三元复合驱（共7篇）
三元复合驱 篇1
三元复合驱是提高原油采收率的重要手段。其主要作用机理是将表面活性剂、碱以及聚合物按一定比例混合后注入地层,起到降低油水界面张力、提高水油流度比从而提高原油采收率。三元复合驱技术起源于20 世纪80 年代,在我国各大油田已经广泛应用[1]。
江苏油田某区块原油黏度大( 在地层温度59℃ 下黏度为245. 4 m Pa · s) ,属普通稠油油藏。相比于常规原油,由于水油流度比较大,稠油水驱采收率比常规原油要低10% 以上; 而采用热采方法( 蒸汽吞吐、蒸汽驱) 的成本较高[2]。因此,针对该区块油水性质研究了三元复合驱技术进一步提高采收率。本文以油水界面张力为技术指标在优化活性剂与碱的配方的基础上,通过室内物理模拟实验评价了不同化学驱体系的提高采收率效果,形成了适合江苏油田普通稠油的提高采收率方法。
1 实验部分
1. 1 仪器和药品
药品: 氢氧化钠( AR) ; 偏硼酸钠( AR) ; 碳酸钠( AR) ; 非离子表面活性剂( WCA、SHY、RD-06、VES以及SHSA,均为工业品,有效含量70% ) ; 聚合物HPAM( 分子量800 万,水解度25% ) 。
实验用主要仪器: TEXAS—500 型旋滴界面张力仪; PA200 型电子天平( 0. 001 g) ; 501 型恒温水浴锅; Wzs—1 型折光率仪; 烘箱; 平流泵。
1. 2 实验方法
动态界面张力测定: 在地层温度下,采用旋滴法测定原油与不同化学驱配方的动态界面张力,直至界面张力平衡或油丝拉断。
驱油性能评价: 将烘箱调节为地层温度,平流泵注入速度恒定为0. 1 m L/min。①将天然岩心饱和地层水、饱和原油。②关闭岩心夹持器入口端阀门,老化原油36 h。③向岩心内注入模拟注入水,直至含水率在98% 以上。④注入化学驱段塞0. 3 PV。⑤继续水驱至含水率在98% 以上。
其中,实验目标区块模拟地层水及模拟注入水离子组成见表1。
2 实验结果与讨论
2. 1 表面活性剂/ 原油界面张力测定
鉴于目标区块水样矿化度高,建议使用非离子表面活性剂作为化学驱用剂。实验中准备了几种非离子表面活性剂: SHY、RD - 06、SHSA、VES以及WCA。使用模拟注入水配制不同表面活性剂溶液,配制浓度均为商品浓度0. 2% 。使用旋滴法测定与原油动态界面张力,如图1、图2 所示。
除WCA外,其余四种表面活性剂与原油的平衡界面张力均在0. 01 m N/m以上。0. 2% 浓度的WCA与原油界面张力持续降低,在10 min左右时油丝拉断,此时界面张力为3 × 10- 4m N / m。 将WCA浓度降低为0. 1% ,重新测定界面张力。实验发现,0. 1% WCA虽然仍可以将界面张力降至超低,但油水界面张力降低速度缓慢。因此,将WCA作为三元复合驱用表面活性剂,使用浓度为0. 2% 。
2. 2 碱/ 表面活性剂二元体系研究
复合驱中,碱可以有效的降低表面活性剂的吸附,并且通过与原油中的石油酸反应产生活性物质降低油水界面张力[3],提高驱油效果,因此研究中选用较常见且价格低廉的偏硼酸钠、碳酸钠、氢氧化钠,评价不同碱体系的界面活性,实验中碱的质量分数为0. 5% ~ 2. 0% 。59 ℃ 下测量与原油的动态界面张力结果如图3 ~ 图5 所示。
可以看出,偏硼酸钠体系在碱浓度为1. 5% 时,平衡界面张力最低,为0. 45 m N/m; 氢氧化钠体系油水界面张力初始值较小,但迅速升高,平衡界面张力值较高; 当碳酸钠浓度为1. 5% 时,平衡界面张力值最低,可达0. 028 m N/m。有研究表明,对于三元复合驱弱碱较强碱更有优势[4],因此建议将碳酸钠作为三元复合驱用碱,使用浓度为1. 5% 。
使用模拟注入水配制溶液,将0. 2% WCA与1. 5% 碳酸钠进行复配,测定动态界面张力。如图6所示。可知,加入碳酸钠后,油水界面张力在更短的时间内降到超低。
2. 3 化学驱配方优化
实验中发现,WCA/碱的复配体系放置一段时间后出现浑浊。这可能是由于表面活性剂的亲油性较强[5],影响其在地层水中的溶解能力,为了调整体系的亲水亲油平衡,采用具有不同HLB值的表面活性剂复配,提高体系的溶解性能,但是如果表面活性剂体系的亲水性太强就会影响其降低油水界面张力的能力[6],因此需要在提高溶解性的基础上,保证体系具有较强界面活性。实验主要评价了OP -10、SDS、AES等3 种表面活性剂与WCA的复配效果。图7 是上述三种表面活性剂分别与0. 2% WCA复配后的界面张力曲线,其中复配表面活性剂质量分数均为0. 1% 。结果表明SDS的加入可以有效的改善表面活性剂的溶解性,同时具有较好的降低油水界面张力的能力,因此,最终三元复合驱配方确定为: 0. 2% WCA + 1. 5% 碳酸钠+ 0. 1% SDS + 0. 15%HPAM。
2. 4 驱油性能评价
在驱油体系筛选的基础上采用岩心驱油实验评价了不同化学驱体系提高采收率的能力,驱油性能评价实验均使用天然岩心,平均渗透率为50 md,天然岩心性能参数如表2 所示。
从表3、表4 实验结果可以看出,原油水驱采收率较低,只有32% ~ 35% ,而化学驱的效率差异较大,碱/表面活性剂二元复合驱及其后续水驱仅提高采收率6. 03% 。聚合物驱可以提高采收率12% ,而三元体系可以提高采收率20% ; 这主要是由于单纯的表面活性剂或碱体系仅能提高洗油效率,无法提高波及系数,注入的化学剂主要沿水窜通道产出,因此提高采收率效果较差; 而加入聚合物后可以有效的提高波及系数,使得表面活性剂/碱可以与原油充分接触,因此三元驱提高采收率的幅度最大[7]。从物模实验可以看出对于普通稠油提高采收率的首要条件是扩大驱油体系的波及系数,在此基础上采用表面活性剂/碱提高洗油效率才能获得较高的最终采收率。
3 结论
( 1) 针对江苏油田普通稠油油藏,筛选了WCA作为驱油用表面活性剂,当表面活性剂的质量分数为0. 2% 时可以将界面张力降低至10- 3m N / m数量级。
( 2) 通过不同HLB值的表面活性剂的复配可以有效的改善体系的亲水亲油平衡,在提高体系在地层水中溶解性的基础具有较强的油水界面活性,最终形成了驱油配方0. 2% WCA + 1. 5% 碳酸钠+0. 1% SDS + 0. 15% HPAM。
( 3) 通过驱油实验表明,单纯的表面活性剂或碱体系无法提高波及系数,主要沿水窜通道产出,提高采收率效果较差,对于普通稠油提高采收率的首要条件是扩大驱油体系的波及系数,在此基础上采用表面活性剂/碱提高洗油效率才能获得较高的最终采收率。
