埕东泡沫复合驱HPAM溶液黏度影响因素及对策研究

王劲松,陈景军

(1.中国石化集团胜利石油管理局渤海钻井二公司,山东东营 257200; 2.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司河口采油厂,山东东营 257200)

埕东泡沫复合驱HPAM溶液黏度影响因素及对策研究

王劲松1,陈景军2

(1.中国石化集团胜利石油管理局渤海钻井二公司,山东东营 257200; 2.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司河口采油厂,山东东营 257200)

在油田现场复合体系的注入过程中,用回注污水配制的聚合物溶液黏度逐步下降至1～5 mPa·s,影响了现场试验效果。通过研究污水水质状况、腐蚀性、现场使用的各种化学剂以及泡沫驱体系引入的各因素对聚合物溶液黏度的影响,确定了聚合物黏度下降的主要因素,即污水中含有硫化氢(负二价硫)是造成井口注聚黏度低的主要原因。分析认为,负二价硫的来源主要是由于泡沫剂在硫酸盐还原菌的作用下转化产生的。根据聚合物黏度变化规律和降解机理,开展了聚合物黏度保留措施研究,并开展了聚合物降解抑制剂和氧化脱硫技术的现场试验。现场试验结果表明,配注聚合物溶液黏度可保持在15 mPa·s以上,增黏效果明显,对于注聚驱提高注入质量和效果具有指导意义。

泡沫复合驱;聚合物黏度;硫化物;氧化;泡沫剂

随着聚合物驱油技术的大规模应用,一方面,配制聚合物溶液所用的淡水资源日趋紧张,另一方面油田生产面临采出污水无害化处理的巨大压力,污水配制聚合物溶液已成为油田生产的必然选择。埕东泡沫复合驱先导试验现场注入一年后,聚合物溶液黏度降低至1～5 mPa·s(注入初期,现场井口的聚合物溶液浓度为1 800 mg/L时在70℃时的黏度在20 mPa·s以上),注入聚合物溶液黏度达不到配方体系的要求,严重影响了现场试验效果[1-2]。

泡沫复合驱不同于其它驱油体系,不仅受污水水质的影响,还有氮气中残余氧、泡沫剂、腐蚀产物等对聚合物的共同作用,使影响聚合物溶液黏度的因素更加复杂[3]。研究污水中的各种组分以及泡沫驱体系引入的各因素对注聚黏度的影响,寻找聚合物黏度变化规律和降解机理,提出保持聚合物黏度的对策,对于保证现场试验的成功及其它注聚驱提高注入效果具有重大意义。

1 聚合物溶液黏度影响因素分析

1.1 地面管材(腐蚀因素)

C27-G10井割开注入管线,管线规格Φ76 mm×8 mm,HT515内防腐,检查管线不腐蚀。对比后发现,防腐管线和C26-G9非防腐管线中的注入液黏度都很低,在3～3.5 mPa·s之间(表1),因此管线腐蚀不是注聚黏度的主要影响因素。

表1 地面管材对黏度的影响Tab.1 The variation of viscosity in pipeline

1.2 氮气

埕33-P2井投产时单注污水没有注入氮气。埕70-N1井氮气、污水交替注入。对两口井的黏度对比分析得到,埕33-P2注聚黏度1～4 mPa·s,埕70-N1井注聚黏度为1～5 mPa·s,两口井注聚黏度较低而且变化不大。因此,氮气不是影响注聚黏度的主要因素。

1.3 水处理剂

为了使水质达标,埕东站加入了多种水处理剂。为评价各种水处理药剂对泡沫驱注聚黏度的影响,取埕东东区污水和飞雁滩污水,模拟埕东水处理站加药程序,在污水中加入水处理药剂,进行了污水配聚黏度实验(表2)。实验数据表明污水加药前后的配聚黏度无明显变化,说明水处理剂对配聚黏度无影响,并发现东区、飞雁滩污水配聚黏度较高,目前配聚污水(西区污水)配聚黏度低。

1.4 污水水质的影响

为研究配聚污水对聚合物溶液黏度的影响,采用清水配制母液,分别用暴氧1 h后的清水、暴氧60min后的污水、密闭污水稀释到不同的浓度,用美国布氏公司生产的DV-III+黏度计在70℃、7.34 s-1条件下测试黏度。结果表明,密闭(尽可能保持污水原来状态)条件下取出的污水稀释聚合物母液,黏度较低,与现场井口样测试结果一致;用暴氧1 h后污水稀释聚合物母液,黏度有明显的改善;当污水暴氧达到1 h后再稀释聚合物母液,黏度与模拟水稀释母液黏度基本相当。说明污水中的还原性物质对聚合物溶液黏度有影响。

表2 埕东、飞雁滩污水配聚实验数据Tab.2 The data of viscosity prepared by oil sewage

为分析污水水质对聚合物溶液黏度的影响,对污水水质及离子含量进行了分析,分析数据见表3。由于飞雁滩污水配聚黏度较高,所以目前所用配聚污水与飞雁滩污水进行了对比分析。配聚污水各项离子含量相对较低(相对胜利油田其它注入水),总矿化度只有6 477 mg/L,污水中不含溶解氧,不会对聚合物黏度产生较大的影响;但是目前配聚污水中含有硫化物5.5 mg/L,硫化物等还原性物质可加剧氧对HPAM的氧化降解作用,造成黏度损失。

