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    杏南油田含聚污水表面活性劑降壓增注研究

    2020-03-05 03:08:30曹廣勝白玉杰朱芷萱
    關(guān)鍵詞:段塞磺酸鹽巖心

    曹廣勝,王 哲,王 浩,白玉杰,朱芷萱

    近年來,杏十三區(qū)通過開展活性水降壓增注現(xiàn)場試驗(yàn),提高了過渡帶薄差儲層的吸水效果[1?2]。為了提高低滲透油藏表面活性劑降壓增注開發(fā)效果,張起翡等[3?4]研究了表面活性劑降壓增注機(jī)理及影響因素;祝仰文等[5?8]對表面活性劑體系進(jìn)行了進(jìn)一步優(yōu)化;而隨著杏十三區(qū)開發(fā)的不斷深入,含聚污水回注區(qū)塊受殘余聚合物影響,導(dǎo)致區(qū)塊吸水效果下降,影響油田開發(fā)效果。石鉆等[9?10]開展了含聚污水對表面活性劑界面張力和降壓效果的研究。由于不同區(qū)塊油田含聚污水性質(zhì)差異較大,為了滿足杏十三區(qū)塊降壓增注的需求,需要開展含聚污水區(qū)塊降壓增注藥劑配方及配套工藝參數(shù)研究[11]。

    本文根據(jù)杏十二、十三區(qū)油層的巖石物性、原油性質(zhì)、水質(zhì)情況,利用旋轉(zhuǎn)滴超低界面張力儀,通過測定含聚污水與原油間的界面張力,篩選、復(fù)配出能夠?qū)崿F(xiàn)低界面張力的表面活性劑組合;再篩選出各種添加劑,并開展配伍性評價,研究影響界面張力的因素。通過室內(nèi)巖心模擬降壓增注實(shí)驗(yàn),確定出合理的施工參數(shù),包括注入濃度、注入速度、累計注入量、注入段塞組合。

    1 注入水水質(zhì)分析

    取杏十二、十三區(qū)含聚污水區(qū)塊注入水進(jìn)行全水質(zhì)分析(井號分別為 X12?66?30、X13?6?31),結(jié)果見表1。

    表1 水樣綜合指標(biāo)Table 1 Comprehensive index of water sample

    1.1 實(shí)驗(yàn)儀器

    722型分光光度計、原子吸收分光光度儀、空心陰極燈、品氏黏度計、全玻璃微孔濾膜過濾器、RSB?HX?7型硫酸鹽還原菌測試瓶、TGB?HX腐生菌測試瓶、FB?HX鐵細(xì)菌測試瓶、電熱恒溫培養(yǎng)箱等。

    1.2 實(shí)驗(yàn)方法

    1.2.1 離子濃度測定方法[12]

    (1)Fe3+的測定:鄰二氮菲分光光度法;

    (2)Cl-的測定:硝酸銀滴定法;

    (3)CO23-和HCO23-的測定:雙指示劑滴定法;

    (4)K+、Ca2+、Na+、Mg2+的測定:原子吸收光譜法。

    1.2.2 黏度的測定 用博勒飛DV?Ⅲ布氏黏度計,剪切速率為6 r/s,溫度為45℃。

    1.2.3 礦化度的測定 水樣經(jīng)過濾去除漂浮物及沉降性固體物[13],放在蒸發(fā)皿內(nèi)蒸干,并用過氧化氫去除有機(jī)物,然后在105~110℃下烘干至恒重,將稱得質(zhì)量減去蒸發(fā)皿質(zhì)量,單位體積下的該質(zhì)量差即為礦化度。

    1.2.4 懸浮物含量的測定 懸浮物是指不能通過孔徑為0.45μm濾膜的固體物[14]。用0.45μm濾膜過濾水樣,經(jīng)過103~105℃烘干后得到不可濾殘渣含量。

    1.2.5 聚合物濃度的測定 淀粉?三碘化物法[15]:使用HPAM溶液、淀粉?碘化鎘等試劑進(jìn)行配制,然后利用722型可見分光光度計進(jìn)行吸光度的測量,最后繪制標(biāo)準(zhǔn)曲線從而得出樣品中聚合物濃度。