参考文献
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不需要软水的三元复合驱 篇2
介绍了一种实验及模拟的方法, 来研究不需要软化水的三元复合驱在含有硬质盐水油藏中的应用。研究的目的油藏是低温 (50 ℃) 、轻质 (API45) 砂岩油藏, 含有硬质盐水, 矿化度达到了157 000mg/L, 其中有8 600mg/L是二价钙离子和二价镁离子。目的是设计一种三元复合驱段塞来尽可能多地使用盐水, 而不是使用软化水。证明了一种新型的碱、碳酸钠对高浓度的二价阳离子具有耐力, 而这是常规碱碳酸钠所不具备的。实验室方法使用了快速、廉价的微乳液相行为实验来筛选化学配方, 改善了耐矿化度和硬度的性能。为了提高采收率, 并且要符合残余油饱和度下被硬质盐水饱和的贝雷砂岩岩心标准, 确定了性能较好的配方。
用UTCHEM对含有偏硼石配方的实验数据进行了模拟, UTCHEM是三维、多相、多组分的机械模拟器, 它能研究许多化学类别 (如水、油、表面活性剂、聚合物、碱、电解质等) 形成的三种流相 (水、油以及胶束溶液) 。在UTCHEM中加入了偏硼石化学特征, 来模拟应用硬质盐水的三元复合驱时偏硼石组分的化学反应, 如沉淀、溶解、消耗、隔离、离子交换反应。UTCHEM能模拟原油中酸碱反应产生的皂类;但是, 这种原油与碱是不反应的。匹配好实验相行为数据来得到化学驱模拟中的临界模型参数, 由矿化度引起的性能变化有待进一步的解释。这种模拟对于理解pH值的变化、电解质富集以及在化学驱岩心中的其他重要细节很有帮助。
2 背景
一个成功的化学驱实验室方法通常表现在一种良好胶束溶液相行为性能的实验室配方上 (也就是一种或多种表面活性剂、助溶剂、碱、聚合物和电解质) , 这种配方应该对岩心中的残余油有较高的采收率。Winsor把这些含有表面活性剂、油和水的胶束溶液分为Ⅰ类 (油溶解在水里) 、Ⅱ类 (水溶解在油里) 、Ⅲ类 (中间相, 通常认为是双连续的, 可能与过量的油水相是均衡的) 。
化学驱所使用的表面活性剂通常含有分子官能团, 这些官能团包含一个疏水的碳链尾部、一个亲水的头部和中间组分 (即连接物) 。研究表明, 碳酸钠具有这些性质和其他优点, 包括降低复合溶剂的用量, 减少胶束溶液的平衡时间;但是, 当盐水中含有Ca2+时, CaCO3沉淀 (Labrid, 1991) 。偏硼酸钠是一种碱性金属硼酸盐, 它使Ca2+和Mg2+相分离。在本研究中, 当Ca2+和Mg2+达到0.006时没有沉淀生成。另外, Zhang等人 (2008) 在二氧化硅和碳酸盐岩上所做的加强渗吸驱油实验表明, 偏硼酸钠的性能要优于碳酸钠。用红外线和离子交换来表征的偏硼酸化学特征取决于富集程度和溶解的pH值 (Ingri, 1963;Filippova等, 1975) 。单体形式的B (OH) -4在高pH值下是最稳定的, 因而广泛应用于三元复合驱。这种形式在洗涤剂配方中是非常经典的碱性缓冲液, 其pH值主要由 (1) 式所示的酸碱性比值来决定:
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当pH值在5~10.5的低范围内变化时, 会有几种高分子硼酸离子种类 (B5O6 (OH) -4、B3O3 (OH) -4、B4O5 (OH) -4、B3O3 (OH) -5, 尽管当pH值小于7时非离子硼酸盐B (OH) -3是最主要的种类。
应用UTCHEM模拟器来帮助理解考虑了偏硼酸盐地球化学特征的岩心驱油实验, 无论在实验室还是在油田现场, 对于化学驱的机理建模UTCHEM都是非常有用的。
3 实验方法
3.1 材料
选择在硬质含盐的环境下性能良好的碱、表面活性剂和聚合物, 以便减少或消除对软化水的需要。对于低温、轻质油的应用, 选择表面活性剂的方法是综合考虑成功应用的表面活性剂和能抵抗高矿化度和硬度的表面活性剂这两个方面。一种醇类丙氧基硫酸盐 (C16-17-7PO-SO-4) 和内部烯烃磺酸盐的混合物在应用于几种轻质油时效果较好。
实验使用157 000 mg/L总溶解固体 (TDS) 的硬质盐水, 其中有8 700mg/L是二价的Ca2+和Mg2+, 这种盐水是基于实际油藏构造的盐水组分 (表1) 。硬质盐水被用来饱和或水驱岩心, 也可以用去离子水稀释, 用于相行为实验和三元复合驱以及聚合物驱溶液。实验中所用软质盐水仅含有氯化钠。实验所用轻质原油为从油藏温度为52 ℃的砂岩油藏取得。油藏温度下的原始密度和黏度分别为0.8 g/cm3 (45 API) 和1.96 mPa5s (11 s-1) , 对应的硬质盐水值分别为1.1g/cm3和0.73mPa5s。
3.1.1 新型碱基偏硼酸钠
偏硼酸钠[NaB (OH) 4]作为一种新型碱剂, 在浓度是10 000 mg/L时pH值大约为11, 足够应用于化学驱。从先前表现出的酸碱关系来看, 单个硼酸盐离子在高pH值下起到了碱性缓冲剂的作用。另外, 对Ca2+、Mg2+离子高耐受性增加了硼酸盐在硬质盐水中的溶解度, 允许三元复合驱使用硬质盐水。常规碱碳酸钠在10 000 mg/L浓度时的pH值大约为11, 但是它只能与软化水共用。
3.1.2 聚合物
由SNF提供的Flopaam○R3330S聚合物含有30%的水解聚丙烯酰胺, 其相对分子质量为800万道尔顿 (Dalton) 。浓度为0.001 5~0.002的溶液就提供了岩心实验中三元复合驱注入段塞和聚合物驱溶液的足够黏度。这些是从大浓度储备溶液 (0.005聚合物和0.001氯化钠) 制备而来的, 这些溶液用磁力搅拌器混合了1~2天的时间来适当水化干燥的粉末状聚合物。储备溶液用一个1.2 μm的过滤器过滤, 它有小于1.2的良好的过滤系数, 这个过滤系数是根据下面公式, 在开始 (20~40 mL) 和结束时 (80~100 mL) 比较过滤相同体积聚合物溶液的时间:
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3.2 胶束溶液相行为实验
溶解在胶束溶液相中的油和水的体积 (Vo和Vw) 用各自矿化度差值来度量, 统一规一化到总的纯表面活性剂体积 (Vs) , 表示为油和水对矿化度的溶解系数 (分别是Vo/Vs和Vw/Vs) , 假定所有的表面活性剂都分布在胶束溶液相中。两条溶解度曲线与油水相数据相吻合, 交点代表了具有最佳增溶比 (σ*) 和最佳矿化度值 (S*) 的Ⅲ型胶束溶液。
3.3 岩心驱油实验
