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南海W油田轉(zhuǎn)注井的解堵增注液體系研究與應(yīng)用

2021-02-26 11:10:16許發(fā)賓向興金陽(yáng)俊龍鄧文彪
精細(xì)石油化工 2021年1期
關(guān)鍵詞:堵塞物巖心無(wú)機(jī)

馬 磊,徐 靖,許發(fā)賓,向興金,簡(jiǎn) 成,陽(yáng)俊龍,鄧文彪

(1.中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司工程技術(shù)作業(yè)中心,廣東 湛江 524057;2.湖北省油田化學(xué)產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院,湖北 荊州 434000)

為了實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排的要求,南海W油田先后將幾口油井轉(zhuǎn)為注水井,實(shí)施生產(chǎn)水的回注。轉(zhuǎn)注井的注水水源為該南海W油田的生產(chǎn)污水,最初只用三相油水分離器對(duì)生產(chǎn)污水進(jìn)行油水分離處理和水力旋流器分離去除污水中較重的粗顆粒,然后直接注入到轉(zhuǎn)注井儲(chǔ)層,出現(xiàn)明顯堵塞后才補(bǔ)裝了細(xì)過(guò)濾器。而且從注水期間水質(zhì)監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示,固相含量和固相顆粒粒徑嚴(yán)重超標(biāo);腐蝕性氣體監(jiān)測(cè)回注的生產(chǎn)污水中溶解性H2S含量較高,注水管線(xiàn)腐蝕嚴(yán)重,最終導(dǎo)致在相同的井口注入壓力下注水量下降達(dá)45%~60%的嚴(yán)重后果。轉(zhuǎn)注井近井地帶堵塞,注水壓力升高,存在造成地層破裂、滲漏引發(fā)海洋環(huán)境污染的隱患[1]。

另外,隨著老油田油井含水率的上升和新油田的投產(chǎn),需要回注的生產(chǎn)水總量日益增多,若轉(zhuǎn)注井注水能力進(jìn)一步下降,將無(wú)法滿(mǎn)足節(jié)能減排的要求,因此,轉(zhuǎn)注井解堵增注迫在眉睫。

本文在系統(tǒng)研究其堵塞原因的基礎(chǔ)上,展開(kāi)了針對(duì)南海W油田轉(zhuǎn)注井的解堵增注液體系研究,并將研究成果成功應(yīng)用到油田現(xiàn)場(chǎng),取得了良好的應(yīng)用效果。

1 南海W油田轉(zhuǎn)注井基本情況與堵塞原因

南海W油田轉(zhuǎn)注井采取的篩管完井方式,其儲(chǔ)層孔隙度25%左右,滲透率在1 000 mD左右,均屬中高孔-高滲和特高孔特高滲儲(chǔ)層。屬正常溫壓系統(tǒng)。

南海W油田轉(zhuǎn)注井儲(chǔ)層原油屬中等性質(zhì)原油,具有原油密度低、原油黏度低以及膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量低,而含蠟量高(平均17.57%)、凝固點(diǎn)高(平均31 ℃)的特點(diǎn)。

轉(zhuǎn)注井采用恒壓注水,注水壓力6.5 MPa,日注量約為700~2 400 m3/d,轉(zhuǎn)注約2 a后,在注水條件不變的情況下,出現(xiàn)了日注水量大幅下降的趨勢(shì),注水量下降達(dá)45%~60%。

轉(zhuǎn)注井堵塞原因主要為:1)懸浮物含量、粒徑中值超標(biāo)引起的固相堵塞[2-3];2)未采取防腐措施,生成的腐蝕產(chǎn)物引起的堵塞;3)未采取防垢措施,導(dǎo)致注入水自身結(jié)垢堵塞;4)油井轉(zhuǎn)注,高含蠟原油“析蠟”引起的有機(jī)垢堵塞。且從現(xiàn)場(chǎng)堵塞物分析結(jié)果可知,鐵腐蝕產(chǎn)物、鈣垢等無(wú)機(jī)堵塞物的含量達(dá)92.74%~96.12%。