    1.2.6 細(xì)菌含量的測定 利用測試瓶絕跡稀釋法(SYT 0532-1993油田注入細(xì)菌分析方法/絕跡稀釋法)[16]測定硫酸鹽還原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和鐵細(xì)菌(FB)的數(shù)量。

    1.3 水樣綜合指標(biāo)分析

    通過對兩口井的水質(zhì)分析(見表1)可以看出,兩口井的污水中聚合物質(zhì)量濃度在10 mg/L左右,細(xì)菌含量和懸浮物含量均超標(biāo),含氧量指標(biāo)也超過石油與天然氣行業(yè)注入水標(biāo)準(zhǔn)。

    2 表面活性劑體系優(yōu)選

    收集了不同類型的表面活性劑,包括陰離子表面活性劑、非離子型表面活性劑以及特種表面活性劑[17],選用界面張力相對較小的表面活性劑進(jìn)行復(fù)配,并通過助劑的添加,初步確定增注降壓表面活性劑配方。

    2.1 增注降壓表面活性劑體系

    2.1.1 基礎(chǔ)藥劑石油磺酸鹽篩選 初選石油磺酸鹽為表面活性劑的基礎(chǔ)藥劑,其質(zhì)量分?jǐn)?shù)與界面張力的關(guān)系如圖1所示。由圖1可見,石油磺酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.7%時,界面張力曲線接近平穩(wěn),綜合考慮經(jīng)濟(jì)成本,選用質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.7%的石油磺酸鹽為基礎(chǔ)藥劑的添加量。

    2.1.2 復(fù)配表面活性劑篩選 表面活性劑復(fù)配后,可在濃度極低的情況下達(dá)到臨界膠束濃度,因此,需要進(jìn)一步對石油磺酸鹽與以上其它類型表面活性劑的復(fù)配來進(jìn)行優(yōu)選,其它類型表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別取0.3%、0.5%、0.7%、1.0%、1.5%,簡記為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ,優(yōu)選結(jié)果見表2。

    由表2可知,重烷基苯磺酸鹽復(fù)配效果最好,在其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.5%時界面張力達(dá)到了0.05 mN/m。而其他藥劑與該區(qū)塊原油形成的界面張力穩(wěn)定值較高。根據(jù)R比理論[17],表面活性劑與油相的界面張力降低程度,與該表面活性劑的油相適宜碳數(shù)和油相的等效烷烴數(shù)有關(guān)[18?19],并且當(dāng)某表面活性劑這兩個數(shù)值相等時,該表面活性劑可以集中分布于油水界面,從而達(dá)到超低界面張力。對于重烷基苯磺酸鹽,其油相適宜碳數(shù)為9,杏南地區(qū)原油的等效烷烴數(shù)為8~9。

    圖1 石油磺酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)與界面張力關(guān)系Fig.1 The relationship between the mass fraction of petroleum sulfonates and inter facial tension

    表2 0.7%石油磺酸鹽與不同表面活性劑的界面張力Table 2 Inter facial tension between petr oleum sulfonates with a mass fr action of 0.7%and differ ent types of surfactants

    對不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)重烷基苯磺酸鹽與0.7%石油磺酸鹽復(fù)配后界面張力進(jìn)行考察,結(jié)果見圖2。

    圖2 0.7%石油磺酸鹽+重烷基苯磺酸鹽界面張力Fig.2 Interfacial tension between crude oil and the mix?ture of 0.7%petroleum sulfonate and heavy alkyl benzene sulfonate

    由圖2可見,重烷基苯磺酸鹽在質(zhì)量分?jǐn)?shù)2.0%時與0.7%石油磺酸鹽復(fù)配,界面張力達(dá)到0.015 mN/m,趨于穩(wěn)定。因此選用質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.7%石油磺酸鹽+2.0%重烷基苯磺酸鹽作為降壓增注的主要藥劑配比。

    2.2 添加劑的篩選

    2.2.1 醇類添加劑 選擇了5種醇作為添加劑,分別是甲醇、乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇,并對醇類與原油的界面張力進(jìn)行測試,結(jié)果見圖3。