岩心驱油实验表面活性剂段塞的最佳电解质长度 (即最佳矿化度) 是达到Ⅲ类胶束溶液矿化度区域极低界面张力的关键设计标准。在化学驱中使用矿化度梯度可以保证在捕捉这种低界面张力区域时更稳健的设计, 而不是在整个岩心实验中把不变的最佳矿化度环境作为目标。
4 化学配方
含和不含碱和二价阳离子的高性能胶束溶液在最佳矿化度和显现的低黏度下都有较高的增溶比。相对于其他实验中的胶束溶液, 高抗胶束溶液有较高的最佳矿化度值。此外, 还考虑了复合溶剂和总表面活性剂浓度的影响, 并且发现, 相对于其他参数影响甚微。
4.1 改变表面活性剂比
C16-17-7PO-SOundefined和C15-18IOS表面活性剂的比值在1∶1、5∶3、3∶1、7∶1, 并且只有20 000 mg/L的总表面活性剂浓度的C16-17-7PO-SOundefined在这些实验中使用。此外, 浓度在10 000~20 000 mg/L之间的复合溶剂用来帮助胶束溶液均衡。表2表明了测试不同的C16-17-7PO-SOundefined和C15-18IOS比值的结果。这一比值从7∶1降到1∶1, 最佳矿化度值从21 500 mg/L增加到72 200 mg/L氯化钠。
4.2 复合溶剂和总表面活性剂浓度的附加效应
在相态实验中改变复合溶剂或总表面活性剂的浓度影响耐矿化度性质。对于1∶1的表面活性剂比和20 000mg/L的总表面活性剂, 使用仲丁醇浓度为5 000mg/L和10 000mg/L的两个实验, 当仲丁醇浓度从5 000 mg/L增加到10 000 mg/L时, 最佳矿化度略有降低, NaCl浓度从75 250mg/L降到72 180mg/L, 所以仲丁醇也会轻微促使表面活性剂进入油相。两个实验都有足够高的差异较小的增溶比 (>10) , 当观察相对较低黏度的胶束溶液时, 均衡时间保持不变。表3是对于1∶1的表面活性剂比和20 000mg/L的总表面活性剂, 使用表面活性剂浓度为5 000、10 000和20 000 mg/L的三个实验。
4.3 加入耐矿化度/硬度的表面活性剂
乙氧基磺酸盐表面活性剂C8-3EO-SO-3, 耐矿化度和硬度, 加入到前面使用的高性能C16-17-7PO-SOundefined (mg/L) 和C15-18IOS (mg/L) 表面活性剂中。高性能的表面活性剂在1∶1的比值下保存, 可以提供一定的耐矿化度性能。比较了使用硬质盐水的C16-17-7PO-SOundefined、C15-18IOS和C8-3EO-SO-3之比为1∶1∶0、1∶1∶1和1∶1∶1.4的三个实验。把比值从1∶1∶0增加到1∶1∶1.4后发现, 最佳矿化度值从30 000 mg/L增加到了127 000 mg/L TDS, 证明了乙氧基磺酸盐耐矿化度和硬度的能力。然而, 当1∶1∶0变成1∶1∶1.4时, 增溶比也折中地从18降到6.6, 表明了对于这种特殊的乙氧基磺酸盐, 耐增溶能力的一种权衡。
4.4 偏硼酸钠的影响
偏硼酸钠为含有硬质盐水的配方提供碱的作用, 同时表明其耐硬度性能而不是附加的耐矿化度性能。表4比较了含有7 500 mg/L偏硼酸钠和不含偏硼酸钠的两个相态实验, 两个实验在硬质盐水中的C16-17-7PO-SOundefined和C15-18IOS之比都为1∶1。图1和图2显示了在稳态条件下两个相态实验的增溶数据, 并没有显示适合于实验数据的增溶曲线 (有利于显示UTCHEM历史拟合) , 但是最佳矿化度和增溶比参数列在了表4中。加入偏硼酸盐有助于把最佳矿化度值从30 000 mg/L增加到36 000 mg/L TDS, 同时保证增溶比几乎不变。然而, 最重要的发现是偏硼酸盐能经受超过2 000 mg/L的Ca2+和Mg2+, 仍然能产生低黏度的胶束溶液而没有沉淀生成。
4.5 UTCHEM模型
第一步要决定如何模拟偏硼酸化学特征。溶液和固体种类热力学反应均衡数据在Geochemist′sWorkbench○RRelease6.0数据库。例如, 需要把CaB (OH) +4作为一种水类加入到偏硼酸化学剂中, 因为它螯合了硼酸盐。简单的如, 镁是同钙结合在一起的。一些模拟水反应如下:
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包含在偏硼酸盐的地球化学模型中的三种反应组合包括发生在水相的水/溶液反应、与二价阳离子的沉淀反应, 以及黏土中的黏土交换反应 (消耗碱的主要反应) 。模拟相态和其他相关实验的程序可以在Mohammadi (2008) 中找到。
在UTCHEM中模拟了实验相态数据, 应用于硬质盐水加或不加偏硼酸钠的实验。前面提到的图1和图2显示了油水实验的增溶数据和UTCHEM模型曲线, 曲线和数据有良好的一致性 (表4) 。图2所显示的一致性对偏硼酸也是有益的 (表4) 。界面张力在最佳值处极低, 表明更低界面张力的附加增溶没有多大的作用。
4.6 聚合物耐硬质盐水性能
为了确定聚合物耐矿化度和硬度的性能, 用库埃特型黏度仪在11 s-1和23 ℃下测定了含有各种浓度硬质和软质盐水的聚合物黏度。图3显示了分别包含0.002和0.001 5的硬质和软质盐水的混合物黏度。当矿化度增加到大约40 000 mg/L TDS时, 两个黏度曲线下降明显。当矿化度大于40 000 mg/L TDS时, 硬质和软质盐水混合物有大致不变的黏度, 分别是4 mP5s和8 mPa5s, 证明了聚合物在极高矿化度和硬度下保持黏性的能力。
5 归纳与总结
(1) 人们发现了一种被称作偏硼酸盐的硼砂在0.006 6的二价阳离子溶液中隔绝二价阳离子如Ca2+, 因此能够防止沉淀。所以, 这种新型的碱能够同pH值大约为11左右的硬质盐水一起使用, 而当二价阳离子存在时, 碳酸钠会沉淀。在岩心驱油实验中, 硬质盐水中含有偏硼酸盐的表面活性剂配方具有较高的采收率。
(2) 在UTCHEM模拟器中加入偏硼酸化学剂有助于理解和解释实验数据。胶束溶液相态和岩心驱油的模拟与实验数据有良好的一致性。
(3) 性能良好的表面活性剂和耐矿化度的磺酸盐复合表面活性剂的混合液表现出了0.12 TDS的最高矿化度, 其中含有0.006 6的Ca2+和Mg2+, 当配方矿化度为0.157和0.008 6的二价阳离子时, 在岩心驱油中具有较高的采收率。
(4) 四个岩心驱油实验的矿化度梯度都被设计成能够给出从类型Ⅱ到类型Ⅲ (段塞) 再到类型Ⅰ (聚合物驱油) 预期的相态转变。结果清晰地表明了把聚合物驱油的矿化度减少到类型Ⅰ值时所带来的好处。
