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    渭北油田注水水質(zhì)現(xiàn)狀評(píng)價(jià)與分析

    2014-12-23 11:24:40程秋菊李曉晨
    關(guān)鍵詞:渭北掛片溶解氧

    唐 勤,程秋菊,李曉晨

    (中國(guó)石化華北分公司實(shí)驗(yàn)中心,河南 鄭州450006)

    渭北油田長(zhǎng)3油藏屬于低孔、特低滲型砂巖儲(chǔ)層,平均孔隙度12.2%,平均滲透率0.76×10-3μm2,通過(guò)前期勘探,長(zhǎng)3油層組17口探井試獲工業(yè)油流,開(kāi)發(fā)潛力巨大。為了有效保持儲(chǔ)層能量,最大限度地提高儲(chǔ)層采收率,2013年,開(kāi)始對(duì)該油田進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)。前期的研究發(fā)現(xiàn),在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中,注入水會(huì)與儲(chǔ)層巖石、流體接觸,并發(fā)生各種物理化學(xué)作用,從而導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率惡化,使地層受到傷害。為了避免和減少這些不利因素,必須對(duì)注入水的水質(zhì)進(jìn)行評(píng)價(jià)與分析,確定合理可行的水質(zhì)指標(biāo),從而達(dá)到保護(hù)油氣層、提高采收率的目的。

    1 渭北油田注入水水源優(yōu)選評(píng)價(jià)

    本次對(duì)渭北油田注入水水源的水質(zhì)現(xiàn)狀進(jìn)行了調(diào)查取樣,并按照SY/T 5329-2012標(biāo)準(zhǔn)對(duì)水源井水、宜君生活水、宜君地表水3種擬注入水的含油量、懸浮固體含量、平均腐蝕率、硫酸鹽還原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和鐵細(xì)菌(IB)等主要指標(biāo),以及總鐵量、溶解氧含量、侵蝕性二氧化碳含量等輔助指標(biāo)開(kāi)展了24樣次的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析評(píng)價(jià)(見(jiàn)表1)。

    表1 渭北油田注入水水質(zhì)分析結(jié)果表

    測(cè)試結(jié)果表明,3種擬注入水中,水源井的水質(zhì)較好,生活水次之,地表水較差。3種擬注入水的含油量、總鐵含量、硫化物含量等均達(dá)到了技術(shù)指標(biāo)要求;水源井水的懸浮物顆粒直徑中值為0.25μm,達(dá)到了技術(shù)指標(biāo)要求,但與渭北油田長(zhǎng)3油層的孔喉直徑(0.16μm~0.32μm)基本相當(dāng),存在著潛在的固相顆粒堵塞風(fēng)險(xiǎn);地表水的粒徑中值較高,不宜直接用作注入水;擬注入水的腐蝕速率(N80材質(zhì) )、溶解氧、CO2含量、懸浮固體含量、TGB含量超標(biāo),需要進(jìn)行防腐劑優(yōu)選、脫氣、水質(zhì)凈化、殺菌劑優(yōu)選及加量?jī)?yōu)化實(shí)驗(yàn)研究。

    2 注水開(kāi)發(fā)效果影響因素分析

    結(jié)合渭北油田注入水水源的水質(zhì)評(píng)價(jià)結(jié)果,對(duì)影響注水開(kāi)發(fā)效果的注入水水質(zhì)的腐蝕性因素以及注入水與地層水的配伍性進(jìn)行了分析。

