提高弱堿三元復(fù)合驅(qū)注入體系質(zhì)量的方法研究

王義軍

中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠 （黑龍江 大慶 163111）

提高弱堿三元復(fù)合驅(qū)注入體系質(zhì)量的方法研究

王義軍

中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠 （黑龍江 大慶 163111）

三元復(fù)合體系即堿、表面活性劑、聚合物(簡稱ASP)的研究于20世紀(jì)80年代初興起。2014年薩中油田西區(qū)弱堿三元復(fù)合驅(qū)投入應(yīng)用，在注入過程中，設(shè)備、儀表、管道和地層都有堿垢形成，增大了體系黏損，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。對大慶油田南部、中部和北部進(jìn)行了5個區(qū)塊試驗(yàn)，結(jié)果表明，三元復(fù)合驅(qū)比水驅(qū)提高采收率20%以上。指出，在不同注入階段開展注入沿程黏損分析治理，分節(jié)點(diǎn)采取控制措施，保證了注入體系合格率，有效提高了注入體系質(zhì)量。

三元復(fù)合驅(qū)；弱堿；黏損；質(zhì)量；合格率

1 西區(qū)弱堿三元復(fù)合驅(qū)基本情況

西區(qū)弱堿三元復(fù)合驅(qū)分為西區(qū)過渡帶薩葡二類油層上返和西區(qū)純油區(qū)薩葡二類油層下返兩個區(qū)塊。2014年7月8日投注三元，共有油水井526口，其中注入井237口、采油井289口、注入站6座。注入站采用“低壓二元、高壓二元”多泵多井注入工藝。投產(chǎn)初期，由于管理經(jīng)驗(yàn)不足，注入體系質(zhì)量嚴(yán)重不達(dá)標(biāo)，聚合物濃度合格率78.5%、表活劑合格率78.3%、工藝堿合格率75.5%、黏損合格率45.7%，注入體系質(zhì)量合格率僅為75.8%，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。為此，通過大量的試驗(yàn)探索，研究治理措施，促進(jìn)了注入體系質(zhì)量的提升，確保了開發(fā)效果。

2 前置段塞階段的黏損節(jié)點(diǎn)治理

2.1 前置段塞初期黏損情況

投產(chǎn)初期，配制站采用污水配制，礦化度為5 930.16mg/L，注入站采用深度曝氧水稀釋，礦化度5 960.82mg/L。井口濃度、黏度與地質(zhì)方案設(shè)計(jì)對比偏低,濃度符合率、黏損達(dá)標(biāo)率相對較低。1 200萬相對分子質(zhì)量聚合物溶液濃度符合率15.2%，黏度合格率6.1%；2 500萬相對分子質(zhì)量聚合物溶液濃度符合率20.0%，黏度合格率7.4%。

2.2 黏損狀況節(jié)點(diǎn)調(diào)查分析

按照工藝流程走向，分節(jié)點(diǎn)開展黏損狀況調(diào)查，分別在配置站出口、注入站入口、注聚泵后、靜態(tài)混合器后、井口，取樣化驗(yàn)。結(jié)果顯示：1 200萬相對分子質(zhì)量母液管線黏損24%，2 500萬相對分子質(zhì)量母液管線黏損為18%。1 200萬相對分子質(zhì)量母液的泵后黏損7.5%，2 500萬相對分子質(zhì)量母液的泵后黏損8.1%。1 200萬相對分子質(zhì)量母液的單井管線黏損為15.3%，2 500萬相對分子質(zhì)量母液的單井管線黏損為20.4%，由此可見污水配制，母液管線、注聚泵后、單井管線的黏損較大。

通過對配注系統(tǒng)全程各節(jié)點(diǎn)黏損狀況的調(diào)查（圖1），認(rèn)為污水配制污稀釋工藝的聚合物母液和注入溶液抗機(jī)械剪切、化學(xué)降解能力較弱，全程各節(jié)點(diǎn)黏度損失較大。于是從源頭開始對各節(jié)點(diǎn)進(jìn)行調(diào)整治理[1]。

2.2.1 母液管線黏損治理

針對注聚初期母液管線黏損較大的狀況，由污水改為清水配制聚合物母液，并對母液管線掃線沖洗。通過對兩種分子量7條母液管線沖洗后的黏損監(jiān)測，管線黏損、注聚泵黏損大幅度下降。其中西過1號注入站沖洗后，母液黏度從配制站48.3mPa·s，到注入站47.5mPa·s，黏損僅為1.6%，效果顯著。