摘要：使用常规碱的碱-表面活性剂-聚合物 (简称ASP) 驱油需要软水。但是, 软水来之不易, 并且由于位置、盐水组分及其他因素的影响, 在许多情况下软化硬质盐水代价昂贵, 或者根本无法实现。如, 常规的三元复合驱用碳酸钠来减少表面活性剂的吸附并通过与酸性原油反应产生皂场;但是, 碳酸钠会产生沉淀, 除非使用的是软水。人们已经找到一种被称为偏硼石的硼砂来隔绝二价阳离子 (如二价钙离子) 来防止沉淀。这种方法已经与过滤和表面活性剂配方的选择相结合, 与高矿化度和高硬度的盐水具有良好的配伍性。在硬质盐水中, 含有表面活性剂和碱的化学配方需要通过过滤来改善性能, 通过微乳液相行为实验来提高耐力, 并且在油藏温度下是原始的。目前已经找到一种配方, 最高矿化度为0.012TDS (其中含有0.0066的二价阳离子) , 在岩心驱替中效果很好, 采收率较高, 化学驱残余油饱和度几乎为零。另外, 含有钠的偏硼石和硬质盐水的化学配方, 采收率接近100%, 没有沉淀生成。把偏硼石放入UTCHEM机械模拟器中, 模拟器随即模拟了岩心驱替过程。总的来说, 使用偏硼石的三元复合驱并不比在软化水中使用碳酸钠的常规三元复合驱效果差, 并且证明了不需要软化盐水的三元复合驱在硬质、含盐油藏应用的优越性, 这使在三次采油中应用三元复合驱油有了更多的选择。
三元复合驱结垢与防垢初步认知 篇3
1 区块Ⅰ概况
区块Ⅰ总井数213口, 其中注入井109口, 采出井103口, 以葡I32~33为主要开采层位, 区块于2009年11月9日注入前置聚合物段塞, 2010年5月注入三元主段塞。截止2012年3月末, 区块注入地下孔隙体积0.519P V, 聚合物用量1136.01m g/L.P V, 阶段累积产油49.9784×104t, 阶段采出程度11.05%, 受效井97口, 受效比例94.17%。区块平均PH值9.12, 2010年12月出现第一口垢卡井, 目前一次垢卡21口, 平均检泵周期614天, 二次垢卡5口, 平均检泵周期78天。
2 机采井防垢措施应用
2.1 结垢机理分析
区块Ⅰ三元主段塞主要注入:30%碱浓度、重烷基磺酸钠表活剂以及聚合物。当三元复合驱溶液注入地层后, 溶液中的Na OH和地层中的矿物质及地层水发生反应, 产生大量易成垢离子, 如Ca2+、Mg2+、HCO3-等。当混有易成垢离子的三元复合驱溶液进入油井后, 在井筒附近其压力急剧下降, 流速剧烈变化, 液体中离子浓度平衡被打破, 从而导致井筒、井下设备和地面设备等产生结垢现象, 若油井进入结垢期, 地层碱性增加, 即PH值呈上升趋势, Ca2+和Mg2+离子浓度下降、HCO3-离子浓度下降、CO32-离子浓度上升。
2.2 机采井结垢现象分析
2.2.1 抽油机结垢表象
结垢对抽油机的影响主要是卡泵, 从现场上看, 主要表现在停机卡泵, 热洗卡泵和抽汲卡泵。
(1) 停机卡泵:在柱塞两端压差作用下, 液体中的垢在刮砂槽内被过滤、堆积、压实;而且, 柱塞两端存在一定的梢度, 停压实造成卡泵。
(2) 热洗卡泵:热水洗井时, 大量热水进入井筒内, 液体粘度降低, 垢加速下沉, 在柱塞上部逐渐堆积造成卡泵。
(3) 抽吸卡泵:多发生在柱塞运动的下行程, 原因是在活塞上下运动中, 泵间隙内液体流动、摩擦、成垢, 在泵筒内壁及防砂槽内逐渐吸附→生长→堆积→滤失→压实→增加与泵筒阻力, 最终卡泵。
2.2.2 螺杆泵结垢表象
螺杆泵井见垢之后, 普遍出现举升能力下降的现象, 主要由于:螺杆泵内表面结垢之后, 定子容腔体积变小, 导致泵排量下降;若定、转子磨损会造成泵的漏失量增加, 从而影响举升能力。螺杆泵结垢后定、转子间的过盈值增加, 导致定、转子间法向应力增大, 其摩擦系数呈无规则变化, 工作载荷常剧烈波动, 这种工作负载的剧烈波动将直接导致螺杆泵井频繁发生杆柱疲劳断裂事故, 也就是我们常说的杆断脱现象。
2.3 机采井防垢措施应用
2.3.1 井下防垢措施应用
针对三元复合驱结垢对泵的影响, 抽油机井主要下入山东寿光市坤隆石油机械股份有限公司所产的防垢泵。该泵出油阀安装在柱塞上, 泵筒、联接管、进油阀依次联接, 泵筒、柱塞长度配比满足以下要求:碰泵时, 柱塞上端处于泵筒内, 提完防冲距后, 抽油时的下始点柱塞上端仍然处于泵筒内, 但高于碰泵状态, 此时柱塞下端处于泵筒之下, 抽油时的上始点时, 柱塞上端高于泵筒上端, 柱塞下端进入泵筒内, 泵筒、联接管外安装外筒, 外筒下、进油沉垢分流接头、沉垢尾管依次连接, 泵筒与外筒之间有沉垢环空, 沉垢环空与沉垢尾管相通。抽油过程中, 柱塞全段和泵筒全段始终有相对运动, 柱塞、泵筒表面不会结垢, 泵上油管结垢后可以通过此通道沉入泵下尾管, 不会影响抽油泵生产, 可以延长使用寿命, 卡泵时该泵的解卡成功率高。例A井, 该井2012年4月检泵垢卡, 更换寿光泵后成功泡药解卡一次, 有效延长检泵周期22天。
针对螺杆泵井井下主要下入小过盈螺杆泵, 即适当减小螺杆泵定子与转子的初始过盈量, 并在定子表面制造出微小凹纹储存液体以减小摩擦, 这样可以减小因结垢导致过盈量和摩擦系数的增加导致的扭矩增加, 从而减少杆断次数。
针对已见垢井不再下入防砂筛管, 减少因结垢后导致防砂筛管被垢糊住后引起的抽汲卡泵。目前所产生的卡泵主要为测静压、停电等停机卡泵, 以及运行过程中出现严重不同步现象的不同步卡泵。
2.3.2 地面防垢措施应用
目前对PH大于8.5的机采井采用液体点滴加药装置的安装, 依据泵工作原理不同分为柱塞泵与电磁计量泵的加药装置。
2.3.3 其它防卡泵主要措施应用
强碱三元复合驱目前卡泵井主要采取活动管住、加药50Kg~75Kg泡制, 结合水泥车洗井进行泡药式解卡, 针对卡泵井均采用此方式进行解卡, 目前垢卡井已成功解卡5井次, 解卡成功率达到35%。若检泵检出垢卡, 要对其进行二次洗井, 即活塞未如泵筒内进行加药洗井, 延长阻垢剂持续有效防垢作用。
井下防垢、地面加药以及作业洗井等措施离不开日常管理, 面对三元井停机易卡泵这一特点, 做到故障事不过夜, 无特殊情况停机必须停在下死点, 尤其测静压等人为情况。对待加药装置确保加药时率, 跟踪加药效果。
3 结论与认识
(1) 强碱三元复合驱机采井结垢主要表现在PH值升高。
(2) 井口采用液体加药装置要注重好加药时率, 减少三元复合驱井的结垢, 提高开采效率。
(3) 抽油机井下防止卡泵主要下入山东坤隆防垢泵, 具有沉垢环空装置, 解卡成功率高;螺杆泵井主要下入小过盈螺杆泵, 减小扭矩, 减少断杆。
参考文献
