埕東泡沫復合驅HPAM溶液黏度影響因素及對策研究

王勁松,陳景軍

(1.中國石化集團勝利石油管理局渤海鉆井二公司,山東東營 257200; 2.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司河口采油廠,山東東營 257200)

埕東泡沫復合驅HPAM溶液黏度影響因素及對策研究

王勁松1,陳景軍2

(1.中國石化集團勝利石油管理局渤海鉆井二公司,山東東營 257200; 2.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司河口采油廠,山東東營 257200)

在油田現場復合體系的注入過程中,用回注污水配制的聚合物溶液黏度逐步下降至1～5 mPa·s,影響了現場試驗效果。通過研究污水水質狀況、腐蝕性、現場使用的各種化學劑以及泡沫驅體系引入的各因素對聚合物溶液黏度的影響,確定了聚合物黏度下降的主要因素,即污水中含有硫化氫(負二價硫)是造成井口注聚黏度低的主要原因。分析認為,負二價硫的來源主要是由于泡沫劑在硫酸鹽還原菌的作用下轉化產生的。根據聚合物黏度變化規律和降解機理,開展了聚合物黏度保留措施研究,并開展了聚合物降解抑制劑和氧化脫硫技術的現場試驗。現場試驗結果表明,配注聚合物溶液黏度可保持在15 mPa·s以上,增黏效果明顯,對于注聚驅提高注入質量和效果具有指導意義。

泡沫復合驅;聚合物黏度;硫化物;氧化;泡沫劑

隨著聚合物驅油技術的大規模應用,一方面,配制聚合物溶液所用的淡水資源日趨緊張,另一方面油田生產面臨采出污水無害化處理的巨大壓力,污水配制聚合物溶液已成為油田生產的必然選擇。埕東泡沫復合驅先導試驗現場注入一年后,聚合物溶液黏度降低至1～5 mPa·s(注入初期,現場井口的聚合物溶液濃度為1 800 mg/L時在70℃時的黏度在20 mPa·s以上),注入聚合物溶液黏度達不到配方體系的要求,嚴重影響了現場試驗效果[1-2]。

泡沫復合驅不同于其它驅油體系,不僅受污水水質的影響,還有氮氣中殘余氧、泡沫劑、腐蝕產物等對聚合物的共同作用,使影響聚合物溶液黏度的因素更加復雜[3]。研究污水中的各種組分以及泡沫驅體系引入的各因素對注聚黏度的影響,尋找聚合物黏度變化規律和降解機理,提出保持聚合物黏度的對策,對于保證現場試驗的成功及其它注聚驅提高注入效果具有重大意義。

1 聚合物溶液黏度影響因素分析

1.1 地面管材(腐蝕因素)

C27-G10井割開注入管線,管線規格Φ76 mm×8 mm,HT515內防腐,檢查管線不腐蝕。對比后發現,防腐管線和C26-G9非防腐管線中的注入液黏度都很低,在3～3.5 mPa·s之間(表1),因此管線腐蝕不是注聚黏度的主要影響因素。

表1 地面管材對黏度的影響Tab.1 The variation of viscosity in pipeline

1.2 氮氣

埕33-P2井投產時單注污水沒有注入氮氣。埕70-N1井氮氣、污水交替注入。對兩口井的黏度對比分析得到,埕33-P2注聚黏度1～4 mPa·s,埕70-N1井注聚黏度為1～5 mPa·s,兩口井注聚黏度較低而且變化不大。因此,氮氣不是影響注聚黏度的主要因素。

1.3 水處理劑

為了使水質達標,埕東站加入了多種水處理劑。為評價各種水處理藥劑對泡沫驅注聚黏度的影響,取埕東東區污水和飛雁灘污水,模擬埕東水處理站加藥程序,在污水中加入水處理藥劑,進行了污水配聚黏度實驗(表2)。實驗數據表明污水加藥前后的配聚黏度無明顯變化,說明水處理劑對配聚黏度無影響,并發現東區、飛雁灘污水配聚黏度較高,目前配聚污水(西區污水)配聚黏度低。