2 南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵思路

南海W油田轉(zhuǎn)注井堵塞主要為無(wú)機(jī)物堵塞,由注水水質(zhì)和管線(xiàn)腐蝕物引起,而轉(zhuǎn)注井儲(chǔ)層原油含蠟量高,在注水過(guò)程中由于溫度和壓力的變化,近井帶也會(huì)因“析蠟”而產(chǎn)生有機(jī)垢堵塞。另外該井為篩管完井,在注水過(guò)程中回注水中的油滴極易在篩管內(nèi)的金屬棉表面吸附,形成油垢堵塞篩網(wǎng)。因此,建議采用先有機(jī)解堵,再無(wú)機(jī)解堵“段塞解堵”的解堵增注思路,有機(jī)解堵液首先解除前端篩網(wǎng)油垢、有機(jī)堵塞,釋放注入通道,而無(wú)機(jī)解堵液隨后進(jìn)入,解除近井地帶無(wú)機(jī)堵塞,徹底改善儲(chǔ)層注水能力。

研制的無(wú)機(jī)解堵液和有機(jī)解堵液組成及作用見(jiàn)表1。

表1 南海W油田轉(zhuǎn)注井用無(wú)機(jī)解堵液和有機(jī)解堵液組成及作用

3 南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵增注液體系性能評(píng)價(jià)

3.1 無(wú)機(jī)堵塞物溶解能力

實(shí)驗(yàn)步驟:1)濾紙?jiān)?05 ℃下烘干恒重,稱(chēng)重;2)配制無(wú)機(jī)解堵液(HJD-W無(wú)機(jī)解堵劑∶水=1∶1),備用;3)取模擬無(wú)機(jī)堵塞物(碳酸鈣、碳酸亞鐵)和現(xiàn)場(chǎng)堵塞物(分離出的無(wú)機(jī)堵塞物)2.0 g,加入40 mL無(wú)機(jī)解堵液,在78 ℃水浴恒溫;4)用恒重濾紙過(guò)濾,然后將濾紙?jiān)?05 ℃烘干恒重,并稱(chēng)重;5)計(jì)算溶解率(X)。

X=(m0+m1-m2)×100/m1

式中:m0為空白濾紙質(zhì)量,g;m1為無(wú)機(jī)堵塞物質(zhì)量,g;m2為過(guò)濾后濾紙質(zhì)量,g。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

所以,年輕家長(zhǎng)對(duì)家庭教育問(wèn)題不自知,就會(huì)貽誤對(duì)孩子的最佳教育引導(dǎo)時(shí)機(jī)。如果不能對(duì)家庭教育問(wèn)題保持清晰的認(rèn)識(shí),及時(shí)檢視家庭教育情況,做到及時(shí)發(fā)現(xiàn)和解決問(wèn)題,存在的問(wèn)題就會(huì)成為家庭教育的隱患,成為影響孩子成長(zhǎng)的隱患,導(dǎo)致外部因素有一點(diǎn)風(fēng)吹草動(dòng)就會(huì)引發(fā)出家庭和孩子新的問(wèn)題。

表2 解堵液對(duì)無(wú)機(jī)堵塞物溶解能力評(píng)價(jià)結(jié)果

從表2可知,解堵液對(duì)無(wú)機(jī)堵塞物具有較好的溶解能力,2 h內(nèi)溶解率達(dá)98%以上。

3.2 對(duì)有機(jī)堵塞物溶解能力

選用經(jīng)過(guò)化學(xué)處理的高閃點(diǎn)、強(qiáng)溶解性的復(fù)合溶劑型有機(jī)物作為有機(jī)解堵液HJD-Y。

實(shí)驗(yàn)步驟:1)濾紙?jiān)?05 ℃下烘干恒重,稱(chēng)重;2)取2.0 g模擬有機(jī)堵塞物(儲(chǔ)層原油、瀝青)和現(xiàn)場(chǎng)堵塞物(分離有機(jī)堵塞物),加入40 mL 0#柴油/有機(jī)解堵液,分別在78 ℃水浴恒溫4 h;3)用恒重濾紙過(guò)濾,然后將濾紙?jiān)?05 ℃下烘干恒重,并稱(chēng)重;4)計(jì)算溶解率,計(jì)算方法同上。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 0#柴油/有機(jī)解堵液對(duì)有機(jī)堵塞物溶解能力評(píng)價(jià)