[1]巢华庆, 许运新.大庆油田持续稳产的开发技术[J].石油勘探与开发, 1997, 24 (1) :34-38[1]巢华庆, 许运新.大庆油田持续稳产的开发技术[J].石油勘探与开发, 1997, 24 (1) :34-38
三元复合驱 篇4
在三元复合驱体系配制过程中,由于配制聚合物和表面活性剂的水含有成垢阳离子Ca2+、Mg2+,有的区块还含有Ba2+;水中HCO-3、CO
1 注入系统结垢特征分析
取注入系统各部位垢样,通过电感耦合等离子发射光谱[4]进行组成分析,表1为注入系统各部位垢样组成分析。
由表1可知:(1)各部位垢样的主要成分为CaCO3,含量在75%以上;在部分管件如注入泵阀件和静混器中,有机物的含量较高,超过10%;(2)体系中成垢离子的来源主要是配制用的污水和清水。随着强碱三元复合驱大规模开发,三元采出污水的处理难度加大,特别是污水中的Ca2+、Mg2+、Ba2+和Si,目前的污水处理工艺无法将其清理干净,一部分离子通过污水循环处理后进入三元配制液中,导致注入系统结垢现象越来越严重;(3)泵阀组和静混器是三元流体动力学、热力学条件变化最剧烈的部位,也是结垢最严重的部位。两处的垢样呈现黄白色,具有较大颗粒状,致密,附着力强。由于泵阀组和静混器具有较强的粘切力、流体高速碰撞及摩擦造成聚合物在泵阀组粗糙的垢样表面粘附,因此两处的垢样有机物含量高,垢的质地较粘;(4)注入管道的垢样多为粒状、空间网状堆积物,垢质整体较松散,呈蜂窝状,附着力较小,但是垢粒硬度较大,表面粗糙。垢样在管道内壁的厚度一致,管道上壁与管道下面的的垢样不存在厚度差,所以管道内垢样并不是因为沉积而产生的,而是流体中细小的垢的晶体在流体与管道内壁摩擦的过程中,依附在管道内壁,逐渐生长形成的。另外,垢样中含有的少量有机物为聚合物残片,是三元流体与垢的粗糙表面摩擦的结果。
2 化学防垢控制因素实验
2.1 pH值对防垢率的影响
2.1.1 弱碱体系pH值对防垢率的影响
防垢剂浓度为80 mg/L,体系中加入不同体积的弱碱,测定所得的pH值条件下,对防垢率的影响,如图1。随着pH值升高虽然对防垢率的影响不大,但也存在防垢率有所下降的趋势。主要原因是,体系中随着CO
2.1.2 强碱体系pH值对防垢率的影响
防垢剂浓度为80 mg/L,体系中加入不同体积的强碱,测定所得的pH值条件下,对防垢率的影响,如图2。强碱三元复合驱是随着强碱的质量浓度增大而下降的,下降趋势较弱碱体系要大,尤其当pH值等于10的时候,防垢率变化趋势出现一个突变点:当pH<10时,防垢率下降且较平缓;当pH>10时,防垢率下降较快。主要原因是,强碱的加入,引起体系OH-离子的增加,当pH<10,[OH-]与[Mg2+]结合沉积快,Ca2+离子参与结合沉积少,所以防垢率变化较慢;当pH>10时,Ca2+离子参与结合沉积,所以防垢率变化较快。
2.2 表面活性剂对防垢率的影响
加入碳酸钠调节体系pH值在10～11的模拟体系,对应加入碳酸钠体积数为5 mL和15 mL,加入防垢剂浓度为80 mg/L时,体系中加入200 mg/L、500 mg/L、700 mg/L、1000 mg/L的表面活性剂溶液,防垢率结果如图3。
由图3可以得知:(1)表面活性剂对体系的防垢率有影响。随着pH值的升高,体系防垢率有所下降,随着表面活性剂浓度的增加防垢率基本不变。说明由于表面活性剂分子中的磺酸基团存在,低的界面张力条件下,对防垢剂与成垢阳离子有促进成垢作用;(2)pH值对防垢率的影响比较大,体系pH值高对防垢率有所增加。主要因为CO
2.2.2 强碱体系表面活性浓度对防垢率的影响
加入氢氧化钠调节体系pH值在10～11的模拟体系,对应加入氢氧化钠体积数为1.5 mL和3 mL,加入防垢剂浓度为80 mg/L时,体系中加入200 mg/L、500 mg/L、700 mg/L、1000 mg/L的表面活性剂溶液,防垢率结果如图4所示。
强碱体系中,随着表面活性剂浓度的增加,防垢率呈下降趋势。 [OH-]对体系的防垢率起到关键作用,相对于表面活性剂在结垢影响上比较大。
2.3 聚合物浓度对防垢率的影响
2.3.1 弱碱体系聚合物浓度的变化对防垢率的影响
加入碳酸钠调节体系pH值在10～11的模拟体系,对应加入碳酸钠体积数为5 mL和15 mL,加入防垢剂浓度为80 mg/L时,体系中加入20 mg/L、30 mg/L、40 mg/L、60 mg/L的聚合物溶液,防垢率结果如图5所示。
由图3～图5可以得知:在两个弱碱体系中,聚合物的增加防垢率基本保持不变。主要由于聚合物本身粘度大,造成体系流度增加,对体系盐类具有很强的分散能力,能够将成垢阴阳离子分散悬浮,减少结合机会,从这点上来说,聚合物对体系有一定的防止结垢作用。
2.3.2 强碱体系聚合物浓度的变化对防垢率的影响
加入氢氧化钠调节体系pH值在10～11的模拟体系,对应加入氢氧化钠体积数为1.5 mL和3 mL,加入防垢剂浓度为80 mg/L时,体系中加入20 mg/L、30 mg/L、40 mg/L、60 mg/L的聚合物溶液,防垢率结果如图6所示。
在两个强碱体系中,随着聚合物浓度的增加防垢率基本保持不变。主要由于聚合物本身粘度大,造成体系流度增加,对体系盐类具有很强的分散能力,能够将成垢阴阳离子分散悬浮,减少结合机会,结合图5、图6更能说明聚合物的存在对OH-也有很好的分散作用,减少氢氧化物的结合几率。
3 结 论
(1)体系pH对防垢性能影响较大,弱碱体系要好于强碱体系。强碱体系当pH<10时,防垢率下降且较平缓;当pH>10时,防垢率下降较快,出现突变点。
(2)表面活性剂的良好界面活性,对成垢也有促进作用,在体系pH值较高时,其成垢影响更大。
(3)聚合物主要由于本身粘度大,造成体系流度增加,对体系盐类具有很强的分散能力,能够将成垢阴阳离子分散悬浮,减少结合机会,在一定程度上有减缓结垢的作用。
(4)从结垢控制因素角度来说,pH值>表面活性剂>聚合物。
摘要：三元复合驱注入系统注入驱油剂时,体系含有高化学剂,造成注入系统结垢,垢样组成CaCO3含量大于75%。室内模拟高化学剂体系,进行单因素对化学防垢的性能影响实验,得到影响防垢性能的主控因素:在因素水平上,pH值>表面活性剂>聚合物,对三元复合驱的化学防垢技术推广具有一定的意义。
关键词：三元复合驱,表面活性剂,聚合物
参考文献
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[2]王德民.大庆油田“三元”“二元”“一元”驱油研究[J].大庆石油地质与开发,2003,22(2):1-9.
