注聚区油井防砂层堵塞原因与解堵措施

刘 东,李 丽,周承诗,宋金波,李 琢,王丛丛

(1.中国石油大学化学化工学院,山东东营 257061;2.胜利油田采油工艺研究院,山东东营 257000)

注聚区油井防砂层堵塞原因与解堵措施

刘 东1,李 丽1,周承诗2,宋金波2,李 琢1,王丛丛1

(1.中国石油大学化学化工学院,山东东营 257061;2.胜利油田采油工艺研究院,山东东营 257000)

针对胜利油田注聚合物区块油井防砂层的堵塞问题,通过 X射线衍射、显微观察、激光粒度和氧化铝色谱等分析手段,对注聚区油井防砂层注聚前后砂样的形态和表面物种组成进行分析;分析聚丙烯酰胺 (PAM)的降解机制,并进行解堵剂的优选。结果表明:造成防砂层堵塞的主要原因是聚丙烯酰胺在砂粒表面的聚集、吸附作用,此外还有地层中矿物质微粒的运移,以及聚合物、原油组分与地层微粒在防砂层共同的作用;优选出的 AY-1型和 AY-2型 2种解堵剂对聚合物的降解效果良好。

防砂层;堵塞;聚丙烯酰胺;解堵

采油工艺中,水驱和聚合物驱是两种常用的开发手段[1-3]。目前,聚合物驱已成为胜利油田稳产的重要支柱技术[4-6],但科研人员很少研究注聚区油井的堵塞机理及其对防砂的影响和解堵方法等。普通的水力压裂和化学解堵措施存在注入量低、有效期短的问题[7-11]。笔者通过室内实验和评价,优选效果较好的解堵剂,以延长解堵有效期、减缓注聚井的层间矛盾。

1 实 验

1.1 实验方法

对注聚区油井采出水进行紫外 -可见光谱分析和等离子发射分析,确定采出水中的有机和无机成分,然后对注聚区砂样分别进行激光粒度、X射线衍射(XRD)和显微照片分析,并对砂粒表面吸附物进行族组分分析。随后,在模拟地层条件下,考察所研制解堵剂对聚合物溶液及其凝胶的最佳降解条件。

1.2 实验仪器和试剂

实验仪器有紫外 -可见分光光度计 (SP-8001PC)、等离子体发射光谱仪 (BBT5-700-ES)、激光粒度分析仪 (Coulter LS230)、光学显微镜 (BH -2)、色谱 -质谱仪(GC-17A/QP-500)、XRD分析仪(D/MAX-γA型)、毛细管黏度计、真空干燥箱(ZK-82A)和电子分析天平(AL204)。

实验试剂为 PAM母液 (质量分数为 5.50× 10-3)、PAM凝胶 (相对分子质量为 1500万)、甲苯(AR)、石油醚 (AR)、氧化铝 (层析用)、H2O2(AR)和蒸馏水。

2 实验结果分析

2.1 注聚区采出水

(1)注聚区采出水的紫外 -可见光谱分析。将GD6-29-2475井口含油水样过滤得到的采出水,进行紫外吸收表征,考察了π-π＊,n-π＊跃迁的吸收状况,结果见图 1。由图 1可以看出,采出水溶液在 204 nm处有强的吸收峰,为 PAMn-π＊跃迁的吸收带,证明采出水中含有一定的 PAM。将采出水溶液用蒸馏水稀释 1倍,吸收谱带稍有位移至198 nm,其强度约减小为原来的 1/2。采出水的紫外 -可见吸收光谱中,没有发现明显的其他有机基团的π-π＊和 n-π＊跃迁的吸收峰。因此,不存在有机物酚、醛与 PAM发生交联产生凝胶而堵塞地层的可能性。

图 1 GD6-29-2475井采出水紫外光谱图Fig.1 Results of produced water ultraviolet spectral analysis i n GD6-29-2475 well

(2)注聚区采出水的等离子体发射光谱 (ICP)分析。对 GD6-29-2475采出水进行 ICP分析,水样中所含的离子为 Ca2+,K++Na+,Mg2+,Ba2+, Sr2+,Fe3+,Cr3+,Al3+,PO43-,HCO3-,SO42-,对应的离子质量浓度分别为 159.53,3 006.64,25.49, 6.86,4.02,2.51,0.14,0.76,2.50,392.56,7.83 mg/L。

由此可看出:水样中 Fe3+质量浓度大于 1.0 mg/L,接近引起聚合物絮凝的质量浓度范围,有可能引起聚合物絮凝,形成聚合物胶团在防砂层滞留而堵塞防砂层;Ca2+质量浓度小于 200 mg/L,Mg2+质量浓度小于 100 mg/L,采出水中的 Ca2+和Mg2+不会引起聚合物的絮凝;采出水中的 HCO3-质量浓度较高;硫主要以 SO42-的形式存在,在一定条件下可能与地层中的 Ca2+,Mg2+,Ba2+,Sr2+形成无机盐沉淀,作为聚合物及有机物的胶核,导致聚合物絮凝或有机物沉积,从而造成防砂层堵塞。