1.4 污水水質的影響

為研究配聚污水對聚合物溶液黏度的影響,采用清水配制母液,分別用暴氧1 h后的清水、暴氧60min后的污水、密閉污水稀釋到不同的濃度,用美國布氏公司生產的DV-III+黏度計在70℃、7.34 s-1條件下測試黏度。結果表明,密閉(盡可能保持污水原來狀態)條件下取出的污水稀釋聚合物母液,黏度較低,與現場井口樣測試結果一致;用暴氧1 h后污水稀釋聚合物母液,黏度有明顯的改善;當污水暴氧達到1 h后再稀釋聚合物母液,黏度與模擬水稀釋母液黏度基本相當。說明污水中的還原性物質對聚合物溶液黏度有影響。

表2 埕東、飛雁灘污水配聚實驗數據Tab.2 The data of viscosity prepared by oil sewage

為分析污水水質對聚合物溶液黏度的影響,對污水水質及離子含量進行了分析,分析數據見表3。由于飛雁灘污水配聚黏度較高,所以目前所用配聚污水與飛雁灘污水進行了對比分析。配聚污水各項離子含量相對較低(相對勝利油田其它注入水),總礦化度只有6 477 mg/L,污水中不含溶解氧,不會對聚合物黏度產生較大的影響;但是目前配聚污水中含有硫化物5.5 mg/L,硫化物等還原性物質可加劇氧對HPAM的氧化降解作用,造成黏度損失。

表3 污水水質分析數據Tab.3 Parameters of oil sewage

2 硫化物來源分析

2.1 硫化物產生的節點確定

為了確定硫化物的來源,對污水沿程各監測點的硫化物含量進行節點分析,結果見表4。由表4可以看出,大部分的硫化物是在聯合站內及流程中生成的,并不全是油井產出的。埕東污水中出現負二價硫離子,還原性物質(負二價硫離子)超標是導致聚合物溶液黏度損失的主要水質因素。

表4 埕東聯合站沿程節點含硫量變化統計Tab.4 The data of sulphur content on the strike in Chengdong

2.2 硫化物產生的來源

埕東東區來液不含泡沫劑,西區來液(15#閥組、18#閥組)含有泡沫劑。室內進行了泡沫劑對黏度的影響實驗,結果見圖1。從圖1中的配聚黏度可以看出,18#站和埕東站出口含泡沫劑的污水配聚黏度明顯偏低;埕東聯合站的污水從進站到外輸配聚黏度逐漸下降。

圖1 埕東聯合站內外污水配制聚合物溶液黏度Fig.1 The viscosity of polymer solution prepared by oil sewage in Chengdong and external

試驗也說明了過程中有負二價硫離子生成。埕東污水中硫酸鹽還原菌SRB含量達1 000個/ mL,SRB可以把高價硫元素還原成負二價硫離子。由于泡沫劑中含有大量的硫,因此,可以推斷二價硫離子的來源主要是硫酸鹽還原菌把泡沫劑中高價硫還原成負二價硫離子。

2009年2月19日,由于埕東聯合站脫水困難,埕東西區泡沫驅停含泡沫油井7口,同時對H2S含量進行監測。2月19日至2月23日,H2S含量檢測值依次為5、3.5、3.5、2.5、1.5 mg/L。說明H2S來源與泡沫驅油井產出泡沫劑密切相關,綜上所述,二價硫離子的來源主要是硫酸鹽還原菌把泡沫劑中高價硫元素還原成負二價硫離子。

3 聚合物黏度降解抑制對策及現場試驗

根據上述研究和分析,針對現場污水狀況,對策主要有2個:一是在污水與聚合物母液接觸之前添加氧化類化學劑消除或最大程度減小污水中還原性物質對聚合物溶液的降黏影響;二是在聚合物母液與污水接觸時,通過添加聚合物降解抑制劑抑制自由基的生成,終止聚合物分子降解過程,從而解決聚合物母液與污水混合后黏度大幅度下降的問題。

