王勁松,陳景軍

(1.中國(guó)石化集團(tuán)勝利石油管理局渤海鉆井二公司,山東東營(yíng) 257200; 2.中國(guó)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(yíng) 257200)

埕東泡沫復(fù)合驅(qū)HPAM溶液黏度影響因素及對(duì)策研究

王勁松1,陳景軍2

(1.中國(guó)石化集團(tuán)勝利石油管理局渤海鉆井二公司,山東東營(yíng) 257200; 2.中國(guó)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(yíng) 257200)

在油田現(xiàn)場(chǎng)復(fù)合體系的注入過(guò)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(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果。通過(guò)研究污水水質(zhì)狀況、腐蝕性、現(xiàn)場(chǎng)使用的各種化學(xué)劑以及泡沫驅(qū)體系引入的各因素對(duì)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(fù)二價(jià)硫)是造成井口注聚黏度低的主要原因。分析認(rèn)為,負(fù)二價(jià)硫的來(lái)源主要是由于泡沫劑在硫酸鹽還原菌的作用下轉(zhuǎn)化產(chǎn)生的。根據(jù)聚合物黏度變化規(guī)律和降解機(jī)理,開(kāi)展了聚合物黏度保留措施研究,并開(kāi)展了聚合物降解抑制劑和氧化脫硫技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)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(duì)于注聚驅(qū)提高注入質(zhì)量和效果具有指導(dǎo)意義。

泡沫復(fù)合驅(qū);聚合物黏度;硫化物;氧化;泡沫劑

隨著聚合物驅(qū)油技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)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(chǎn)面臨采出污水無(wú)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(chǎn)的必然選擇。埕東泡沫復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)注入一年后,聚合物溶液黏度降低至1～5 mPa·s(注入初期,現(xiàn)場(chǎng)井口的聚合物溶液濃度為1 800 mg/L時(shí)在70℃時(shí)的黏度在20 mPa·s以上),注入聚合物溶液黏度達(dá)不到配方體系的要求,嚴(yán)重影響了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果[1-2]。

泡沫復(fù)合驅(qū)不同于其它驅(qū)油體系,不僅受污水水質(zhì)的影響,還有氮?dú)庵袣堄嘌?、泡沫劑、腐蝕產(chǎn)物等對(duì)聚合物的共同作用,使影響聚合物溶液黏度的因素更加復(fù)雜[3]。研究污水中的各種組分以及泡沫驅(qū)體系引入的各因素對(duì)注聚黏度的影響,尋找聚合物黏度變化規(guī)律和降解機(jī)理,提出保持聚合物黏度的對(duì)策,對(duì)于保證現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的成功及其它注聚驅(qū)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(kāi)注入管線,管線規(guī)格Φ76 mm×8 mm,HT515內(nèi)防腐,檢查管線不腐蝕。對(duì)比后發(fā)現(xiàn),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(duì)黏度的影響Tab.1 The variation of viscosity in pipeline

1.2 氮?dú)?/h3>

埕33-P2井投產(chǎn)時(shí)單注污水沒(méi)有注入氮?dú)?。?0-N1井氮?dú)狻⑽鬯惶孀⑷?。?duì)兩口井的黏度對(duì)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?dú)獠皇怯绊懽⒕垧ざ鹊闹饕蛩亍?/p>

1.3 水處理劑

為了使水質(zhì)達(dá)標(biāo),埕東站加入了多種水處理劑。為評(píng)價(jià)各種水處理藥劑對(duì)泡沫驅(qū)注聚黏度的影響,取埕東東區(qū)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(jìn)行了污水配聚黏度實(shí)驗(yàn)(表2)。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明污水加藥前后的配聚黏度無(wú)明顯變化,說(shuō)明水處理劑對(duì)配聚黏度無(wú)影響,并發(fā)現(xiàn)東區(qū)、飛雁灘污水配聚黏度較高,目前配聚污水(西區(qū)污水)配聚黏度低。

1.4 污水水質(zhì)的影響

為研究配聚污水對(duì)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(guó)布氏公司生產(chǎn)的DV-III+黏度計(jì)在70℃、7.34 s-1條件下測(cè)試黏度。結(jié)果表明,密閉(盡可能保持污水原來(lái)狀態(tài))條件下取出的污水稀釋聚合物母液,黏度較低,與現(xiàn)場(chǎng)井口樣測(cè)試結(jié)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(dāng)污水暴氧達(dá)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(dāng)。說(shuō)明污水中的還原性物質(zhì)對(duì)聚合物溶液黏度有影響。

表2 埕東、飛雁灘污水配聚實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.2 The data of viscosity prepared by oil sewage

為分析污水水質(zhì)對(duì)聚合物溶液黏度的影響,對(duì)污水水質(zhì)及離子含量進(jìn)行了分析,分析數(shù)據(jù)見(jiàn)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(jìn)行了對(duì)比分析。配聚污水各項(xiàng)離子含量相對(duì)較低(相對(duì)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(huì)對(duì)聚合物黏度產(chǎn)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(zhì)可加劇氧對(duì)HPAM的氧化降解作用,造成黏度損失。

表3 污水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)Tab.3 Parameters of oil sewage