    由圖3可以看出,5種醇類添加劑中,當(dāng)其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時,乙醇與原油的界面張力最低,因此選擇質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%的乙醇作為醇類添加劑。

    2.2.2 醚類添加劑 分別對5種醚類添加劑(甲醚、乙醚、正丙醚、正丁醚、聚乙二醇辛基苯基醚)進(jìn)行篩選,配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)醚類的溶液并進(jìn)行界面張力測試,結(jié)果見圖4。

    圖3 不同醇類與原油的界面張力Fig.3 Interfacial tension between crude oil and different alcohol

    圖4 不同醚類與原油界面張力Fig.4 Inter facial tension between differ ent ethers and crude oil

    由圖4可見,向該表面活性劑體系中添加醚類后,界面張力值均大于1 mN/m,遠(yuǎn)大于不添加醚類時的0.009 3 mN/m,說明醚類物質(zhì)影響了表面活性劑與原油的乳化作用,故不選擇醚類作為添加劑。

    2.2.3 鹽類添加劑 測定體系與不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)NaCl、KCl、NH4Cl、Na2CO3、NaHCO3溶液的界面張力,結(jié)果見圖5。

    圖5 不同鹽類與原油的界面張力Fig.5 Interfacial tension between different salt and crude oil

    由圖5可以看出,添加NaCl及KCl均可降低體系與原油的界面張力,且NaCl比KCl效果好,因此選擇NaCl(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.0%)作為鹽類添加劑。

    綜上所述,考慮降壓效果和成本,確定最佳配方(質(zhì)量分?jǐn)?shù),下同)為:0.7%石油磺酸鹽+2.0%重烷基苯磺酸鹽+0.5%無水乙醇+1.0%NaCl,此時體系與原油界面張力為6×10-3mN/m。

    3 表面活性劑性能評價

    3.1 藥劑間配伍性評價

    研究表明[20?22],各藥劑間存在協(xié)同效應(yīng),例如有時各種單劑效果評價很好,但合在一起使用就可能降低各自的效果,有的發(fā)生沉淀,有的相互抑制。因此,為了檢驗(yàn)該含聚污水表面活性劑體系中各藥劑的配伍性是否會影響作用效果,進(jìn)行了各藥劑的配伍性實(shí)驗(yàn)。將0.7%石油磺酸鹽+2.0%重烷基苯磺酸鹽+0.5%無水乙醇+1.0%NaCl藥劑放置在45℃恒溫箱中24 h后發(fā)現(xiàn),藥劑既不發(fā)生渾濁也不產(chǎn)生沉淀,說明藥劑之間具有良好的配伍性。

    3.2 表面活性劑穩(wěn)定性評價

    表面活性劑的分子活性會隨著時長發(fā)生老化、變性甚至失去活性。因此,需要對其進(jìn)行穩(wěn)定性評價,評價結(jié)果見圖6。

    圖6 表面活性劑穩(wěn)定性曲線Fig.6 Stability curve of surfactant

    從圖6可以看出,表面活性劑溶液在室溫放置30 d,界面張力在前期趨于穩(wěn)定,隨后又逐漸增大,但變化范圍均可以滿足實(shí)驗(yàn)要求,說明穩(wěn)定性較好。

    3.3 巖心潤濕性測定

    為了研究復(fù)合表面活性劑與巖心間的潤濕性,選取了滲透率分別為 50、100、150、200、250 mD的巖心,用哈克接觸角測定儀測量了復(fù)合表面活性劑與不同滲透率間巖心的接觸角,對照組為現(xiàn)場注入水,結(jié)果見圖7。

    由圖7可知,復(fù)配后的表面活性劑與巖心切片接觸角比注入水與巖心切片接觸角降低了二分之一左右,說明復(fù)配后的表面活性劑降低了水與巖石的界面張力,并且可以增加巖心中的滲透距離,更好的剖及深處,降低注入壓力,增加注入量。

    圖7 復(fù)配表面活性劑和注入水接觸角隨滲透率的變化Fig.7 The change of contact angle between compound surfactant and injected water with the change of permeability

    4 降壓增注巖心實(shí)驗(yàn)