[3]侯志峰,高清河,钱慧娟,等.ASP油田污水处理用聚酰胺-胺的研究进展[J].广州化工,2012,40(20):16-17.
三元复合驱 篇5
一、三元复合体系注入能力评价研究
1. 理论基础
当三元体系溶液流经多孔介质时, 会引起流度发生改变, 阻力系数RF就是水的流度与三元溶液流度之比:
如果忽略粘弹性的影响, 则运用达西公式, 可将上式变为:
阻力系数RF以及残余阻力系数RRF是室内实验筛选及评价三元体系的重要指标, 也是现场方案设计以及实施非常重要的依据。
2. 实验材料
(1) 碱为Na2CO3, 纯度为分析纯; (2) 表面活性剂为石油磺酸盐, 固含量为40%; (3) 聚合物为分子量为1000万、1600万、1900万和2500万4种, 固含量为90%; (4) 实验岩心采用f2.5×10cm岩心。
3. 实验方案
将四种分子量聚合物三元体系分别配制成工作黏度为30m Pa·s注入各渗透率级别天然岩心中, 具体的实验方案如下所示:
(1) 天然岩心抽真空。 (2) 岩心饱和模拟地层水, 计算岩心孔隙体积; (3) 水驱并记录岩心两端压差; (4) 注入预剪切后的三元体系溶液。以地层中的平均流速0.1ml/min注入三元体系溶液, 记录岩心两端的压差, 为防止窜流, 在注入过程中环压始终高于注入压力1Mpa; (5) 注三元体系完毕后, 进行后续水驱。计算阻力系数、残余阻力系数。
二、实验结果及分析
各实验方案得到的实验结果如下表所示
分析以上表格认为, 阻力系数随岩心渗透率、三元复合体系聚合物分子量的变化规律呈现的特点是: (1) 岩心渗透率相同的情况下, 三元体系阻力系数随三元体系溶液聚合物分子量的增加而增大。 (2) 聚合物分子量相同的情况下阻力系数随天然岩心岩心渗透率的降低而增大。
在得到了弱碱三元复合体系阻力系数及残余阻力系数的基础上, 分析认为:
(1) 2500万分子量聚合物三元体系在黏度50m Pa·s情况下适合200×10-3μm2以上岩心注入, 且在岩心渗透率大于400×10-3μm2时效果较好; (2) 1900万分子量聚合物三元体系在黏度50m Pa·s情况下适合100×10-3μm2以上岩心注入, 且在岩心渗透率大于300×10-3μm2时效果较好; (3) 1000及1600万分子量聚合物三元体系在黏度50m Pa·s情况下适合100×10-3μm2以上岩心注入。
结论
1. 在天然岩心渗透率相同的条件下, 三元复合体系的阻力系数及残余阻力系数均随着体系聚合物分子量的增加而增大。
2. 在三元体系聚合物分子量相同的条件下, 体系的阻力系数及残余阻力系数均随着岩心渗透率的减小而增大。
摘要：三元复合驱作为一种成熟的三次采油方法, 其与地层的配伍关系是现阶段亟需解决的一个问题。本文使用大港油田天然岩心进行弱碱三元体系注入能力评价, 确定数个渗透率级别岩心所适宜注入的聚合物分子量及三元体系黏度。
三元复合驱 篇6
一、三元复合驱采油技术概述
三元复合驱采油技术属于伴随着时代发展进而演化的一种采油技术，其属于化学采油模式，改变了传统的表面活性剂驱，进而使得三种原本的驱材料复合成为了一种，具有更加良好的生产效率。其产生于二十世纪八十年代，主要将传统的一二元驱作为基础，然后通过它们的共同作用发挥。我国应用三元复合驱采油技术起步较晚，不过伴随着我国技术的进步，使得其应用理念更加完善，成功的帮助了行业的发展。三元复合驱采油技术主要是由于传统中的化学驱等的淘汰，使得相关工作人员开展对应的而研究，将三种驱成功的结合在了一起。三元复合驱采油技术采油时，便是一边注水，而另外一方面向其中注射对应的碱类物质和其他驱，使得当石油开采完成后，整体原油的密度更高，并且提高了整体的出油率。在实际的应用中，三元复合驱采油技术需要根据具体情况确定驱的种类，并且根据具体情况确定其具体比例，并且不同比例的驱所产生的效果同样不同。不能让碱类物质过量，通过表面活性剂和高分子聚合物提升石油整体的采用率。在我国的应用时，很容易由于三种驱比例不当进而造成了三元复合驱采油技术的应用问题，应该注意。三元复合驱采油技术属于一种通过复合驱并且在开采中注水的方式实现了基本的石油开采，很多时候三元复合驱采油技术的使用都会因为配比不正确造成麻烦，而且由于一系列的复杂的化学反应，很容易造成对应的材料出现相关问题，将原本的材料的正常使用造成影响，并且酸碱一旦不中和，还可能造成后续开采的困难。因此，三元复合驱采油技术不是万能的技术，不过其在石油开采行业中确实发挥了自设你的功能，我国在应用时更应该清楚的认识其利弊，良好的应用。
二、三元复合驱采油技术在石油开采中的应用
我国的石油开采主要分为三类，根据具体的次数命名，分别命名为一次采油、二次采油和三次采油。三种开采石油方法的命名便代表了其基本的开采困难，以一最低，以三最高，通常三次采油中才会应用三元复合驱采油技术。而石油开采的原理主要便是，油储量基本在暗无天日的地下，整体空气流通较慢，并且伴随着地壳变化以及压力负荷，其空间逐渐的减小，一旦当外力进入到油田部位，便会使其内部发生对应的空气流通，将石油引出来。此种石油开采便属于一次采油。一次采油也是石油开采中最简单的，接下来便到了二次采油，二次采油通过空间压力压迫提升了整体出油量，不过所消耗的时间会增多。当二次采油完成后，便到了三次采油，三次采油是石油开采中效果最好的，结合了二次采油的特点，通过外加试剂使得石油和水共同流出，然后通过萃取得到石油的方法。三次采油应用的便是一种复合技术，其通过生物、化学和物理方法结合在一起，整体石油开采十分高效。三元复合驱采油技术便是应用在三次采油中，通过复合驱的使用并且结合二次采油的理念，使得技术整体向上发展。
三次采油的效果最好，不过其整体的消耗时间也最长，而且对于设备以及相应的技术而言也更为繁琐。在三次采油前，首先应该了解油田的一应相关参数，例如周围地形和分布等，包括了解具体的空气岩石成分等。我国现阶段的三次采油技术尚且属于初级阶段，通过注入化学物质、水蒸气以及微生物等进而改变了油田的分布情况以及石油原油浆液的具体成分。在现阶段的技术体系中，主要分为几类的三次采油技术。根据加入驱的不同，同样命名也有所不同，例如加入化学物质的三次采油技术便被成为化学驱。化学驱也是三元复合驱采油技术的本职，三种复合驱主要便是聚合物、表面活性剂以及碱水三种物质进而产生了良好反应的复合驱，也是三元复合驱采油技术的根本所在。伴随着时代的发展，应用也会越来越广泛，通过我国对石油开采行业不断的投入，将会使得石油开采更加具体且完整。我国现阶段只有大庆油田采用了三元复合驱采油技术作为三次采油技术，其同样属于我们国人的骄傲，我国通过研发该复合驱使得整体采油效率上升了十二个百分点，并且同期远远超过国际水平，伴随着我国各项技术的发展，必然会更加完善且具体，使得我国石油开采技术达到世界一流水平。