    2.1 影響注入水水質(zhì)的腐蝕性因素

    現(xiàn)場(chǎng)分析認(rèn)為,影響渭北油田注入水水質(zhì)的腐蝕性因素主要有溶解氧、CO2含量和細(xì)菌。

    2.1.1 溶解氧

    在實(shí)驗(yàn)溫度60℃ 條件下對(duì)不同含氧量的水樣進(jìn)行腐蝕速率測(cè)定實(shí)驗(yàn)(見(jiàn)圖1),其結(jié)果顯示,注入水對(duì)N80鋼級(jí)掛片的腐蝕速率隨著溶解氧含量的增加而增加,這是由于當(dāng)注入水中存在氧時(shí),形成的疏松腐蝕產(chǎn)物會(huì)與鋼鐵構(gòu)成電化學(xué)腐蝕電池導(dǎo)致的。同時(shí),由于渭北油田注入水礦化度為1 000mg/L~6 000mg/L,電解質(zhì)濃度較高,導(dǎo)電能力較強(qiáng),使得溶解氧對(duì)腐蝕的影響較大。實(shí)驗(yàn)結(jié)果的綜合分析認(rèn)為,要將注入水的腐蝕速率控制在0.076mm/a以內(nèi),注入水的溶解氧含量應(yīng)控制在0.74mg/L以內(nèi)。

    圖1 N80鋼級(jí)掛片腐蝕速率與溶解氧含量的關(guān)系圖

    2.1.2 CO2含量

    制備不同CO2含量的清水樣,與蒸餾水樣進(jìn)行腐蝕速率對(duì)比測(cè)定實(shí)驗(yàn)(見(jiàn)圖2),其結(jié)果顯示,各水樣對(duì)N80鋼級(jí)掛片的腐蝕速率隨著CO2含量的增加而增加,這是由于CO2溶于水后以碳酸根離子形式存在,使得水的pH值降低,腐蝕性增強(qiáng)。同時(shí),隨著注入清水含氧量增加,掛片的腐蝕速率也會(huì)增加,其增幅由CO2濃度決定,這說(shuō)明水中溶解氧的存在導(dǎo)致CO2對(duì)掛片的腐蝕性增強(qiáng)。

    圖2 N80鋼級(jí)掛片腐蝕速率與CO2含量的關(guān)系圖

    2.1.3 細(xì)菌

    渭北油田注水水質(zhì)測(cè)試結(jié)果表明TGB超標(biāo),這主要?dú)w因于TGB的好氧性,注入水中溶解氧的含量越高,越有利于細(xì)菌的生長(zhǎng)繁殖。前期研究表明,TGB的大量生長(zhǎng)繁殖會(huì)形成大量粘性物質(zhì),而這些粘性物質(zhì)吸附在管壁和設(shè)備上,通過(guò)形成氧濃差電池產(chǎn)生腐蝕,特別是能夠?yàn)榱蛩猁}還原菌造成厭氧條件,從而促進(jìn)硫酸鹽還原菌的腐蝕作用。

    用渭北油田注入水進(jìn)行的室內(nèi)靜態(tài)TGB腐蝕試驗(yàn)結(jié)果表明,當(dāng)注入水中TGB含量為100~1000個(gè)/ml時(shí),高含氧的注入水腐蝕速率增加了0.85~1倍。渭北油田注入水中溶解氧的含量超標(biāo)10mg/L左右,這是導(dǎo)致TGB大量生長(zhǎng)繁殖的主要因素。

    2.2 注入水與地層水的配伍性

    大量巖心結(jié)垢流動(dòng)試驗(yàn)表明,注入水與地層水的配伍性不好,會(huì)造成嚴(yán)重的地層傷害。模擬儲(chǔ)層溫度40℃ 條件下注入水與地層水的配伍性分析的實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見(jiàn)表2)表明,兩種水按照不同比例混合后,存在著結(jié)垢趨勢(shì)加大、固相顆粒粒徑加大、腐蝕趨勢(shì)加大等不利因素。

    表2 渭北油田地層水與水源井水配伍后測(cè)試結(jié)果表(40℃條件下)

    當(dāng)?shù)貙铀c水源井水的配比在(1∶4)、(2∶3)、(3∶2)、(4∶1)時(shí),腐蝕速率則在(0.362 4~0.529 1)mm/a之間,大于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)平均腐蝕率(≤0.076mm/a)的要求。