圖1 配注工藝流程示意圖

2.2.2 單井管線黏損治理

針對西過1號注入站黏損大的2口井，進(jìn)行單井管線空穴射流清洗試驗(yàn)，清洗后井口黏度大幅度上升，效果明顯（表1）。根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果，對西過1號站剩余18口井管線全部清洗，清洗后井口黏度達(dá)到38.7mPa·s，與未清洗的16-6號站對比，黏度高出19.8mPa·s。于是對西過1號站、16-6號站、305-4號站單井注入管線全部進(jìn)行了清洗。

2.2.3 靜混單元黏損治理

對內(nèi)部靜混單元黏損情況進(jìn)行調(diào)查，選取西過1號站、中16-6號站共18口井進(jìn)行五種新型靜混器的現(xiàn)場評價試驗(yàn)，采用型1和型2靜混單元的井全程黏損為27.1%和24.5%，采用型3和型4靜混單元的井全程黏損為43.6%和51.5%，結(jié)果表明，型1和型2效果較好（圖2）。因此，對6個站的注入井更換靜混器247井次，黏損下降10.8%。

圖2 不同靜混器內(nèi)部靜混單元示意圖

2.2.4 化驗(yàn)取樣的黏損影響及治理

井口常規(guī)取樣過程中溶液黏度較高，而室內(nèi)化驗(yàn)時黏度很低，對此開展井口密閉取樣與常規(guī)取樣對比試驗(yàn)。分析認(rèn)為常規(guī)取樣樣液與空氣接觸，空氣中的氧氣與樣液中的還原性物質(zhì)接觸后發(fā)生降解反應(yīng)，致使溶液黏度大幅度下降。

表1 西過1號站空穴射流井前后數(shù)據(jù)表

由于油田采出污水中含有大量的硫酸鹽還原菌、腐生菌和鐵細(xì)菌等眾多細(xì)菌，其中部分細(xì)菌生成發(fā)酵產(chǎn)物——乳酸。在無氧環(huán)境中，乳酸又被硫酸鹽還原氧化為乙酸，脫下8個氫，這種氫具有很強(qiáng)的還原能力，在使硫酸鹽還原為硫化氫的同時，又使Fe3+還原成Fe2+，并且還生成了許多具有還原性的中間物質(zhì)。用這種水在無氧條件下配制的聚合物溶液能夠保持相對較高的黏度，但如果接觸氧氣，就會在聚合物溶液中發(fā)生氧化—還原反應(yīng)而使聚合物迅速降解。污水中的鐵離子和硫化物對聚合物黏度的降解起到很重要的作用，在絕氧的情況下對聚合物黏度的影響不大，而在有氧存在的情況下，使聚合物黏度大幅度的下降[2]。

西區(qū)弱堿三元復(fù)合驅(qū)的水來自西六注水站，該站水鐵離子含量0.618 5mg/L,曝氧后鐵離子含量0.619 1mg/L，曝氧前硫化物含量0.761 3mg/L,曝氧后硫化物含量0.550 3mg/L。來水的鐵和硫化物含量偏高，氧化后影響?zhàn)ざ鹊臋z測。針對上述情況，開展取樣、化驗(yàn)過程對聚合物黏度影響的實(shí)驗(yàn)，研究治理對策。

1）曝、厭氧條件下聚合物溶液黏度差異性試驗(yàn)。稀釋污水充分曝氧后，在厭氧箱中放置3h,取出稀釋攪拌30min后檢測黏度，體系黏度由75.7mPa·s下降到64.0mPa·s，黏度下降了11.7mPa·s。按照常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)操作，該過程沒有發(fā)生機(jī)械剪切，黏度大幅下降說明發(fā)生了化學(xué)降解。所以，在取樣和樣品送達(dá)過程中，樣品中的還原性物質(zhì)與空氣中的氧氣充分接觸并發(fā)生化學(xué)降解反應(yīng)，致使檢測黏度較低。

2）加入抗氧化藥劑樣品實(shí)驗(yàn)?；?yàn)樣品加入不同抗氧化劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，選擇硫代硫酸鈉、硫脲、KI 3種藥劑對比效果，最終優(yōu)選硫脲CS(NH2)2作為黏度穩(wěn)定劑在井口取樣時使用（表2）。

