强碱三元复合驱（精选7篇）
强碱三元复合驱 篇1
摘要：本文对一类油层强碱体系三元试验区的成垢机理进行系统的分析,并通过现场油井结垢时的各项参数变化进行详细分析,初步总结出三元强碱体系下三元复合驱油井结垢的判断方法,为三元工业性生产提供参考。
关键词：三元复合驱,成垢机理,判断
1、地质条件分析
葡萄花油层的沉积环境为河流-三角洲，属于碎屑岩储油层，葡Ⅰ1-4油层空气渗透率913.1×10-[3]μm[2]，孔隙度为27.3%，岩性以细砂岩、粉砂岩为主，细砂含量42.4%，粉砂含量33.8%，粒级以细砂为主，主要成分为长石、正长石和石英。胶结疏松，以接触式、孔隙接触式胶结为主，胶结物主要为泥质,泥质含量8.1%。葡Ⅰ组油层粘土矿物以伊利石为主，含量占60%，其次为高岭石，含量28%，伊蒙混层和绿蒙混层含量12%。由于高岭石含量较高，油层呈现弱速敏，含有蒙脱石使油层具有弱水敏，葡Ⅰ组油层对油层注入水的矿化度呈弱—中等敏感性，临界矿化度值为2500mg/L，无酸敏、碱敏反应。
2、强碱体系下三元复合驱成垢机理
（一）地层岩石的碱溶机理
1、表面硅化合物基团的碱溶反应
注入体系中的碱被高压注入后，在地层流动过程中，与硅酸盐类岩石表面接触并发生碱溶蚀反应，生成可溶性基团进入地下流体中。
2、岩石内部的硅氧键逐步被破坏，导致岩石结构解体
岩石表面被碱破坏以后，岩石内部的硅氧健也逐渐被破坏，导致岩石结构逐渐解体。被碱溶蚀的硅，以其可溶性盐的形式进入地层流体，随地层流体的流动而发生转移。
3、石英的碱溶机理
结晶良好的石英，晶格活化能大，有足够大的晶格尺寸，比表面积小，因此只能产生第一表面反应。弱结晶或非结晶的SiO2岩石则有大量活化的硅烷键位置，结构上孔洞很多，晶体尺寸往往接近微晶范围，内外比表面积都很大，H2O和Na+,K+,OH-易于侵入而产生晶格的逐步破坏。在碱溶液中，SiO2表面的Si-O-键被碱溶解，进入地下流体中。岩石碱溶后以其可溶盐的形式进入地层流体中，随地层流体的运动发生转移。
（二）碳酸盐垢形成机理
通过对采出液与注入水分析，地下流体中能够与碱发生发应的主要离子是Ca[2]+、Mg[2]+、HCO3-，反应生成氢氧化物和碳酸盐沉淀。
油田水结垢过程是一个复杂的过程，可以简单表示如下：水溶液→过饱和→晶体析出→晶体生长→结垢。
其中，过饱和是结垢的首要条件，结垢过程还受聚合物、表面活性剂的影响，同时受热力学、结晶动力学、流体动力学等多种因素的影响。
体系中成垢离子的存在是一个动态的过程，体系由不平衡向平衡过渡，再由平衡过渡到不平衡，最终达到一种新的平衡状态。体系中成垢离子浓度达到一定程度时，不再形成垢物质沉淀，体系逐渐进入平衡状态，体系因组成、热力学等条件的改变体系再次进入不平衡状态，成垢物质再次沉淀析出，之后体系再次进入平衡状态。体系中垢的形成是一系列动态的平衡-非平衡过程。但是体系最终会达到成垢离子的极限平衡。这个极限平衡与体系的温度、离子组成、热力学等条件有关，并遵从基本的化学原理。
（三）硅垢的形成过程
在强碱体系中，当pH>13.4时，体系中的硅主要以H2SiO3[2]-存在;随着溶液pH值降低，体系中SiO(OH)3-增大，当pH=10.6时开始生成Si(OH)4;随p H降低，Si(OH)4生成量增加。单分子硅酸存在形式有三种：H2SiO3[2]-，SiO(OH)3-和Si(OH)4，且pH值不同时，其存在形式就不同。硅酸很不稳定，在碱性条件下分子内通过缩合形成多硅酸。
聚合链继续下去，形成多聚硅酸的球形颗粒。最终生成无定型SiO2，无定型二氧化硅由于热力学、动力学的作用，晶体逐渐长大，最终生成坚硬的晶体二氧化硅。
此无定型二氧化硅及各种复杂溶液从注入井到采出井流动过程中，井筒采出水的温度、压力及动力学条件发生变化，促使结垢程度增强，原有的油藏平衡条件遭到破坏，使生产井出现结垢。
3、现场情况分析