    當(dāng)?shù)貙铀c水源井水的配比在(1∶4)、(2∶3)、(3:2)、(4∶1)時(shí),存在著碳酸鈣垢、硫酸鍶垢的變化趨勢(shì)。隨著注入量的逐漸增加,混合水中的固相顆粒粒徑中值由0.250μm增加至57.278μm,大于儲(chǔ)層孔喉直徑(0.16~0.32)μm的1/3(按照架橋理論指標(biāo)要求 ),因此存在潛在的固相傷害。

    3 注水水質(zhì)治理措施建議

    通過(guò)對(duì)渭北油田注入水水質(zhì)現(xiàn)狀調(diào)查與注水開(kāi)發(fā)影響因素分析,提出以下幾點(diǎn)注水水質(zhì)治理措施建議:

    1)渭北油田溶解氧含量在10mg/L左右,且地層水質(zhì)分析為CaCl2型,因此不宜采用常規(guī)的亞硫酸鈉除氧劑,建議采用真空法除氧;針對(duì)注入水中懸浮物固體,建議采用膜分離技術(shù),完善精細(xì)過(guò)濾裝置,選擇較好的濾料,并對(duì)濾料定期更換,以提高注水水質(zhì)達(dá)標(biāo)率。

    2)渭北油田注水井TGB含量超標(biāo),需要有針對(duì)性地對(duì)殺菌劑進(jìn)行篩選,并優(yōu)化殺菌劑加量。由于細(xì)菌對(duì)藥劑有很強(qiáng)的適應(yīng)能力,即對(duì)殺菌劑會(huì)產(chǎn)生抗藥性,建議準(zhǔn)備2種殺菌劑輪換使用,當(dāng)?shù)?種產(chǎn)生抗藥性時(shí),立即換第2種。同時(shí),應(yīng)采取定期倒罐、清罐、清隔油池等措施來(lái)有效減緩腐蝕,減少藥劑消耗量,改善注水水質(zhì)。

    3)渭北油田注入水與地層水配伍性較差,建議開(kāi)展緩蝕劑、阻垢劑優(yōu)選以及加量?jī)?yōu)化實(shí)驗(yàn)研究。目前,在油田水處理中常用的阻垢劑為有機(jī)膦酸、膦羧酸、有機(jī)磷酸酯、天然防垢劑等,可參照SY/T 5673-93油田用防垢劑性能評(píng)定方法,根據(jù)沉淀反應(yīng)達(dá)到平衡后溶液中未被沉淀的被測(cè)組分的量,來(lái)篩選油田注入水與地層水配伍防垢劑。

    4 結(jié)論

    1)渭北油田注入水中懸浮物顆粒直徑中值為0.25 μm,懸浮固體含量為1.4mg/L,均達(dá)到注水水質(zhì)指標(biāo),對(duì)地層的堵塞傷害較小。

    2)注入水的腐蝕速率、溶解氧、CO2含量、懸浮固體含量、TGB含量超標(biāo)。

    3)注入水與地層水配伍性較差,存在著結(jié)垢趨勢(shì)加大、固相顆粒粒徑加大、腐蝕趨勢(shì)加大等不利因素。

    4)建議采用密閉真空除氧、精細(xì)過(guò)濾、殺菌防腐、加藥防垢等配套注水處理技術(shù),以改善渭北油田注水水質(zhì),確保長(zhǎng)期穩(wěn)定注水,提高注水開(kāi)發(fā)效果。

    [1]唐海,趙金洲,李軍,等.注入水水質(zhì)對(duì)儲(chǔ)層適應(yīng)程度評(píng)價(jià)方法研究[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā),2003,22(6):33-35.

    [2]向忠遠(yuǎn).低滲油田注水水質(zhì)研究及水處理工藝研究[R].慶陽(yáng):長(zhǎng)慶油田勘探開(kāi)發(fā)研究院,1996.

    [3]蔣建勛,王永清.注水開(kāi)發(fā)油田水質(zhì)優(yōu)化方法研究[J].西南石油學(xué)院學(xué)報(bào),2003,3(25):26-29.

    [4]齊海鷹,李軍.注水采油中注入水與產(chǎn)層配伍性分析[J].鉆采工藝,1995,18(1):46-50.

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