2.2 注聚井砂样的激光粒度分析

图 2,3分别为注聚井填充砂和返排沉降砂 (返排油水混合物进行分离并对水中悬浮分散的砂粒进行沉降)的激光粒度分布。从图 2可以看出,填充砂的粒度在 400～1100μm,平均粒径约 700μm,呈正态分布。从图 2和图 3的对比分析中可以发现,返排沉降砂中细砂所占比例上升,小于 400μm的颗粒约占反排砂总体积的 10%。由于填充砂不可能在防砂管被粉碎,因此初步分析推断地层中的细砂在 PAM的表面作用以及 PAM和原油的共同携带作用下,随原油、水以及 PAM一起运移到防砂层,并在防砂层中填充砂之间的缝隙里沉积,从而引起防砂层的堵塞。

图 2 注聚井填充砂的激光粒度图Fig 2 Results of backi ng sand laser particle analysis in polymer injection well

图 3 注聚井返排沉降砂的激光粒度图Fig 3 Results of flowback subside sand laser particle analysis i n polymer injection well

2.3 注聚井砂样的 XRD分析

图 4,5分别为注聚井填充砂和返排砂的 XRD谱图。注聚井填充砂和返排砂的物料组成见表 1。对比填充砂和返排砂的组成可以看出,返排砂多出了方解石、铁白云石和黏土成分,且多出组分中黏土含量最大,方解石次之,铁白云石最小。说明注聚合物驱的过程中,地层中存在地层微粒由地层向井筒运移的现象。微粒的运移量与地层矿物质对PAM的吸附特性有关,微粒可以作为聚合物絮凝的胶核被包裹和缠绕,随地层流体被拖曳到近井地带和防砂层,从而形成堵塞。

图4 注聚井填充砂的 XRD谱图Fig.4 Results of backing sand XRD analysis in polymer i njection well

图5 注聚井返排砂的 XRD谱图Fig.5 Results of flowback sand XRD analysis in polymer i njection well

图 6 注聚井填充砂、返排砂、返排沉降砂表面的显微照片Fig.6 M icroscope photos of surface of backing sand,flowback sand and flowbacksubside sand

表 1 注聚井填充砂与返排砂的物料组成Table 1 Composition of backing sand and flowback sand in polymer i njection well %

2.4 注聚井砂样的显微分析

对注聚井填充砂、返排冲出砂(冲出成堆砂)、返排沉降砂(在油水混合物中自然沉降)在80℃真空干燥后,分别进行了放大 100倍和放大 400倍的显微观察,结果见图 6。由图 6(a)可以看出:注聚井填充砂原始砂粒表面光滑,无覆聚物;注聚井冲出砂砂粒表面有少量覆聚物黏附,这些覆聚物或呈胶冻状或成黑色块状黏附在砂粒的表面;注聚井返排沉降砂表面吸附了大量的胶冻状或块状大分子聚合物。

由图 6(b)可以看出,返排砂和返排沉降砂的表面都吸附了胶状物质,并且在冲砂过程中不易脱落。由于胶状物质的吸附使得颗粒之间的孔隙变小,易造成地层或防砂层堵塞。

2.5 注聚井砂样表面覆聚物组成分析

砂粒表面的覆聚物经氧化铝色谱柱进行族组分分离,分析结果表明,饱和分的质量分数为30.21%,芳香分占 17.32%,胶质占 9.87%,沥青质占 0.49%,柱残余的质量分数为 42.11%。砂粒表面吸附有 PAM,而分离的组分中却未检出 PAM。因此,推测 PAM可能由于其极性与溶剂的极性不相吻合而残留在色谱柱中。为此,进行了 PAM在氧化铝色谱柱中分离的空白实验,将 0.1 g纯的 PAM在相同条件下进行氧化铝色谱柱分离,采用分离饱和分、芳香分、胶质、沥青质的相同溶剂、相同条件,发现PAM由于具有较强的极性几乎完全滞留在氧化铝色谱柱中。因此,可以确定柱残余组分为 PAM。

从实验的分析结果可见,砂粒表面覆聚物 (吸附物)中含有大部分 PAM聚合物以及饱和烃和芳香烃,尤其是 PAM所占的比例很大,占吸附物总量的 42.1%。由此可以推断,注入聚合物溶液中的PAM在与砂粒的相互作用方面起着非常重要的作用,是引起防砂层堵塞的主要原因。

2.6 防砂层解堵剂效果评价

目前广泛采用的解堵剂中,过氧化氢对聚合物的降解效果最好,但由于其稳定性较差,在实际应用中易与地层环境中的弱还原剂(如亚铁离子、硫化氢等)发生反应而失活,从而达不到有效的氧化、降解聚合物及其衍生物的目的。如果遇到酸,还会发生强烈的分解反应迅速放出氧气,造成火灾或爆炸,质量分数超过10%的H2O2运输难度较大。为此,笔者优选和研制出AY-1,AY-2两种类型的解堵剂,在实验室模拟地层温度(58℃)条件下,对聚合物进行降解,将其降解效果与过氧化氢的降解效果进行了对比。