通過大量試驗(yàn)對比，認(rèn)為硫脲的加入對聚合物濃度檢測無影響（圖3）。

表2 井口聚合物溶液取樣隔氧護(hù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)表

圖3 加入0.1%硫脲對聚合物濃度影響實(shí)驗(yàn)

3）不同取樣方式對比實(shí)驗(yàn)。采取提前加藥取滿瓶，取滿瓶后室內(nèi)加藥，密閉取樣3種方式對比。通過不同加藥量的對比實(shí)驗(yàn)，在取樣瓶容積300mL時，室內(nèi)提前加入0.3mg（溶液量的0.1%）藥品效果較好（圖4、表3）；通過加藥后取樣滿瓶和半瓶的對比試驗(yàn)，裝滿樣品瓶的方法較好（表4）；通過加藥后的滿瓶樣品在室內(nèi)采取攪拌和不攪拌對比實(shí)驗(yàn)，滿瓶不攪拌樣品黏度高，效果較好（表5）。

圖4 不同加藥時機(jī)井口聚合物黏度實(shí)驗(yàn)

表3 不同加藥量的井口聚合物溶液濃黏數(shù)據(jù)表

表4 不同取樣量的井口聚合物溶液濃黏數(shù)據(jù)表

表5 不同攪拌方式的井口聚合物溶液濃黏數(shù)據(jù)表

通過上述實(shí)驗(yàn)，井口取樣化驗(yàn)時，采取取樣瓶提前在室內(nèi)加入抗氧化劑（0.1%硫脲），在取樣過程中搖勻，并且取滿瓶樣的方式，井口檢測黏度基本上能夠達(dá)到方案要求。

3 三元主段塞階段提高體系合格率方法研究

3.1 三元主段塞階段影響體系合格率的主要因素

三元復(fù)合驅(qū)在不同的驅(qū)替階段，垢的成分有很大變化，注入初期以碳酸鹽垢為主，速度快，結(jié)垢量大；中期碳酸鹽垢減少，硅酸鹽垢增加，結(jié)垢速度穩(wěn)定；后期，硅垢含量達(dá)到70%以上，結(jié)垢速度減緩[3]。西區(qū)弱堿三元驅(qū)注入三元主段塞半年后，陸續(xù)出現(xiàn)管線、儀表、靜混器結(jié)垢現(xiàn)象，部分井管損增大嚴(yán)重，體系合格率急劇下降。通過配注系統(tǒng)不同部位的垢質(zhì)化驗(yàn)分析，均為碳酸鹽垢，其中高壓二元管線與混配閥組的垢質(zhì)成分接近且相對疏松；注入管線中出現(xiàn)了少量氧化鐵垢，垢質(zhì)致密呈片狀并緊貼管壁。綜合分析，結(jié)垢是導(dǎo)致三元主段塞注入過程體系合格率下降的主要因素。

3.2 提高三元主段塞階段體系合格率的主要方法

3.2.1 堿液實(shí)現(xiàn)單獨(dú)控制，保證堿濃度合格率

中16-6號和西過1號注入站，由于二元調(diào)配站來液共用一條管線，導(dǎo)致堿方案濃度偏高，堿濃度合格率僅有57.1%。因此對二元調(diào)配站進(jìn)行改造，針對中16-6號和西過1號注入站分別鋪設(shè)堿線，使堿來液濃度由2.1mg/L下調(diào)到1.8mg/L，堿方案合格率提高到76.2%。

3.2.2 優(yōu)化管理措施，提高體系合格率

通過數(shù)據(jù)跟蹤對比，摸索結(jié)垢規(guī)律，采取治理措施，形成了注入端防垢“四項(xiàng)檢測方法”和“六項(xiàng)管理措施”。

四項(xiàng)檢測方法：①工作壓差法，即當(dāng)進(jìn)站匯管與出站匯管壓差達(dá)到0.3MPa以上時，初步判定為管線結(jié)垢；②流量法，即當(dāng)單條管線進(jìn)口閥門開度不變時，流量逐漸下降至正常流量的70%時，初步判定為管線結(jié)垢；③定點(diǎn)監(jiān)測法，即管線運(yùn)行3個月，拆卸靜態(tài)混合器（閥門），實(shí)測結(jié)垢厚度確定結(jié)垢程度；④開窗監(jiān)測法，即管線運(yùn)行3個月后，切割管線開窗檢查，實(shí)測結(jié)垢厚度確定結(jié)垢程度。