    4.1 表面活性劑注入速度對降壓效果的影響

    在低滲巖心表面活性劑降壓增注的過程中,考察了含聚污水表面活性劑體系的注入速度對降壓增注效果的影響,結(jié)果見表3。

    表3 注入速度與降壓率的關(guān)系Fig.3 Relationship between different injection r ates and pressure drop rate

    由表3可以看出,注入速度對降低巖心注入壓力影響很大,當(dāng)水驅(qū)注入速度0.10 mL/min時28.9 mD巖心的降壓率為23.73%;0.20 mL/min時31.3 mD巖心的降壓率為20%;0.30 mL/min時30.3 mD巖心的降壓率為17.28%。綜合考慮,確定較佳注入速度為0.15 mL/min。

    4.2 表面活性劑累計注入量優(yōu)化

    在注入速度0.15 mL/min,對3種滲透率的巖心進(jìn)行了不同累計注入量(0.1、0.3、0.5、1.0、1.5 PV)的表面活性劑的巖心實(shí)驗(yàn),結(jié)果見圖8。由圖8可以看出,表面活性劑不同累計注入量對降低巖心注入壓力效果影響很大。在3個滲透率范圍內(nèi)規(guī)律相似,都是隨著表面活性劑累計注入量的增大,降壓率不斷增加。當(dāng)累計注入量大于1 PV以后,降壓率變化不明顯,綜合考慮,選用表面活性劑累計注入量為1 PV,其在10、30、50 mD滲透率的巖心中降壓率均超過21.3%。

    圖8 不同滲透率在不同累計注入量條件下的降壓率Fig.8 Results of pressure dr op rate with differ ent permea?bility and different cumulative injection amount

    4.3 表面活性劑段塞優(yōu)化

    分別對同濃度同累計注入量的表面活性劑進(jìn)行巖心驅(qū)油降壓模擬實(shí)驗(yàn),確定表面活性劑的段塞組合對降壓效果的影響。將1 PV表面活性劑分兩段注入巖心中,分析其降壓效果,結(jié)果見圖9。

    圖9 兩段塞組合的降壓率Fig.9 Pressure dr op rate data gr aph of two slug combinations

    由圖9可知,當(dāng)一次段塞注入量大于二次段塞注入量時,其總降壓率要高于一次注入量小于二次注入量時的總降壓率;而兩次不同注入量的總降壓率大于兩次相同注入量的值,分析得出在設(shè)計段塞組合時,一次段塞注入量應(yīng)大于二次段塞注入量。因此在該實(shí)驗(yàn)結(jié)果基礎(chǔ)上設(shè)計三次段塞組合。

    在0.15 mL/min注入速度和1 PV注入量表面活性劑的實(shí)驗(yàn)條件下進(jìn)行三段段塞組合實(shí)驗(yàn),段塞組合與降壓率變化關(guān)系見圖10。

    由圖10可見,3號段塞組合(0.5 PV+0.4 PV+0.1 PV)和 4號段塞組合(0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV)降壓率分別為23.75%和23.91%,實(shí)驗(yàn)確定較優(yōu)段塞組合為:0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV。

    4.4 表面活性劑降壓增注效果

    在室內(nèi)分別開展了同濃度同累計注入量的表面活性劑對不同滲透率的巖心進(jìn)行驅(qū)油降壓模擬實(shí)驗(yàn),確定表面活性劑的段塞組合對降壓效果的影響,結(jié)果見表4。

    圖10 不同段塞組合的降壓率變化Fig.10 Pr essur e drop r ate data gr aph of different slug combinations

    5 結(jié) 論

    (1)降壓增注含聚污水表面活性劑的最佳配方為:0.7%石油磺酸鹽+2.0%重烷基苯磺酸鹽+0.5%無水乙醇+1.0%NaCl,與原油之間的界面張力為6×10-3mN/m。

    (2)該含聚污水表面活性劑體系與地層水配伍性、穩(wěn)定性良好,可以增加巖石親水。

    (3)通過三段段塞注入優(yōu)化確定最優(yōu)段塞組合:0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV;在5種不同滲透率(10~50 mD)條件下,降壓率均超過24%。

    表4 最優(yōu)段塞組合時的降壓率Table 4 Pr essur e drop r ate data of optimal slug combination

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