注入三元体系0.13PV时，2口中心采出井见垢，垢质疏松，呈褐色蜂窝状，厚度在0.5-1mm之间，垢质成份主要以碳酸钙为主,说明注入三元体积0.13PV时试验区进入结垢初期阶段;注入体积0.25PV后，大面积见垢，中心结垢井增至12口，并已逐步向边井发展，目前边井已发现结垢4口，并且结垢程度加剧，垢质坚硬，呈灰白色致密颗粒状，厚度在1-2mm;检泵周期由三元初期404d，下降至203d，最短20d;垢质主要成份已由钙垢转变为硅垢和钙垢混合物，但主要以硅垢为主，泥质明显减少;三元采出液离子浓度变化显著，部分井化学剂突破，17口井采出液中检测到表活剂，平均浓度6.7mg/L，其中10mg/L以上的有5口井，3口井采出液中见碱，说明试验区已进入结垢中期阶段。
4、几点认识
1、油田水结垢过程是一个复杂的过程：水溶液→过饱和→晶体析出→晶体生长→结垢。
2、硅垢的生成都是先生成硅酸单分子，硅酸单分子聚合成多硅酸，多硅酸在碱性条件下脱水缩合过缩合形成多聚硅酸，多聚硅酸碱性条件下脱水生成硅垢，生成的硅垢XRD分析基本是无定型二氧化硅。
3、在三元体系下，可溶性硅离子浓度极低，最高不超过30mg/l，很容易生成硅垢。
4、油井结垢具有一定规律性，一般情况，在满足以下4个条件中任意2个条件，判断为开始出现结垢。
一是采出液中Ca[2]+和Mg[2]+浓度上升后再下降到50mg/L以下开始出现碳酸盐垢;二是当采出液中PH>9时，进入结垢区;三是HCO3-离子呈下降趋势、CO3[2]-离子上升趋势时有结垢趋势;四是硅离子浓度呈上升趋势，在达到30mg/L以上时开始有硅垢。
参考文献
[1]王玉普等.三元复合驱过程中的结垢特点和机采方式适应性[J].大庆石油学院学报,2003,27(2):20-22.
[2]大庆油田有限责任公司.大庆萨尔图油田南五区一类油层强碱体系三元复合驱工业性矿场试验方案.大庆:2005,15～24
[3]董喜贵宋吉水尹中民.大庆油田萨南开发区高含水期开发技术论文集.北京:石油工业出版社,2004
江苏油田三元复合驱研究 篇2
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
[1]程杰成,吴军政,胡俊卿,等.三元复合驱提高原油采收率关键理论与技术.石油学报,2014;35(2):310—318Cheng Jiecheng,Wu Junzheng,Hu Junqing,et al.Key throries and technologies for enhanced oil recovery of alkaline/surfactant/polymer flooding.Acta Petrolei Sinica,2014;35(2):310—318
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三元复合驱含油污水处理技术 篇3
1 三元复合驱污水的特点
1) 三元复合驱采出水中含有大量的聚丙烯酰胺, 表面活性剂和碱致使污水的黏度变大, 污水中油珠粒径变小, 污水乳化严重;
2) 聚合物驱采出污水由于其粘度高、油水乳化严重, 所以污水携带固体悬浮物能力强、油滴和固体颗粒上浮或下沉阻力大。
以上因素使得传统的隔油池、沉降设备处理效率低, 过滤装置容易堵塞。
2 处理工艺
2.1 物理方法
物理方法处理三元复合驱含油污水主要是着重加强高效处理设备的研究来提高处理效率。曹振锟等根据“浅池理论”研制开发了处理三元复合驱含油污水的组合式沉降分离装置。[1]利用交叉流斜板, 使油珠聚结加速上浮, 固体物质加速沉降, 从水中分离出来。与沉降罐比较, 具有出水水质好、处理效率高、占地少的特点。
陈雷[2]等采用聚结法, 通过改进聚结除油填料的空间结构形式和填装方式, 提高聚结效率。采用工艺:原水→聚结反应器→斜板沉降→砂滤→回注。聚结装置首先使原水中的油粒相互聚结成直径较大的颗粒, 使之易于重力分离, 同时去除原水中的浮油;在后续的斜板沉淀工艺中, 变大的油粒依靠密度差实现有效的油水分离, 悬浮固体含量也相应地得到部分去除;石英砂过滤处理可将水中残余的油粒、悬浮固体最终去除。整个工艺流程未投加任何药剂, 处理后出水水质满足回注水质要求, 可作为三元复合驱采回注用水处理工艺。
