張永飛,閆鈺琦,仝敏波
(1.西安石油大學石油工程學院,陜西西安710065;2.延長油田股份有限公司勘探開發技術
研究中心,陜西延安716000;3.延長油田股份有限公司定邊采油廠,陜西定邊718600;4.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院,陜西西安710075)
延長油田M井區長6儲層注入藥劑試驗與評價
張永飛1,2,閆鈺琦3,仝敏波4
(1.西安石油大學石油工程學院,陜西西安710065;2.延長油田股份有限公司勘探開發技術
研究中心,陜西延安716000;3.延長油田股份有限公司定邊采油廠,陜西定邊718600;4.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院,陜西西安710075)
本論文對延長油田M井區長6儲層注入水水質、配伍性、注入水水處理劑、水處理工藝流程等各個方面做了深入分析與研究,根據長6段儲層物性特征,分析了水中細菌、溶解氧、硫化物含量等損害儲層因素,系統評價了各水處理劑指標、性能。最終,結合井區實際注水工作流程,評選合適的殺菌防腐防垢藥劑,提出該區塊合理加藥工作制度。
儲層;注水;藥劑;工藝
延長油田M井區長6段屬于低滲儲層,巖石的儲滲空間主要是孔隙、溶洞與裂縫。根據該區巖心分析資料統計,儲層的孔隙度范圍為2.11%~4.36%;滲透率范圍為0.013×10-3μm2~7.53×10-3μm2。M井區長6段儲層儲集空間以空隙為主,其主要以粒間溶孔、殘余粒間孔、粒內溶孔等形式存在,儲層屬小孔-微細喉組合。因此,在注水過程中需要充分認識儲層特征,分析注入水水質。注入水水質不合格主要表現為:(1)注入水與儲層流體不配伍,容易產生結垢現象;(2)注入水與儲層巖石不配伍,造成儲層水敏、機雜堵塞等。在注水過程中,由于不合適的工作制度以及加藥方式,使注水過程中的儲層傷害更加嚴重。
1.1注入水水源性質分析
在延長油田該區塊現場測定了1號站和2號站兩個注水站水質特性,配水間水樣為經過處理后的水樣,測試結果(見表1)。
從實驗結果可以看出:1號站注入水中溶解氧、總鐵含量未達到油田標準要求;2號站溶解氧、二價鐵、總鐵含量等各項指標均能達到標準。綜合分析:兩注水站水質不達標的主要原因是細菌含量超標,同時隨著水處理流程進入后期,細菌增長較快,表明殺菌劑未起到作用,導致細菌大量繁殖。
1.2離子含量結垢趨勢預測分析
室內測定現場取回的注水水樣中的各離子含量、礦化度、pH值等基本性能(見表2)。
在室內開展了注入水與地層水配伍性試驗,并利用結垢趨勢預測軟件分析,注入水水樣與X1井采出水及地層水水樣結垢趨勢試驗結果(見圖1,圖2)。

圖1 注入水與X1井碳酸鈣結垢趨勢預測

圖2 注入水與地層采出水結垢趨勢預測
注水水型為NaHCO3型,油井產出水水型為CaCl2,從實驗結果看出,在地層溫度下注入水與地層水混合后會有一定量的CaCO3結垢趨勢,隨著注入水所占比例增加,結垢量增加,當注入量達到80%~90%時,結垢量達到了500 mg/L~700 mg/L。表明:注入水與地層水不配伍,兩種水體混合后,屬于強結垢型水質。

表1 1號站和2號站水質分析

表2 現場取回的注水水樣中的各離子含量、礦化度、pH值等基本性能
1.3注入水現場掛片試驗分析
分別在1號站、2號站凈水罐中掛鋼片,測定注入水對N80鋼片的腐蝕情況,掛片持續時間為13 d,試驗結果(見表3)。

