓力變化見圖5。圖5中，前48 h為壓降測試，48～216 h為連續(xù)回注（其中，48～168 h泥水加入量（以細(xì)化污泥計(jì)）為100 mg/L，之后升至200 mg/L），216 h試驗(yàn)結(jié)束，繼續(xù)注聚，240 h再次進(jìn)行壓降測試。由圖5可見，試驗(yàn)期間注入井壓力平穩(wěn)，未見顯著變化，壓力不超過7.4 MPa。

圖4 現(xiàn)場細(xì)化污泥的粒徑累計(jì)分布曲線

圖5 試驗(yàn)期間注入井的壓力變化

4 結(jié)論

a）實(shí)驗(yàn)室中分離出的泥水經(jīng)研磨細(xì)化處理后，95%（w）的細(xì)化污泥粒徑不超過7.86 μm，遠(yuǎn)小于注入地層的平均孔喉直徑。

b）在含聚量為1750 mg/L的注聚液中加入500 mg/L細(xì)化污泥，65 ℃下，細(xì)化污泥在注聚液中具有很好的穩(wěn)定性，體系黏度變化小。

c）泥水中的污水與注聚液、采出污水、現(xiàn)場采出液處理系統(tǒng)中使用的各種藥劑混合，于65 ℃下恒溫168 h，均無絮體產(chǎn)生，體系穩(wěn)定，配伍性好。

d）現(xiàn)場試驗(yàn)?zāi)嗨?jīng)研磨細(xì)化處理后，95%（w）的細(xì)化污泥粒徑不超過8.81 μm。

e）泥水回注與平臺現(xiàn)有注聚工藝相結(jié)合，注入井壓力穩(wěn)定，泥水全部回注，做到就地?zé)o害化處理，為海上油田現(xiàn)場油泥處理提供了技術(shù)支撐。

［1］ 張鳳久，姜偉，孫福街，等. 海上稠油聚合物驅(qū)關(guān)鍵技術(shù)研究與礦場試驗(yàn)［J］. 中國工程科學(xué)，2011，13（5）：28 - 33.

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［8］ Yin Xianqing，Hu Feifei，Jing Bo，et al. Research on Treatment Technology as Resource of Polymer-Containing Oily Sludge［J］. Adv Mater Res，2014，955/956/957/958/959：2677 - 2682.

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［10］ 葉仲斌. 提高采收率原理［M］. 2版. 北京：石油工業(yè)出版社，2007：52 - 62.

（編輯 魏京華）

Reinjection of Sediment and Sewage from Treatment of Polymer-Containing Oily Sludge in Offshore Oilfield

Hu Feifei1，Li Qing1，Jing Bo2，3，Zhai Lei2，3，Yin Xianqing1
（1. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，Ministry of Education，Yangtze University，Jingzhou Hubei 434023，China；2. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Beijing 100028，China；3. CNOOC Research Institute，Beijing 100028，China）

The polymer-containing oily sludge from a platform in offshore oilf i eld，containing 1.30%-3.74% （w） of mineral and 3.37%-7.42% （w） of polymer，was treated by thermo-chemical method. The reinjection performance of the separated sediment and sewage was studied，and the reinjection test was conducted on the spot. The experimental results show that： After fi ne grinding，the particle diameter of 95% （w） sediment is not more than 7.86 μm，which is much less than the average pore throat diameter of the reinjection formation；When 500 mg/L ref i ne sediment is added into the injection liquid with 1750 mg/L of polymer content and the formation temperature is 65 ℃，the ref i ne sediment has a good stability in the injection liquid，and the viscosity of the system is less changed；The compatibilities of the separated sewage to the injection liquid，the produced wastewater and the medicaments used in the oilf i eld produced water treatment system are good. The fi eld test results show that the pressure of the reinjection well is stable during the injection of injection liquid containing sediment and sewage.

offshore oilf i eld；polymer-containing oily sludge；f i ne grinding；reinjection；compatibility

TE99

A

1006-1878（2015）04-0381-05

2015 - 03 - 12；

2015 - 05 - 14。

胡菲菲（1977—），女，湖北省松滋市人，碩士，講師，電話 13872336067，電郵 897379355@qq.com。聯(lián)系人：尹先清，電話 18986661508，電郵 jzyinxq@126.com。

國家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05024-004）；中海石油（中國）有限公司重點(diǎn)項(xiàng)目（CCL2012RCPS0231RSN）。