下图是大庆采油厂的三元复合驱含油污水处理的工艺流程:
油站来水—曝气沉降—气浮沉降罐—一级双层压力过滤—二级过滤—缓冲外输的处理流程。该流程是以传统含油污水的处理工艺组合起来的。该工艺流程的处理效果较好, 但是运行一段时间后由于三元复合驱水水质较复杂, 沉降罐会出现效率不高的现象, 过滤罐的结构及反冲洗方式不是很合理, 严重的影响了过滤效果。该工艺流程还有待进一步的改进和完善。
2.2 化学法或物理化学法
目前含聚污水处理研究的一个主要方向是药剂的改进和新型药剂的研制。龙凤乐[3]等用有机阳离子型和非离子型药剂多元复配制备除油剂, 进行了三元复合驱采出液油水分离剂的试验, 在实验室试验基础之上提出一系列加药方案, 并进行了现场试验。结果表明有机阳离子型除油剂RNJ可以较好的解决注聚含油污水的处理问题, 在投加质量浓度为10mg/L时, 在一次加药的情况下, 除油率达到90%。
陈颖等用次氯酸盐氧化法制备K2Fe O4所得到的滤液是一种较稳定的强氧化剂, 用该滤液氧化油田三元复合驱污水, 降解率大于60%。该方法的出水水质较好, 强氧化剂不仅可以降解污水中的聚合物、COD对其它杂质也有一定的去除效果。
李玉江等[4]电厂粉煤灰为主要原料研制了一种新型复合无机高分子混凝剂PAFS, 用于三次采油废水的混凝水处理, 结果表明该混凝剂效果明显优于PAS和PFS, 其出水满足油田污水一级处理的出水水质。
该法可在不改变传统含油污水处理流程的基础上, 通过投加化学药剂, 达到处理三元水的目的, 但是该法化学药剂投加量大, 日常运行费用高, 且由于药剂的加入, 给整个系统产生的污泥及反冲洗水的处理带来了更大的难度, 由于现场水质的多变性, 实验室的处理效果和现场存在很大的差别, 实际应用大多未能取得预期的效果。
2.3 生化法
生化法是污水处理中常用的一种方法, 其原理:微生物+石油烃类或油中其他含碳物质 (碳源) +营养物 (N, P等) +氧→微生物增殖+二氧化碳+水+氨及磷酸根等。该方法运行费用低、管理方便、操作简单、出水水质好。但是由于油田污水中含有大量的油份, 给生化法的预处理提出了很高的要求, 导致了其在油田污水处理领域的应用受到了很大的限制。宋永亭[5]等采用生化法对三次采油污水进行处理, 实验过程中应用了高效降解聚丙烯酰胺菌和烃类氧化菌, 有效降低了污水中的聚合物含量、含油量、悬浮物和COD等。生化法处理三元复合驱污水目前还只停留在实验室的研究阶段, 没有得到现场的广泛应用, 处理原理、技术、运行条件等还有待进一步的研究。且目前这方面的研究很少。
3 结论
1) 物理法处理三元复合驱污水处理方法简单, 一般不需要外加药剂, 处理费用低, 但是处理后水质还有待提高。且反应器结构、运行方式等还有待进一步的优化;
2) 化学法处理三元污水, 主要是药剂的改进和新型药剂的研制, 实际应用可不改变原有处理工艺, 基建费用低, 但日常的运行费用高且造成二次污染。发展方向: (1) 无污染的化学药剂; (2) 处理能力更强的高效化学药剂;
3) 生物处理工艺还不成熟, 尚属研究阶段。生物法水力停留时间长、占地面积大、建设周期长也限制了其在含油污水处理方面的应用。高效的特种降解菌和生物处理构筑物结合的生物处理技术是我国三元复合驱水的生物处理的发展趋势;
4) 上述的各种处理方法各有优缺点, 具体的处理工艺还要根据含油污水的性质、现有条件和处理要求等, 选择一种或者多种方法联合使用, 发挥各处理单元的优势, 提高处理水的出水水质。
参考文献
[1]曹振锟, 等.组合式沉降分离装置处理三元复合驱采出水现场试验研究[J].油气田地面工程, 2002, 21 (5) :65-66.