表3 污水水质分析数据Tab.3 Parameters of oil sewage

2 硫化物来源分析

2.1 硫化物产生的节点确定

为了确定硫化物的来源,对污水沿程各监测点的硫化物含量进行节点分析,结果见表4。由表4可以看出,大部分的硫化物是在联合站内及流程中生成的,并不全是油井产出的。埕东污水中出现负二价硫离子,还原性物质(负二价硫离子)超标是导致聚合物溶液黏度损失的主要水质因素。

表4 埕东联合站沿程节点含硫量变化统计Tab.4 The data of sulphur content on the strike in Chengdong

2.2 硫化物产生的来源

埕东东区来液不含泡沫剂,西区来液(15#阀组、18#阀组)含有泡沫剂。室内进行了泡沫剂对黏度的影响实验,结果见图1。从图1中的配聚黏度可以看出,18#站和埕东站出口含泡沫剂的污水配聚黏度明显偏低;埕东联合站的污水从进站到外输配聚黏度逐渐下降。

图1 埕东联合站内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

试验也说明了过程中有负二价硫离子生成。埕东污水中硫酸盐还原菌SRB含量达1 000个/ mL,SRB可以把高价硫元素还原成负二价硫离子。由于泡沫剂中含有大量的硫,因此,可以推断二价硫离子的来源主要是硫酸盐还原菌把泡沫剂中高价硫还原成负二价硫离子。

2009年2月19日,由于埕东联合站脱水困难,埕东西区泡沫驱停含泡沫油井7口,同时对H2S含量进行监测。2月19日至2月23日,H2S含量检测值依次为5、3.5、3.5、2.5、1.5 mg/L。说明H2S来源与泡沫驱油井产出泡沫剂密切相关,综上所述,二价硫离子的来源主要是硫酸盐还原菌把泡沫剂中高价硫元素还原成负二价硫离子。

3 聚合物黏度降解抑制对策及现场试验

根据上述研究和分析,针对现场污水状况,对策主要有2个:一是在污水与聚合物母液接触之前添加氧化类化学剂消除或最大程度减小污水中还原性物质对聚合物溶液的降黏影响;二是在聚合物母液与污水接触时,通过添加聚合物降解抑制剂抑制自由基的生成,终止聚合物分子降解过程,从而解决聚合物母液与污水混合后黏度大幅度下降的问题。

3.1 增黏剂作用原理及现场试验

为解决现场注聚黏度降低的问题[4],室内研制了聚合物降解抑制剂JJ Y-1。聚合物降解抑制剂作用机理主要是保护聚丙烯酰胺的酰基,抑制自由基的生成,终止聚合物分子降解过程。

三采队于2007年11月7日开始实施添加JJ Y-1剂的增黏试验,加药浓度分别为40、60、80、100 mg/L。从现场试验看,JJ Y-1浓度大于60 mg/L时,平均注聚黏度增幅大于12 mPa·s (图2)。从图2曲线分析可看出,JJ Y-1剂浓度为60～80 mg/L时,增黏效果最好。随着JJ Y-1剂浓度的下降,注聚黏度下降且下降速度更快。

图2 JJ Y-1剂浓度与注入黏度的关系Fig.2 The variation of viscosity of different JJ Y-1 content

3.2 氧化脱硫的原理及现场试验

为了验证污水中还原性物质(负二价硫离子)超标是导致聚合物溶液黏度损失的主要因素,试验采用了氧化剂ClO2进行氧化脱硫。ClO2是无机硫化物及有机硫化物的选择性氧化剂,且能在很宽的pH范围中将硫化物、硫化氢迅速地氧化为易溶于水的硫酸盐[5]。低价硫与ClO2的氧化反应式为:5FeS+ 9ClO2+2H2O→5Fe3++5SO42-+9Cl+4H+。试验在三采队进行,加药浓度分别为7、10、12 mg/ L。加药后配聚污水水质SRB含量、硫化氢含量皆为0,井口聚合物黏度达15 mPa·s。

4 结论与认识

(1)回注污水中含有负二价硫是造成井口注聚黏度低的主要原因。

(2)通过室内试验和现场研究,确定了二价硫的来源,主要是由于泡沫剂在硫酸盐还原菌的作用下转化产生的。

(3)现场试验结果表明,研制的聚合物降解抑制剂和进行氧化脱硫可有效提高井口注聚黏度。

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[3]王其伟,郑经堂,杨军,等.泡沫复合驱聚合物溶液黏度损失原因分析[J].油田化学,2008,25(1):51-54.

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[5]孙晓然,肖国良,杨民.水处理用二氧化氯制备新工艺的研究[J].工业水处理,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

中国石化重大先导试验项目“埕东油田西区泡沫复合驱先导试验”(编号:P03004)部分内容。

2010-03-15;改回日期:2010-05-17

王劲松,1966年生,工程师,1988年毕业于重庆石油学校油田应用化学专业,2004年毕业于石油大学石油工程专业,现任胜利石油管理局渤海钻井二公司技术管理部副主任。E-mail:z2wjs@slof.com。