表3 注入水現場掛片分析
從現場腐蝕掛片試驗結果可以看出:1號清水罐注入水對鋼片腐蝕速率較大,超過了水質標準要求。2號清水罐注入水對鋼片腐蝕速率相對較好,只有罐體上部腐蝕速率超過了標準值。
2.1殺菌劑評價
M井區注入水為清水,清水中溶解氧含量較高,鐵細菌(FB)是好氧菌,兩個注水站中FB含量較高,選擇對FB殺菌效果較好的殺菌劑。參照標準SY/T5890-93《殺菌劑性能評價方法》、SY/T5329-93《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》,采用絕跡稀釋法,用兩個注水站的注入水開展了殺菌劑評選試驗。
在現場取加殺菌劑前的注入水水樣進行了殺菌劑評選,選擇了5種殺菌劑進行了試驗,并與注水站目前所用的殺菌劑殺菌效果進行了對比。試驗方法為:采用絕跡稀釋法,細菌培養溫度(30±5℃),TGB、FB、SRB在7 d后讀數。通過比較空白樣及加入殺菌劑細菌含量,計算各種殺菌劑殺菌率。
采用2號沉降罐水樣,室內做殺菌劑試驗,結果(見表4)。
由表4中試驗結果可知,注水站目前所用殺菌劑殺菌效果較差,特別是對TGB和SRB沒有殺菌效果。殺菌劑較好的為S412、W07、XJ-2010,對單種菌體具有較高的殺菌劑。現用的殺菌劑難以滿足現場殺菌要求,細菌增長速度極快。建議采用S412、W07、XJ-2010三種殺菌劑進行交替使用,并采用連續加藥方式進行。

表4 室內殺菌試驗
2.2緩蝕劑評價
由于注入水細菌、溶解氧等含量較高,造成注水對鋼片腐蝕性高,容易造成注水管線腐蝕。分別采用兩個注水站不同處理點的水樣,參照SY/T5273-2000《油田采用緩蝕劑性能評價方法》開展了緩蝕劑的評選。試驗結果(見表5)。

表5 緩蝕劑評價試驗結果
結果表明:9806與WHS緩蝕效果較好,這兩種緩蝕劑為咪唑啉類,咪唑啉衍生物分子結構中具有含氮環烷烴的極性基團和脂烷鏈的非極性基團,極性基團吸附在金屬表面上,改變金屬表面的電荷狀態,而非金屬基團由金屬表面向水中排列,形成疏水膜,組織腐蝕介質與金屬表面接觸,達到抑制腐蝕的目的。
2.3阻垢劑評選
注入水和地層水不配伍,有碳酸鈣結垢趨勢。先按照標準SY/T5673-93《油田用防垢劑性能評定方法》進行抑制碳酸垢試驗(見表6)。

表6 阻垢劑評選

表6 阻垢劑評選(續表)
從表6可見:WCSI WCH QSY-1三種阻垢劑的效果很好,阻垢率基本達到90%以上。
2.4除氧劑評價
該區塊注入水為清水,溶解氧含量較高是造成注入水腐蝕性強及鐵細菌含量較高的主要原因,因此,按照標準SY/T5889-93《除氧劑性能評價方法》開張了除氧劑的評選。
脫氧率按如下公式計算:

式中:x-脫氧率,%;c0-未加除氧劑時水溶液中溶解氧濃度;c-加除氧劑后水樣中剩余溶解氧濃度。

表7 除氧劑評價

表7 除氧劑評價(續表)
根據室M井區長6段儲層注水分析與評價,優選了殺菌劑、緩蝕劑、阻垢劑、除氧劑等水處理及注入藥劑,優化了注水工藝。通過優化后的注水工藝建議如下:
(1)更換注水站現用殺菌劑,選擇試驗中殺菌效果較好的W-07和XJ-2010殺菌劑。鑒于細菌含量隨著注水流程增加較快,為保證注入水地層中水質,選擇在水處理流程后端及吸水泵前采用連續加藥方式進行加藥。為防止細菌產生耐藥性,將兩種殺菌劑交替使用,每5~6個月換一次,殺菌劑的使用濃度為100 mg/L。
(2)注入水采用地表河水,水中溶解氧含量較高,同時注入水pH值偏酸性,應在水處理流程前端加入液堿和除氧劑,除氧劑使用濃度為100 mg/L。
(3)注入水與地層水水型不一致,容易結垢,因此在注水流程中加入緩蝕劑、阻垢劑,防止注入水進入油層結垢及注入水對管線腐蝕。
(1)該區塊注水站注入水為地表清水,溶解氧、鐵細菌含量超標。注入水偏酸性,具有一定腐蝕作用,注入水為NaHCO3型,產出水型為CaCl2,兩種水型不一致,混合后有碳酸鈣少量結構趨勢,進入地層可能引起結垢堵塞。
(2)通過試驗篩選出了性能優良的水處理藥劑,其中評選出殺菌劑S412和XJ-2010殺菌劑大于91.9%,緩蝕劑9806和WHS-1的緩蝕率大于61.36%,阻垢劑WCSI/WCHQSY-1的阻垢率基本達到90%以上,除氧劑XH-2的除氧效果較好。
(3)優化了原注水工藝流程,增加了液堿水處理劑調節注入水pH值,同時優化了各處理藥劑加藥方式及加藥點。
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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