六項(xiàng)管理措施：①沖，定期沖洗母液管線和單井注入管線，聚合物母液管道越長，在管道的剪切速率下，黏損率就越大，因此要定期沖洗母液管線[4]；②洗，對注入困難的井，及時進(jìn)行洗井和清洗過濾器，并定期更換粗、精過濾器的濾袋；③修，即對影響?zhàn)p的注入設(shè)備進(jìn)行及時維修和更換；④拔，流量調(diào)節(jié)器是將文丘里管縮徑增阻原理和針形閥調(diào)控技術(shù)相結(jié)合，具有3個環(huán)錐形通道，當(dāng)聚合物溶液流過錐形收縮口時存在著一定的機(jī)械降解，注聚前要拔出流量調(diào)節(jié)器閥桿，用專用盲板法蘭封堵，投產(chǎn)10d后裝回閥芯進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)試[5]；⑤拆，即拆洗靜態(tài)混合器，在靜態(tài)混合器前的聚合物母液黏度損失中，機(jī)械降解和化學(xué)降解各占50%左右，要定期拆洗靜態(tài)混合器；⑥酸，通過實(shí)際摸索確定混配閥組酸洗周期為90d，高壓二元管線酸洗周期為180d。

通過上述方法，注入三元主段塞半年來，聚合物濃度合格率為98.7%，黏損合格率為99.1%，表活劑合格率為100%，工藝堿合格率為98.3%，注入體系質(zhì)量合格率達(dá)到了99.3%（表6），有效保障了開發(fā)效果。

表6 目前體系合格率情況

4 結(jié)論

1）三元工藝設(shè)計(jì)是保證體系質(zhì)量的前提。要充分考慮設(shè)備工藝對體系質(zhì)量要求的適應(yīng)性。優(yōu)選注聚泵、靜態(tài)混合器等關(guān)鍵設(shè)備，最大程度降低機(jī)械降解的影響；調(diào)配站要分設(shè)堿線，滿足注入站不同濃度的堿液調(diào)配，提高堿濃度合格率。

2）三元液配置管理是保證體系合格的基礎(chǔ)。通過體系液物化性質(zhì)試驗(yàn)分析，優(yōu)選配置方式，固化管理制度。配置水質(zhì)直接影響體系質(zhì)量，特別是鐵離子和硫化物含量，采用清水配制母液黏損最低。

3）三元注入過程管理是保證注入質(zhì)量的關(guān)鍵。要強(qiáng)化瞬時配比方案調(diào)整，嚴(yán)格注入方案執(zhí)行；做好注入端清防垢工作，優(yōu)化清防垢管理措施，降低工藝設(shè)備黏損，保證注入質(zhì)量合格；優(yōu)化體系液取樣化驗(yàn)分析制度，科學(xué)規(guī)范操作，保證化驗(yàn)檢測質(zhì)量。

[1]程杰成,王德民,李 群,等.大慶油田三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)動態(tài)特征[J].石油學(xué)報,2002,23(6):37-40.

[2]李子豪,侯吉瑞,唐永強(qiáng),等.強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)體系對儲層礦物組分的影響[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2015,34(6):103-104.

[3]曹錫秋,隋新光,楊曉明,等.對北一區(qū)斷西三元復(fù)合驅(qū)若干問題的認(rèn)識[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2001,20(2):115-117.

[4]李華斌.三元復(fù)合驅(qū)新進(jìn)展及礦場試驗(yàn)[M].北京:科學(xué)出版社,2007.

[5]程杰成,李 群,廖廣志,等.大慶油田三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)綜述[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2001,20(2):46-49.

The study of alkali-surfactant-polymer(ASP)compound system began in the early 1980s.In 2014 weak alkali-surfactant--polymer flooding was applied to the western area of Sazhong oilfield.In the injection process,alkali scale was formed in equipment,in?struments,pipes and formations,which increases the pressure loss of the injection system,and seriously affects the development effect. The test results of 5 blocks in the south,middle and north of Daqing oilfield showed that,the weak alkali-surfactant--polymer flooding enhances oil recovery by more 20%than water flooding.It is pointed that,the pressure loss is analyzed and controlled in different injec?tion stages,and the control measures are taken between corresponding nodes to ensure the qualification rate of the injection system and improve the quality of the injection system.

ASP flooding;weak base;viscosity loss;quality;percent of pass

?? 強(qiáng)

2016-06-21

王義軍（1970-），男，高級經(jīng)濟(jì)師，現(xiàn)從事采油管理工作。