[2]陈雷, 等.三元复合驱采石油废水的处理与回用研究[J].中国给水排水, 2001, 17 (6) :4-6.
[3]龙凤乐, 等.胜利油田注聚采出液含油污水处理技术研究[J].工业为水处理, 2005, 25 (8) :30-33.
[4]李玉江, 等.复合混凝剂PAFS处理油田三次采油废水[J].山东化工, 2004, 33 (1) :9-11.
三元复合驱结垢与防垢初步认知 篇4
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
三元复合驱采出液降粘技术研究 篇5
近年来大庆油田开展了大规模的三元复合驱现场试验, 在提高原油采收率和取得显著的增油效果的同时也给后续的油水处理带来了困难。试验研究表明, 聚合物驱采出液中残余的聚丙烯酰胺使水相粘度增大, 导致油珠上浮的阻力增大并使油珠间碰撞机会减小, 从而使污水沉降时间延长, 增加了油水分离难度。三元复合驱采出液粘度的大小直接影响三元复合驱采出液处理的难易程度。只有降低聚合物粘度, 才能缓解采出液的后续油水处理的问题。
1 实验部分
1.1 实验条件
大庆油田三元复合驱井口采出液, 油水分离后进行实验。
1.2 实验方法
1.2.1 不同温度对三元采出液粘度及破乳效果的影响
降粘效果分析方法:将恒温水浴分别调到40℃、45℃、50℃、55℃和60℃, 记录井口采出液中水相的粘度值。
1.2.2 不同曝氧时间对三元采出液粘度的影响
在温度40℃, 利用空气压缩泵向溶液中打氧, 曝氧时间分别为0min、30min、60min、90min时, 记录217来液中水相的粘度值。
1.2.3 不同浓度H2O2溶液对三元采出液粘度的影响
分别以1.0%、5.0%、10.0%的比例在217来液的水相中加入H2O2溶液后, 测其粘度值。
1.2.4 加入微生物菌液对三元采出液粘度的影响
将微生物菌液按2%的比例接种到217站来液的水相中, 曝氧, 分别在0h、24h、48h、72h测其粘度值。
2 实验结果与讨论
2.1 不同温度对三元采出液降粘效果的影响
在温度从40℃升高到60℃的过程中, 聚合物粘度由最初的6.5mPa.s降低到3.4mPa.s, 60℃时粘度降解率可达47.7%。由于升高温度, 会使三元采出液中HPAM产生降解, 即分子链断裂, 高分子变成较小的分子。故随着温度升高, 粘度损失随之增大。
2.2 曝氧对三元采出液降粘效果的影响
在曝氧时间从0到90m i n的过程中, 聚合物粘度由最初的6.5mPa.s降低到5.1mPa.s, 当曝氧时间为90min时, 粘度降解率为21.5%。说明, 通过曝氧, 能够影响三元采出液的粘度, 使采出液粘度降低。
2.3 不同浓度的H2O2溶液对三元采出液降粘效果的影响
如表2.1所示, 加入不同浓度H2O2溶液影响三元采出液的粘度, 使采出液粘度降低。当H2O2浓度为10.0%时, 粘度降解率能达到6.0%。但是H2O2溶液的强氧化性对设备造成腐蚀, 必须有后续还原处理, 现场应用困难。
2.4 微生物菌液对三元采出液降粘效果的影响
分析表2.2中数据, 不加入菌液的粘度降解率在48h和72h分别为29.9%和27.1%。加入菌液后粘度降解率在48h和72h分别为37.4%和45.8%。扣除其在空气中的降解, 微生物的净降解率在48h和72h分别为7.5%和18.7%。
目前虽然微生物降解效果相对一般, 但具有方法环保, 降解可达无机化, 无二次污染, 处理费用低等显著优势, 今后具有广阔的发展前景。
3 结论
(1) 提高温度可以降粘, 当温度达到60℃时, 粘度降解率可以达到47.7%, 降粘效果明显, 同时可以提高破乳效率。
(2) 曝氧可以降粘, 当曝氧时间为60min时, 粘度降解率可以达到21.5%。
(3) H2O2溶液有一定的降粘效果, 当H2O2浓度为10.0%, 粘度降解率为6%, 但腐蚀性较强, 需后续还原处理。
(4) 超声波降粘, 粘度降解率可以达到30%, 但同时可能带来采出液进一步乳化的副作用。
(5) 推荐使用提高温度方法对三元复合驱采出液进行降粘处理, 并深入研究微生物降粘技术, 改良菌种。