3.1 增黏劑作用原理及現場試驗

為解決現場注聚黏度降低的問題[4],室內研制了聚合物降解抑制劑JJ Y-1。聚合物降解抑制劑作用機理主要是保護聚丙烯酰胺的酰基,抑制自由基的生成,終止聚合物分子降解過程。

三采隊于2007年11月7日開始實施添加JJ Y-1劑的增黏試驗,加藥濃度分別為40、60、80、100 mg/L。從現場試驗看,JJ Y-1濃度大于60 mg/L時,平均注聚黏度增幅大于12 mPa·s (圖2)。從圖2曲線分析可看出,JJ Y-1劑濃度為60～80 mg/L時,增黏效果最好。隨著JJ Y-1劑濃度的下降,注聚黏度下降且下降速度更快。

圖2 JJ Y-1劑濃度與注入黏度的關系Fig.2 The variation of viscosity of different JJ Y-1 content

3.2 氧化脫硫的原理及現場試驗

為了驗證污水中還原性物質(負二價硫離子)超標是導致聚合物溶液黏度損失的主要因素,試驗采用了氧化劑ClO2進行氧化脫硫。ClO2是無機硫化物及有機硫化物的選擇性氧化劑,且能在很寬的pH范圍中將硫化物、硫化氫迅速地氧化為易溶于水的硫酸鹽[5]。低價硫與ClO2的氧化反應式為:5FeS+ 9ClO2+2H2O→5Fe3++5SO42-+9Cl+4H+。試驗在三采隊進行,加藥濃度分別為7、10、12 mg/ L。加藥后配聚污水水質SRB含量、硫化氫含量皆為0,井口聚合物黏度達15 mPa·s。

4 結論與認識

(1)回注污水中含有負二價硫是造成井口注聚黏度低的主要原因。

(2)通過室內試驗和現場研究,確定了二價硫的來源,主要是由于泡沫劑在硫酸鹽還原菌的作用下轉化產生的。

(3)現場試驗結果表明,研制的聚合物降解抑制劑和進行氧化脫硫可有效提高井口注聚黏度。

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[2]趙曉東.二氧化氯在注水采油中的應用[J].西南石油學院學報,1999,21(3):66-69.

[3]王其偉,鄭經堂,楊軍,等.泡沫復合驅聚合物溶液黏度損失原因分析[J].油田化學,2008,25(1):51-54.

[4]范杵蘭,白啟榮,郭中麗.聚合物降解與穩定化[J].科學之友,2009,6(18):118-119.

[5]孫曉然,肖國良,楊民.水處理用二氧化氯制備新工藝的研究[J].工業水處理,1997,17(6):9-10.

Study on influencing factors of viscosity of HPAM solution in foam combination flooding in Chengdong Oilfield and its countermeasures

Wang Jinsong,Chen Jingjun
(1.No.2Bohai Drilling Company of SINOPEC Shengli Petroleum A dministration Bureau,Dongying257200;2.Hekou Factory of Oil Production,SINOPEC Shengli Oilf ield Company,Dongying257200)

Viscosity of polymer solution prepared by oil sewage reduced significantly and influenced the polymer flooding efficiency.So the study of influencing factors of polymer solution viscosity was carried out. Factors affecting HPAM solution viscosity are tested in this paper,such as water quality,corrosion,chemical activities and so on.The result showed sulphide was the master factor affecting HPAM viscosity and sulphide was formed by frother.To solve the viscosity reduction,HPAM degradation inhibiter and oxidation sweetening were conducted in field and viscosity increased dramatically to guarantee the quality and effect of field HPAM injection.

foam combination;viscosity of HPAM solution;sulphide;oxidization;frother

book=3,ebook=117

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.053

1008-2336(2010)03-0053-04

中國石化重大先導試驗項目“埕東油田西區泡沫復合驅先導試驗”(編號:P03004)部分內容。

2010-03-15;改回日期:2010-05-17

王勁松,1966年生,工程師,1988年畢業于重慶石油學校油田應用化學專業,2004年畢業于石油大學石油工程專業,現任勝利石油管理局渤海鉆井二公司技術管理部副主任。E-mail:z2wjs@slof.com。