2 硫化物來(lái)源分析

2.1 硫化物產(chǎn)生的節(jié)點(diǎn)確定

為了確定硫化物的來(lái)源,對(duì)污水沿程各監(jiān)測(cè)點(diǎn)的硫化物含量進(jìn)行節(jié)點(diǎn)分析,結(jié)果見(jiàn)表4。由表4可以看出,大部分的硫化物是在聯(lián)合站內(nèi)及流程中生成的,并不全是油井產(chǎn)出的。埕東污水中出現(xiàn)負(fù)二價(jià)硫離子,還原性物質(zhì)(負(fù)二價(jià)硫離子)超標(biāo)是導(dǎo)致聚合物溶液黏度損失的主要水質(zhì)因素。

表4 埕東聯(lián)合站沿程節(jié)點(diǎn)含硫量變化統(tǒng)計(jì)Tab.4 The data of sulphur content on the strike in Chengdong

2.2 硫化物產(chǎn)生的來(lái)源

埕東東區(qū)來(lái)液不含泡沫劑,西區(qū)來(lái)液(15#閥組、18#閥組)含有泡沫劑。室內(nèi)進(jìn)行了泡沫劑對(duì)黏度的影響實(shí)驗(yàn),結(jié)果見(jiàn)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(lián)合站的污水從進(jìn)站到外輸配聚黏度逐漸下降。

圖1 埕東聯(lián)合站內(nèi)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(yàn)也說(shuō)明了過(guò)程中有負(fù)二價(jià)硫離子生成。埕東污水中硫酸鹽還原菌SRB含量達(dá)1 000個(gè)/ mL,SRB可以把高價(jià)硫元素還原成負(fù)二價(jià)硫離子。由于泡沫劑中含有大量的硫,因此,可以推斷二價(jià)硫離子的來(lái)源主要是硫酸鹽還原菌把泡沫劑中高價(jià)硫還原成負(fù)二價(jià)硫離子。

2009年2月19日,由于埕東聯(lián)合站脫水困難,埕東西區(qū)泡沫驅(qū)停含泡沫油井7口,同時(shí)對(duì)H2S含量進(jìn)行監(jiān)測(cè)。2月19日至2月23日,H2S含量檢測(cè)值依次為5、3.5、3.5、2.5、1.5 mg/L。說(shuō)明H2S來(lái)源與泡沫驅(qū)油井產(chǎn)出泡沫劑密切相關(guān),綜上所述,二價(jià)硫離子的來(lái)源主要是硫酸鹽還原菌把泡沫劑中高價(jià)硫元素還原成負(fù)二價(jià)硫離子。

3 聚合物黏度降解抑制對(duì)策及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

根據(jù)上述研究和分析,針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)污水狀況,對(duì)策主要有2個(gè):一是在污水與聚合物母液接觸之前添加氧化類化學(xué)劑消除或最大程度減小污水中還原性物質(zhì)對(duì)聚合物溶液的降黏影響;二是在聚合物母液與污水接觸時(shí),通過(guò)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(guò)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(wèn)題。

3.1 增黏劑作用原理及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

為解決現(xiàn)場(chǎng)注聚黏度降低的問(wèn)題[4],室內(nèi)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(jī)理主要是保護(hù)聚丙烯酰胺的?；?抑制自由基的生成,終止聚合物分子降解過(guò)程。

三采隊(duì)于2007年11月7日開(kāi)始實(shí)施添加JJ Y-1劑的增黏試驗(yàn),加藥濃度分別為40、60、80、100 mg/L。從現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)看,JJ Y-1濃度大于60 mg/L時(shí),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(shí),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(guān)系Fig.2 The variation of viscosity of different JJ Y-1 content

3.2 氧化脫硫的原理及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

為了驗(yàn)證污水中還原性物質(zhì)(負(fù)二價(jià)硫離子)超標(biāo)是導(dǎo)致聚合物溶液黏度損失的主要因素,試驗(yàn)采用了氧化劑ClO2進(jìn)行氧化脫硫。ClO2是無(wú)機(jī)硫化物及有機(jī)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(jià)硫與ClO2的氧化反應(yīng)式為:5FeS+ 9ClO2+2H2O→5Fe3++5SO42-+9Cl+4H+。試驗(yàn)在三采隊(duì)進(jìn)行,加藥濃度分別為7、10、12 mg/ L。加藥后配聚污水水質(zhì)SRB含量、硫化氫含量皆為0,井口聚合物黏度達(dá)15 mPa·s。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)回注污水中含有負(fù)二價(jià)硫是造成井口注聚黏度低的主要原因。

(2)通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)研究,確定了二價(jià)硫的來(lái)源,主要是由于泡沫劑在硫酸鹽還原菌的作用下轉(zhuǎn)化產(chǎn)生的。

(3)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明,研制的聚合物降解抑制劑和進(jìn)行氧化脫硫可有效提高井口注聚黏度。

[1]孫煥泉.勝利油田三次采油技術(shù)的實(shí)踐和認(rèn)識(shí)[J].石油勘探與開(kāi)發(fā),2006,33(3):262-266.

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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(guó)石化重大先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目“埕東油田西區(qū)泡沫復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)”(編號(hào):P03004)部分內(nèi)容。

2010-03-15;改回日期:2010-05-17

王勁松,1966年生,工程師,1988年畢業(yè)于重慶石油學(xué)校油田應(yīng)用化學(xué)專業(yè),2004年畢業(yè)于石油大學(xué)石油工程專業(yè),現(xiàn)任勝利石油管理局渤海鉆井二公司技術(shù)管理部副主任。E-mail:z2wjs@slof.com。