三、三元复合驱采油技术机理
石油的开采数量需要根据具体情况才能确定，也需要根据油田的具体体积分数方可确定。现阶段的石油开采按照一定的顺序完成，对于三元复合驱采油技术而言，其通过增加原油流动使得石油开采效率增加，主要的作用机理如下：
1. 复合驱中碱类物质的作用
当复合驱投入到原油中后，碱将会和酸类形成中和反应，进而形成对应的物质然后将漂浮在油水界面上，降低了油水界面的整体张力，并且降低了运行的阻滞，使得更多的原油的流动将会增强，使得其活性范围同样会相应的增加。不仅仅和酸发生反应，同样会与活性剂发生对应的反应，使得活性剂成分中的更多活性分子进入到原油成分中，帮助活性剂可以反应的范围扩大，能够影响的整体原油成分更多，并且可以与沥青质等发生反应，反正综合来说，碱类物质可以和多种原油内的成分产生反应，进而使得原油自身的产生效率更加提升。
2. 表面活性剂作用机理
表面活性剂主要便是改变了原油的整体性能，帮助石油开采中的三次采油更加具有流动性，整体表面抗流动力将会下降到一个非常小的地。活性剂不仅仅作用在原油表面，同时将会改变岩石的自身性能，使得岩石的湿润性发生变化，进而当岩石的湿润程度上升后，便会导致水具有了更强的洗油能力，增强产出。总体来说，活性剂的主要作用，便是改变了原油的自身流动，进而使得流动性增强，在石油开采中的三次采油具有更为良好的而对应驱油。并且针对石油开采而言，活性剂同时提升了皂化反应程度，使得界面张力降低到一个非常小的数值内，帮助整体石油开采更加顺利，并且有效的提升石油开采量。
3. 聚合物作用机理
聚合物的大体作用也是降低整体界面的张力，促进原油的整体流动。其主要通过降低驱替水系的整体粘度，进而降低水分在原油中的整体流度，降低了原油成分中的整体油流度比，使得指进现象大幅度减小，改善流油的整体均值状况，使得驱替水具有更好的波及面积，在三次采油中，可以波及到更多的原油，进而产出更多的原油。并且聚合物可以有效的波及油层垂直方向的分配比，使得吸水剖面更加立体，此种微调都是通过聚合物完成的，然后调整整个上层位置的吸水能力，使得波及效率得到进一步提升。在实际应用，应该保证聚合物的整体浓度处在一个比较稳定的范围内，防止聚合物由于堆积数量过多进而造成各种化学反应，失去本来意义。.
三元复合驱采油技术便是通过此三种主要成分形成复合驱，使得综合能力得到提升，并且三种物质的成分比较固定，相对应的便是将复合驱的自我能力完成提升。伴随着我国在石油领域中应用此技术越来越广泛，使得我国石油开采业已经取得了一定阶段性经济成果，不过“路漫漫其修远兮，吾将上下而求索”，三元复合驱采油技术仍然需要我国技术人员作出精确探索，使得其完成有效的自我发展。
结语：综上所述，三元复合驱采油技术的应用将大幅度提升我国石油开采效率，并且有利于我国石油行业的发展。文中相关三元复合驱采油技术的见解尚且浅薄，希望可以起到抛砖引玉的作用，为我国石油行业的发展带来帮助。
摘要：石油属于化工行业的重要产品,当我国化工企业开采石油时,具体开采技术不同导致生产效率同样会有所不同,因此,为提升我国石油行业的开采效率,需要掌握良好的开采技术。三元复合驱采油技术便属于开采技术中的一种,通过复合驱使得整体开采效率得到有效的提升。三元复合驱采油技术属于化学驱技术体系的一种,通过应用可以帮助我国石油行业有效进步。文章首先概述了三元复合驱采油技术,并且就其在石油开采中的应用展开了分析,望带来帮助。
关键词：三元复合驱采油技术,石油开采,具体应用
参考文献
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三元复合驱 篇7
三元注入站承担着现场试验45口试验井三元体系的注入工作,该站2007年12月新建后投产,有聚合物储罐1座,碱液储罐2座,表活剂储罐2座,表活剂稀释罐2座,500 m3水罐2座,500 m3缓冲罐1座,49台注入泵,4台三柱塞注水泵,目前在用各种耗电设备100余台,担负着三元配制调试、计量注入等三元复合驱油试验任务,自开展试验以来,三元注入站耗电量350×104k Wh左右,日耗电近1×104k Wh。
1.1 耗电状况分析
1.1.1 注入系统
三元注入站的注入系统主要包括进入污水的曝氧处理、三柱塞注水泵升压、表活剂溶液的稀释及三元液橇装注入装置部分,整体注入系统共包括57台泵,其中49套三元注入装置(其中有4套备用装置),4台三柱塞注水泵,2台曝氧泵,2台表活剂稀释泵。若该站57套台泵每年运行时率按95%计算,年耗电量为311.15×104k Wh。
1.1.2 站内采暖系统
三元注入站采暖系统共有2座锅炉,配套的用电设备有升水泵1台,软水补水泵2台(运1备1),循环水泵2台(运1备1)。其中循环水泵在每年采暖期(每年10月至次年5月)连续运转,升压补水泵每天启4~5次,每次时间控制在10 min左右。按采暖期6个月计算,三元注入站采暖系统需消耗电量3.2×104k Wh。
1.1.3 各类储罐的保温系统及搅拌系统
三元注入站现有各类储罐7座,除3座污水缓冲罐无需电热保温外,2座表活剂储罐、2座碱液储罐、1座聚合物母液储罐均采取了电热带伴热保温。同时为了确保表活剂具有较好的流动性,便于现场输送注入,在其储罐上均安装了搅拌装置,且搅拌装置常年连续启用,搅拌器功率为15 k W,因此1年消耗相当一部分电量。根据实际运行状况计算,各类储罐的保温系统及搅拌系统耗电量在47.17×104k Wh。
1.1.4 其他耗电情况
三元注入站其他方面耗电包括表活剂及碱液卸车装置、排污系统、照明系统及相关相电用设备,耗电量在3.7×104k Wh。综上述分析,三元注入站在正常运转情况下,注入时率在95%以上,全站年耗电量可达365.22×104k Wh。综合分析三元注入站耗电量主要集中在注入系统及各储罐保温系统和表活剂原液罐搅拌装置上,这2部分耗电量占全站电量的98.1%。
