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延长油田M井区长6储层注入药剂试验与评价

2015-10-27张永飞闫钰琦仝敏波

石油化工应用 2015年6期
关键词:缓蚀剂溶解氧结垢

张永飞,闫钰琦,仝敏波

(1.西安石油大学石油工程学院,陕西西安710065;2.延长油田股份有限公司勘探开发技术

研究中心,陕西延安716000;3.延长油田股份有限公司定边采油厂,陕西定边718600;4.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075)

延长油田M井区长6储层注入药剂试验与评价

张永飞1,2,闫钰琦3,仝敏波4

(1.西安石油大学石油工程学院,陕西西安710065;2.延长油田股份有限公司勘探开发技术

研究中心,陕西延安716000;3.延长油田股份有限公司定边采油厂,陕西定边718600;4.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075)

本论文对延长油田M井区长6储层注入水水质、配伍性、注入水水处理剂、水处理工艺流程等各个方面做了深入分析与研究,根据长6段储层物性特征,分析了水中细菌、溶解氧、硫化物含量等损害储层因素,系统评价了各水处理剂指标、性能。最终,结合井区实际注水工作流程,评选合适的杀菌防腐防垢药剂,提出该区块合理加药工作制度。

储层;注水;药剂;工艺

延长油田M井区长6段属于低渗储层,岩石的储渗空间主要是孔隙、溶洞与裂缝。根据该区岩心分析资料统计,储层的孔隙度范围为2.11%~4.36%;渗透率范围为0.013×10-3μm2~7.53×10-3μm2。M井区长6段储层储集空间以空隙为主,其主要以粒间溶孔、残余粒间孔、粒内溶孔等形式存在,储层属小孔-微细喉组合。因此,在注水过程中需要充分认识储层特征,分析注入水水质。注入水水质不合格主要表现为:(1)注入水与储层流体不配伍,容易产生结垢现象;(2)注入水与储层岩石不配伍,造成储层水敏、机杂堵塞等。在注水过程中,由于不合适的工作制度以及加药方式,使注水过程中的储层伤害更加严重。

1 注入水性质分析

1.1注入水水源性质分析

在延长油田该区块现场测定了1号站和2号站两个注水站水质特性,配水间水样为经过处理后的水样,测试结果(见表1)。

从实验结果可以看出:1号站注入水中溶解氧、总铁含量未达到油田标准要求;2号站溶解氧、二价铁、总铁含量等各项指标均能达到标准。综合分析:两注水站水质不达标的主要原因是细菌含量超标,同时随着水处理流程进入后期,细菌增长较快,表明杀菌剂未起到作用,导致细菌大量繁殖。

1.2离子含量结垢趋势预测分析

室内测定现场取回的注水水样中的各离子含量、矿化度、pH值等基本性能(见表2)。

在室内开展了注入水与地层水配伍性试验,并利用结垢趋势预测软件分析,注入水水样与X1井采出水及地层水水样结垢趋势试验结果(见图1,图2)。

图1 注入水与X1井碳酸钙结垢趋势预测

图2 注入水与地层采出水结垢趋势预测

注水水型为NaHCO3型,油井产出水水型为CaCl2,从实验结果看出,在地层温度下注入水与地层水混合后会有一定量的CaCO3结垢趋势,随着注入水所占比例增加,结垢量增加,当注入量达到80%~90%时,结垢量达到了500 mg/L~700 mg/L。表明:注入水与地层水不配伍,两种水体混合后,属于强结垢型水质。

表1 1号站和2号站水质分析

表2 现场取回的注水水样中的各离子含量、矿化度、pH值等基本性能

1.3注入水现场挂片试验分析

分别在1号站、2号站净水罐中挂钢片,测定注入水对N80钢片的腐蚀情况,挂片持续时间为13 d,试验结果(见表3)。

表3 注入水现场挂片分析

从现场腐蚀挂片试验结果可以看出:1号清水罐注入水对钢片腐蚀速率较大,超过了水质标准要求。2号清水罐注入水对钢片腐蚀速率相对较好,只有罐体上部腐蚀速率超过了标准值。

2 注入水水处理剂研究

2.1杀菌剂评价

M井区注入水为清水,清水中溶解氧含量较高,铁细菌(FB)是好氧菌,两个注水站中FB含量较高,选择对FB杀菌效果较好的杀菌剂。参照标准SY/T5890-93《杀菌剂性能评价方法》、SY/T5329-93《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》,采用绝迹稀释法,用两个注水站的注入水开展了杀菌剂评选试验。