2.6.1 解堵剂浓度对聚合物溶液降解效果的影响

不同质量分数的解堵剂对 PAM溶液降黏率的影响见表2。由表 2看出:当解堵剂的质量分数为 5%时,AY-1与AY-2型解堵剂对 PAM溶液的降黏率几乎相同,均在 90%以上;当解堵剂浓度为 10%时, AY-1比AY-2型解堵剂对 PAM溶液的降解率要大一些,AY-1型解堵剂的降解率与过氧化氢的相近,且都与 5%时的降黏率没有明显差别,但此浓度下的AY-2型解堵剂降黏率较5%时明显下降。

从反应机制上分析,这是由于AY-1型解堵剂与引发剂的反应较平缓,活性组分缓慢释放而使PAM降解,而AY-2型解堵剂浓度较大时与引发剂的反应较剧烈,开始阶段单位时间内产生的活性组分量过大,来不及降解 PAM而损失,从而导致降解率下降。

表 2 解堵剂含量对 PAM溶液降黏率的影响Table 2 Effects of plug removing agent on viscosity reduction ratio of PAM

2.6.2 解堵剂浓度对聚合物凝胶降解效果的影响

由于在防砂层中造成堵塞的聚合物浓度较大,甚至是以胶连体的形式存在,为了更好地模拟地层中聚合物造成的堵塞,采用优选出的解堵剂来降解具有相同相对分子质量的聚合物凝胶。将约 1.5 g的聚合物凝胶 (相对分子质量为 1500万)分别用不同质量分数的各种解堵剂20 mL来溶解,置于58℃的恒温加热磁力搅拌器中,观察各自的溶解时间,结果见表3。

表 3 不同质量分数的解堵剂溶解聚合物凝胶的溶解时间Table 3 D issolving ti me of polymer gel with different water block remover mass fraction

由表 3可见:自行研制的 2种解堵剂均能在 4 h内将聚合物凝胶完全降解;AY-2型解堵剂对凝胶的降解效果稍优于AY-1型解堵剂,且其降解效果与过氧化氢基本接近。应当说明,由于条件限制,实验选用的凝胶相对分子质量为 1 500万,固体含量为25%,而在地层中实际造成堵塞的凝胶中 PAM相对分子质量约为 1 500万左右,而其固含量约为0.5%,所以本实验所采用的凝胶中 PAM含量远大于地层中 PAM的含量。由此可以推断,在大致相同的实验条件下,AY型解堵剂用于现场防砂层造成堵塞的聚合物的降解时间会更短,降解效果更加理想。

3 结 论

(1)通过对返排冲出砂和返排沉降砂表面形态和表面吸附物质组成的分析,确定了造成堵塞的主要物质是聚合物,此外还有少量的原油组分。

(2)地层中的矿物方解石、铁白云石和黏土颗粒,在含聚合物溶液的地层流体作用下运移到了防砂层,并在防砂层沉积造成堵塞。

(3)5%的AY-1和AY-2解堵剂对 5.500 g/ L的聚丙烯酰胺溶液的降黏率均可超过 90%,对相对分子质量为 1 500万的聚丙烯酰胺凝胶降解效果良好,明显优于过氧化氢对聚合物的降解效果。

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(编辑 刘为清)

Plugging mechan ism and plug removing of sand control area in polymer injection well

L IU Dong1,L ILi1,ZHOU Cheng-shi2,SONG Jin-bo2,L I Zhuo1,WANG Cong-cong1
(1.College of Chem istry and Chem ical Engineering in China University of Petroleum,Dongying257061,China; 2.O il Production Technology Institute in Shengli O ilfield,Dongying257000,China)

The plugging of the sand control area in the polymer injection wellswas investigated.The sand samplesmorphologic characteristics before and after polymer injecting and species component on the surface were analyzed by using XRD, microscopic observation,laserparticle,alumina chromatographical analysis.The mechanism of the polymer degradation was studied,and the plug removing agentwasoptimized.The results show that themain reason for the plugging of the sand control area was adsorption,gathering and bridging of PAM on the surface of the sand.Besides,the pluggingwas also resulted from the migration of the mineral fine particle and the adsorption of the crude oil.Two types of plug removing agent named AY-1 and AY-2 were prepared,and the polymer degradation effects ofAY-1 and AY-2 were good.

sand control area;plugging;PAM;plug removing

TE 258.3

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.02.016

1673-5005(2010)02-0078-05

2009-10-24

中国石油科技创新基金项目(2008D-5006-04-03)

刘东(1972-),男(汉族),山东广饶人,副教授,博士,研究方向为油田化学和石油与天然气化学及加工。