從表3可知,有機(jī)解堵液對(duì)南海W油田轉(zhuǎn)注井原油、瀝青和現(xiàn)場(chǎng)堵塞物具有較好的溶解能力,其溶解率均明顯大于0#柴油。

3.3 解堵液腐蝕性能

考察了無(wú)機(jī)解堵液對(duì)管線(xiàn)、設(shè)備的腐蝕情況。掛片腐蝕實(shí)驗(yàn)條件:溫度78 ℃,材質(zhì)為N80油管鋼片。實(shí)驗(yàn)方法參見(jiàn)《鹽酸酸化緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo)》SY 5405—91,圖1為3組平行實(shí)驗(yàn)的平均腐蝕速率測(cè)定情況。

圖1 不同占比的無(wú)機(jī)解堵液評(píng)價(jià)腐蝕速率變化曲線(xiàn)

由圖1可見(jiàn),隨著解堵液比例增加,腐蝕速度也增大,而100%解堵液在78 ℃×24 h對(duì)油管鋼的腐蝕速度為0.902 6 g/(m2·h),小于石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(推薦指標(biāo)為≤2~4 g/(m2·h)),能夠滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

3.4 解堵液鐵離子穩(wěn)定能力評(píng)價(jià)

參照SY/T 6571—2003《酸化用鐵離子穩(wěn)定劑性能評(píng)定方法》進(jìn)行評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,解堵液中鐵離子穩(wěn)定劑穩(wěn)定Fe3+量大于2 000 mg/g,具有較好的鐵離子穩(wěn)定能力。

3.5 解堵液助排效果評(píng)價(jià)

從測(cè)定結(jié)果可知,解堵液可將水的表面張力從72.5 mN/m降低至33.8 mN/m,具有較好的助排性,而且加入助排劑后,在同一出液量時(shí),其巖心驅(qū)替壓力比未加的情況下要小得多。

實(shí)驗(yàn)方法:準(zhǔn)備2份解堵劑試樣,1份不加助排劑,1份加入助排劑,利用巖心驅(qū)替裝置驅(qū)替2份試樣,記錄驅(qū)替過(guò)程中壓力和流量的變化情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖2。

3.6 解堵液與地層水、回注水配伍性評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)方法:取無(wú)機(jī)解堵液與各種流體以不同比例混合,在不同溫度條件下作用24 h后用濁度儀測(cè)定其濁度值,用以來(lái)說(shuō)明解堵液與各種流體的配伍性能,結(jié)果見(jiàn)表4。

圖2 加入助排劑前后巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

表4 解堵液HJD-W與地層水/回注水配伍性實(shí)驗(yàn)

從表4可知,解堵液HJD-W與地層水/回注水分別按不同比例混合后,在不同溫度下濁度值均小于3.0 NTU,均具有很好的配伍性。而解堵液HJD-Y與地層水/回注水分別按不同比例混合后,分層界面清晰,未出現(xiàn)乳化現(xiàn)象,也具有較好的配伍性,結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 解堵液HJD-Y與地層水/回注水配伍性實(shí)驗(yàn)

3.7 解堵液抗酸敏性評(píng)價(jià)

為了了解解堵液是否對(duì)地層產(chǎn)生傷害,室內(nèi)參照SY/ T5358—2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》中酸敏評(píng)價(jià)步驟,對(duì)儲(chǔ)層巖心分別對(duì)土酸和解堵液進(jìn)行了酸敏評(píng)價(jià),結(jié)果見(jiàn)表6和表7。

表6 解堵液抗酸敏性評(píng)價(jià)用巖心物性

從表7可知,儲(chǔ)層巖心對(duì)土酸具有中等偏強(qiáng)的酸敏性,而解堵液對(duì)巖心無(wú)酸敏性,這與儲(chǔ)層巖屑中含有綠泥石、黃鐵礦,在土酸作用下易形成鐵的氫氧化物沉淀,而石英與氫氟酸反應(yīng)生成氟硅酸鹽和水化硅凝膠等堵塞孔隙喉道,導(dǎo)致滲透率下降有關(guān)[4-9]。

表7 解堵液抗酸敏性評(píng)價(jià)