参考文献
[1]朱麟勇等, 部分水解聚丙烯酰胺在水溶液中的氧化降解对温度的影响.高分子材料科学与工程, 2000, (16) 1:115～116
强碱三元复合驱 篇6
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。
强碱三元复合驱 篇7
1三元复合驱采油技术概述
石油开采主要有三种类型,分别为一次采油、二次采油和三次采油,但通常每次采油的出油率仅为1/100。一次采油主要是用于未开采的新油田,由于油田长时间埋藏在地下深处,受到覆盖层的挤压力和重力影响,其存储空间较小,而在打通地下通道时会因为不同压力而使得空气出现流动,因此,需把石油原液带离地下存储区。二次采油主要是通过地下存储器的压力来驱油,并利用增加模拟空间压力的方式对石油进行开采。相较于一次采油而言,二次采油出油率有了明显的增加。三次采油则是在二次采油加压方式的基础上进行石油萃取的一类置换方式。其结合了生物采油、物理采油以及化学采油三种方式,其通过各类物体的接触来有效聚集分散石油,以实现增加石油开采量的目的,该技术已成为我国油田增产与稳产的重要技术之一,其石油采收率可高达76%。 其中三次采油的主要技术为三元复合驱采油技术,其是在化学驱中独立出来的一类新型石油开采技术。所谓三元复合驱技术指的是将聚合物、碱类物质以及表面活性剂等同水一同注入,通过提高石油原液粘度以及体积波及系数来增加石油的出油率。其转变了传统的表面活性剂驱,并促使三种原本的驱材料复合成为了一种,可以很好地提高了采油效率。在具体应用过程中,还需结合实际情况来选择三合复合驱采油技术驱的种类,以及确定其具体比例,避免由于种类选择不当或是比例配比不当所导致的碱过量或不足,从而导致难以发挥出中和作用的效果,致使后续石油开采出现困难。所以, 在石油开采中,还应结合空气主要成分、岩石性质等方面内容对所建比例进行调整。
2三元复合驱采油技术机理
2.1复合驱中碱类物质的作用
在石油原油中添加复合驱后,碱类物质能够和原油中的多种成分发生反应,从而提高原油自身的产生效率。如酸类物质会和碱发生中和反应,所产生的物质会漂浮于油水界面, 使得整体油水界面的张力下降,从而使得运行的阻滞减少, 增强了原油的流动,且相应的增加了其活性范围;碱可与活性剂发生反应,扩大活性剂的反应范围,促使更多的活性分子进入原油成分当中,从而增加整体原油成分;碱还可以与沥青质等物质发生反应。
2.2表面活性剂作用机理
表面活性剂能够有效改善整体原油性能,提高三次采油的流动性,最大程度地降低了整体表面抗流动力。此外,活性剂会对岩石的性能起到一个改变的作用,改变了岩石的湿润性,当增加了岩石的湿润程度后,会使水的洗油能力提高, 从而增强了流动性。在开采石油时,活性剂对皂化反应还起到了促进的作用,降低界面张力至一个极小的数值内,从而保证石油开采能够顺利开展。
2.3聚合物作用机理
聚合物的作用主要在于降低整体界面张力,提高整体原油的流动性。其原理主要在于将整体驱替水系粘度降低,从而使得原油中的水分流动降低,使得整体原油的油流度比减小, 进而促使整体流油均值状况得到改善,扩大了驱替水的波及面积,这就使得原油受到更多的波及,从而提高了原油的产量。 不仅如此,聚合物还可以波及到油层垂直方向的分配比,促使吸收剖面更为立体。
3三元复合驱采油技术的利弊
总的来说,三元复合驱采油技术是一种混合型原料伴随注水的方式,其对三元驱的要求较高,尤其是在添加碱时, 尺度较难准确把握。一般而言,在矿物质中含有许多硅酸盐, 而碱会与流体和底层中的矿石产生反应,从而形成无机垢。因为地层清理起来较为困难,随着时间的增加,有机垢逐渐沉积, 在中和反应时,在酸性气体挥发的影响下,所形成的物质会对管道材料起到一个腐蚀的作用。此外,在添加表面活性剂时, 还需将酸碱反应形成的表面活性剂考虑在内,避免出现工艺重复,生产成本增加的现象。
参考文献
[1]李萍.三次采油技术发展趋势与问题研究[J].中国化工贸易,2015,(15).
[2]卢冬平.三次采油技术的现状及发展趋势探讨[J].中国化工贸易,2014,(02).