1.2 节电措施及效果
1.2.1 电动机实现变频器控制
三元注入站目前共有185 k W注水电动机4台(运2备2),对4台注水泵电动机全部加装了变频器,使电动机运行频率始终保持在36~40 Hz范围内,降低了运行电流,全年共节电24.3×104k Wh。
1.2.2 及时调整储罐伴热系统
三元注入站共有冬季伴热储罐5座,总功率85k Wh。通过研究强碱溶液、聚合物溶液在冬季生产过程中的冻结规律,根据气温变化情况及时调整是否伴热,达到减少电量消耗的目的。通过现场摸索发现,进入春季,气温逐渐升高,根据气温的变化,采取了“二、四、六、八”的调整方法。第1阶段:当白天室外环境温度在-20~-25℃,每天11:00—14:00期间将储罐伴热停运2 h,晚上由于气温较低,伴热系统继续启用;第2阶段:当白天室外温度在-15~-20℃,每天10:00—14:00期间将储罐伴热停运4 h,其他时间伴热继续启用;第3阶段:当白天室外温度在-10~-15℃,每天9:00~15:00点期间将储罐伴热停运6 h;第4个阶段:当白天室外温度在-5~-10℃,每天8:00—16:00期间将储罐伴热停运8 h。三元注入站储罐伴热系统采取这种结合温度变化,阶段性启停电伴热的方法,年节电量3.78×104k Wh。
1.2.3 调整表活剂搅拌器的启运周期
三元注入站目前共有表活剂原液储罐2座,安装配套15 k W电动机2台,由于表活剂溶液黏度大,凝固点低,一旦凝固堵塞管线,会给生产带来较大的影响。目前三元注入站表活剂搅拌器为常年运行,年耗电5.91×104k Wh。通过与表活剂厂家合作,确定表活剂原液的凝固规律(图1),表活剂黏度在200 m Pa·s时具有较好的流动性,针对这一特点,在室内进行了表活剂温度与黏度的关系研究,经过实验表明当温度超过20℃,流体黏度可以保持200 m Pa.s以上,从而不影响表活剂的正常流动[1]。采取间歇运行等手段,通过调节搅拌器的启停周期,最大限度地减少搅拌器的运行时间。
结合现场与室外温度变化,有以下具体调整方法:当室外温度上升到20℃左右时,采取白天停晚上启方法(早6点启,晚6点停);当室外温度达到25℃以上,采取停2运1的方法(停2 d运1 d),主要是避免表活剂搅拌器停运时间长,产生凝固造成堵塞管线情况的发生;当气温下降后,当温度下降至20℃左右时,仍采取白天停晚上启方法;进入冬季后连续运转。采取此项措施后,即能确保表活剂溶液的正常注入,又能有效地节约耗电。
2 地面工艺节能
三元注入站地面工艺系统较复杂,设备及仪表设备较多,投资及维护费用也较大。因此从地面工艺系统方面着手,提出一些切实可行的措施,可达到降本增效的目的。
2.1 橇装阀组泵进口软管
三元注入站有49套橇装装置注入确保45口井注入工作,该装置聚合物母液及碱液泵的进口管线均为软管连接直接进液方式,装置在正常运行时母液泵和碱泵同时工作时,震动较大,软管随着震动来回摆动,经常会出现软管刺或漏的现象,严重时会造成软管脱落,导致跑液现象,造成一定的经济损失,也给生产管理带来较大影响,同时也影响了注入井注入效率。
分析表明,泵进口软管脱落的主要原因是软管与泵进口短接用卡子固定,由于泵的震动,卡子松动所致。为解决这难题,改变软管与泵进口短接的连接方式,由原来的卡子固定式连接改革为法兰式连接方式。经过现场多次反复试验,新型软管寿命已超过12个月,未出现渗漏、脱落及跑液现象,保证了三元液的连续注入。
站内所有橇装软管全部更换后再未出现过由于软管漏或脱落给生产带来的影响,可以满足现场生产要求,同时还具有较高的经济效益,若1个法兰式软管按900元计算。1口井半年少更换软管15个,单井节约软管费用0.76万元,49个橇装采用此软管,1年可节省软管费用37.24万元,少浪费聚合物5万元[2]。
2.2 现场仪表方面的节能挖潜
三元注入站由于注入工艺复杂,因此现场安装与应用的仪表较多,全站共有各类仪表1214块,占全队仪表的74.8%,每年仪表维护工作量大,检定费用高,具有一定的节能挖潜空间。自投产以来,由于现场注入方面的要求,表活剂低压稀释流程及橇装表活剂泵一直停用,因此将这些仪表及时采取了封存措施,共封存仪表149块,节约年检定费用1.35万元。
2.3 注入井单井取样阀
三元单井取样周期为1个月2次,取样时,井口取样阀与取样器相连,取样阀内有2个橡胶圈,由于该站单井注的是含碱浓度1.2%三元液,具有较强的腐蚀性,因此经常出现由于橡胶圈腐蚀,取样器出现渗漏现象,给取样及注入井的日常管理工作带来很大影响。为了确保生产将整个取样阀换掉,1口井1年需更换2次取样阀,更换掉的取样阀整体不再利用,45口井1年下来需更换90个取样阀,造成很大的浪费,同时也影响了生产。本着减少浪费、节约成本的原则,对取样阀进行拆解,仅将原来腐蚀的旧橡胶圈换掉,原取样阀的钢体部分可以重复利用,橡胶圈价格低,大大降低了取样阀的成本,重新组装,达到节约成本的目的。2014年以来,一直采用这种仅更换取样阀内橡胶圈的方法,1年共少更换取样阀85个,节约成本8.5万元。
2.4 注入井井口过滤器
三元注入站注入的是1.2%强碱三元注入体系,注入过程中出现井口过滤器由于碱、表活剂结晶分层沉淀或结垢而造成的堵塞现象,影响三元液的正常注入[3]。
为解决这一问题就需要更换井口过滤器,若更换新的井口过滤器成本较高,而且更换周期较长,为了不影响生产,达到节约成本的目的,采取了“清洗再利用”的方法。现场在分析垢质的同时,及时与相关技术人员联系,配制了适合清洗过滤器垢质的酸液,然后将拆卸下来的过滤器进行酸洗处理,现场清洗效果较好。
3 结语
2014年三元注入站开展节能降耗措施以来,从电能及地面工艺两方面下功夫,经过努力1年共节电31.11×104k Wh,节约仪表检定费2.3万元,共清洗安装了井口过滤器78个,更换后节约成本0.62万元,其它费用39.16万元,取得明显的效果。
参考文献
[1]刘晨,王业飞,于海洋,等.低渗透油藏表面活性剂驱油体系的室内研究[J].石油与天然气化工,2011(5):486-489.
[2]吴长利,唐红翠,赵连河,等.油田地面工程存在的主要问题及对策[J].石油规划设计,2003(4):17-19.