3.8 南海W油田轉(zhuǎn)注井綜合解堵效果評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)步驟:1)預(yù)處理2塊儲(chǔ)層巖心,R156和R158氣測(cè)滲透率分別為962.36 mD和1 366.95 mD,用與現(xiàn)場(chǎng)注入水礦化度相同的KCl鹽水飽和巖心,老化40 h待用;2)測(cè)量巖心的孔隙度和孔隙體積;3)在78 ℃下用KCl鹽水測(cè)出巖心原始滲透率(K1);4)在78 ℃下用現(xiàn)場(chǎng)注入水驅(qū)替至100 PV左右,中途多次記錄驅(qū)替不同PV時(shí)的壓力和最終滲透率K2,關(guān)井24 h; 5)擠入1.5 PV有機(jī)解堵液,關(guān)井4 h,再擠入1.5 PV無(wú)機(jī)解堵液,關(guān)井5 h;6)再在78 ℃下用KCl鹽水驅(qū)替,中途多次記錄驅(qū)替不同PV時(shí)的壓力,測(cè)出巖心滲透率(K3),計(jì)算巖心堵塞率和恢復(fù)率。

圖3 兩塊巖心污染時(shí)和解堵后驅(qū)替不同PV時(shí)滲透率變化曲線(xiàn)

從圖3可以看出,儲(chǔ)層巖心經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)注入水污染時(shí),隨著驅(qū)替PV的增加滲透率明顯減小,堵塞率達(dá)到69%~79%,嚴(yán)重堵塞;而經(jīng)解堵液作用后,隨著驅(qū)替PV的增加滲透率很快增大,這說(shuō)明解堵液在已經(jīng)堵塞的巖心中起到了解除堵塞的作用,具有明顯的解堵效果,巖心滲透率恢復(fù)率均大于100%,對(duì)儲(chǔ)層具有一定的改造作用。

4 南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵增注液體系現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

隨后,南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵增注液體系在其中一口井中進(jìn)行了應(yīng)用,設(shè)計(jì)解堵半徑1.2 m,有機(jī)解堵液浸泡4 h,再擠入無(wú)機(jī)解堵液浸泡5 h,取得了明顯的降壓、增注效果。從解堵施工過(guò)程監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)變化情況可知,在同樣排量下,泵注有機(jī)解堵液和無(wú)機(jī)解堵液及頂替液后期,壓力均明顯下降,說(shuō)明解堵液接觸致之處明顯發(fā)揮解堵作用,增大了滲透性。

圖4 現(xiàn)場(chǎng)施工井解堵前后吸水指示曲線(xiàn)

從圖4可以看出,解堵后吸水指示曲線(xiàn)明顯右移,視吸水指數(shù)也明顯增大,增幅達(dá)到27%以上,說(shuō)明同等注水壓力情況下,注水量明顯增大。在同等注水壓力條件(6.5 MPa)下,解堵后注水量從原始注入量1 700 m3/d提高到1 868 m3/d,恢復(fù)率高達(dá)109.88%,具有較好的解堵增注效果。

5 結(jié) 論

a.根據(jù)南海W油田轉(zhuǎn)注井堵塞原因和堵塞形式,提出了先有機(jī)解堵,再無(wú)機(jī)解堵“段塞解堵”的解堵增注思路,有機(jī)解堵液作為前置液,解除前端篩網(wǎng)油垢、有機(jī)堵塞,釋放注入通道,無(wú)機(jī)解堵液作為后置液,解除深部無(wú)機(jī)堵塞,改造儲(chǔ)層。

b.對(duì)研制的解堵增注液體性能進(jìn)行了系統(tǒng)評(píng)價(jià),該體系對(duì)無(wú)機(jī)堵塞物和有機(jī)堵塞物均具有較好的溶解性;腐蝕性小,在78 ℃×24 h對(duì)油管鋼的腐蝕速度為0.902 6 g/(m2·h),配伍性好;具有較好的鐵離子穩(wěn)定能力和降壓助排性;無(wú)酸敏性,綜合解堵能力強(qiáng),解堵后巖心滲透率恢復(fù)值均大于100%。

c.現(xiàn)場(chǎng)解堵施工也表現(xiàn)出明顯的降壓增注性,視吸水指數(shù)增幅達(dá)27%以上;在同等注水壓力條件(6.5 MPa)下,解堵后注水量從原始注入量1 700 m3/d提高到1 868 m3/d,恢復(fù)率高達(dá)109.88 %,具有較好的解堵增注效果。

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