在现场取加杀菌剂前的注入水水样进行了杀菌剂评选,选择了5种杀菌剂进行了试验,并与注水站目前所用的杀菌剂杀菌效果进行了对比。试验方法为:采用绝迹稀释法,细菌培养温度(30±5℃),TGB、FB、SRB在7 d后读数。通过比较空白样及加入杀菌剂细菌含量,计算各种杀菌剂杀菌率。

采用2号沉降罐水样,室内做杀菌剂试验,结果(见表4)。

由表4中试验结果可知,注水站目前所用杀菌剂杀菌效果较差,特别是对TGB和SRB没有杀菌效果。杀菌剂较好的为S412、W07、XJ-2010,对单种菌体具有较高的杀菌剂。现用的杀菌剂难以满足现场杀菌要求,细菌增长速度极快。建议采用S412、W07、XJ-2010三种杀菌剂进行交替使用,并采用连续加药方式进行。

表4 室内杀菌试验

2.2缓蚀剂评价

由于注入水细菌、溶解氧等含量较高,造成注水对钢片腐蚀性高,容易造成注水管线腐蚀。分别采用两个注水站不同处理点的水样,参照SY/T5273-2000《油田采用缓蚀剂性能评价方法》开展了缓蚀剂的评选。试验结果(见表5)。

表5 缓蚀剂评价试验结果

结果表明:9806与WHS缓蚀效果较好,这两种缓蚀剂为咪唑啉类,咪唑啉衍生物分子结构中具有含氮环烷烃的极性基团和脂烷链的非极性基团,极性基团吸附在金属表面上,改变金属表面的电荷状态,而非金属基团由金属表面向水中排列,形成疏水膜,组织腐蚀介质与金属表面接触,达到抑制腐蚀的目的。

2.3阻垢剂评选

注入水和地层水不配伍,有碳酸钙结垢趋势。先按照标准SY/T5673-93《油田用防垢剂性能评定方法》进行抑制碳酸垢试验(见表6)。

表6 阻垢剂评选

表6 阻垢剂评选(续表)

从表6可见:WCSI WCH QSY-1三种阻垢剂的效果很好,阻垢率基本达到90%以上。

2.4除氧剂评价

该区块注入水为清水,溶解氧含量较高是造成注入水腐蚀性强及铁细菌含量较高的主要原因,因此,按照标准SY/T5889-93《除氧剂性能评价方法》开张了除氧剂的评选。

脱氧率按如下公式计算:

式中:x-脱氧率,%;c0-未加除氧剂时水溶液中溶解氧浓度;c-加除氧剂后水样中剩余溶解氧浓度。

表7 除氧剂评价

表7 除氧剂评价(续表)

3 药剂评价与优化建议

根据室M井区长6段储层注水分析与评价,优选了杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂、除氧剂等水处理及注入药剂,优化了注水工艺。通过优化后的注水工艺建议如下:

(1)更换注水站现用杀菌剂,选择试验中杀菌效果较好的W-07和XJ-2010杀菌剂。鉴于细菌含量随着注水流程增加较快,为保证注入水地层中水质,选择在水处理流程后端及吸水泵前采用连续加药方式进行加药。为防止细菌产生耐药性,将两种杀菌剂交替使用,每5~6个月换一次,杀菌剂的使用浓度为100 mg/L。

(2)注入水采用地表河水,水中溶解氧含量较高,同时注入水pH值偏酸性,应在水处理流程前端加入液碱和除氧剂,除氧剂使用浓度为100 mg/L。

(3)注入水与地层水水型不一致,容易结垢,因此在注水流程中加入缓蚀剂、阻垢剂,防止注入水进入油层结垢及注入水对管线腐蚀。

4 结论

(1)该区块注水站注入水为地表清水,溶解氧、铁细菌含量超标。注入水偏酸性,具有一定腐蚀作用,注入水为NaHCO3型,产出水型为CaCl2,两种水型不一致,混合后有碳酸钙少量结构趋势,进入地层可能引起结垢堵塞。

(2)通过试验筛选出了性能优良的水处理药剂,其中评选出杀菌剂S412和XJ-2010杀菌剂大于91.9%,缓蚀剂9806和WHS-1的缓蚀率大于61.36%,阻垢剂WCSI/WCHQSY-1的阻垢率基本达到90%以上,除氧剂XH-2的除氧效果较好。

(3)优化了原注水工艺流程,增加了液碱水处理剂调节注入水pH值,同时优化了各处理药剂加药方式及加药点。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.028

TE357.61

A

1673-5285(2015)06-0102-05

2015-03-04

2015-05-18

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