垦利3-2油田注入水结垢与防垢试验研究

2015-12-03 06:17王珊中海油研究总院北京100027
长江大学学报(自科版) 2015年7期
关键词:防垢垦利馆陶

王珊 (中海油研究总院,北京100027)

随着油田开发的不断进行,注水开发已经成为海上油田普遍采用的二次采油方式,水的注入能有效维持和进一步补充储层压力与地层能量,提高采收率。若注入水水质不稳定或与储层不配伍,不但达不到稳产增产的效果,而且可能对储层造成伤害[1,2]。下面,笔者通过室内试验分析了垦利3-2油田地层水及水源水的水质成分,对注入水自身结垢趋势、注入水与储层之间的配伍性进行了研究,为现场注水开发提供技术依据。

1 试验部分

1.1 垦利3-2油田地层水与水源井水数据

垦利3-2油田明化镇组水借用渤中34-1-B4井明化镇组水质数据,东营组水借用渤中34-6-1井东营组水质数据,水源水借用BZ34-1-A34馆陶组水质数据,详细见表1。

表1 垦利3-2油田明化镇组、东营组与馆陶组水质数据

1.2 垦利3-2油田注入水方案

采用垦利3-2油田产出水与垦利3-2油田水源井水混合水样作为垦利3-2油田注入水,其中产出水采用明化镇组或东营组地层水水质数据,水源井水采用馆陶组水质数据。

1.3 垦利3-2油田注入水结垢趋势分析

对水样结垢趋势的预测采用Oddo-Tomson饱和指数法[3,4]。通过成垢物质的饱和指数Is来表征是否有垢生成。预测模型为:

式中,Ksp为溶度积,是温度(t)、压力(p)和离子强度(Si)的函数;[Me]为阳离子活度,如[Mg2+]、[Ca2+]等;[An]为阴离子活度,如[CO]、[SO]等。

结垢趋势判断如下 :Is<0,表示不结垢;Is=0,表示处于平衡状态;Is>0,表示结垢。

1.4 垦利3-2油田注入水防垢措施研究

试验方法参照石油天然气行业标准《油田用防垢剂性能评价方法》[5]。

1.5 垦利3-2油田注入水与储层岩心的配伍性研究

室内利用岩心流动试验从动态方面对垦利3-2油田储层保护进行研究。具体步骤如下:选取垦利3-2油田储层岩心,经洗油、洗盐、烘干后用与注入水矿化度相同KCl盐水抽真空饱和并浸泡老化40h后,测定岩心在80℃下的初始渗透率K1;在相同流速与温度下,用注入水驱替,测定不同注入量PV数与岩样渗透率Kr的关系;计算渗透率保留值:

2 垦利3-2油田注入水自身结垢分析

由水质数据表可以看出,水中所含的成垢阳离子为Ca2+和Mg2+,而阴离子为HC、SO,由于MgCO3的溶度积明显大于CaCO3,另外MgSO4是溶于水的,因此初步分析垦利3-2油田注入水成垢的类型只可能为CaCO3和CaSO4。

2.1 注入水在不同温度下结垢趋势预测

对垦利3-2油田注入水在不同温度下的CaSO4垢和CaCO3垢饱和指数进行计算。对于纯注入水,不存在CO2分压的影响,CaCO3垢饱和指数按单相系统计算。CaSO4垢和CaCO3垢饱和指数计算结果见表2~表5。

1)垦利3-2油田明化镇组产出水与馆陶组水源井水。由表2与表3可以看出,在50~120℃温度范围内垦利3-2明化镇组产出水与馆陶组水源井水2种水相互混合会产生CaCO3垢,不会产生CaSO4垢。当馆陶组产出水与明化镇组水源井水2种水混合比例为1∶3时,结垢趋势最大(Is为1.52~3.27)。

表2 馆陶组产出水与明化镇组水源井水混合在不同温度下的CaSO4垢饱和指数Is

表3 馆陶组产出水与明化镇组水源井水混合在不同温度下的CaCO3垢饱和指数Is

2)垦利3-2油田东营组产出水与馆陶组水源井水。由表4与表5可以看出,垦利3-2油田东营组产出水与馆陶组水源井水2种水相互混合在50~120℃温度范围内会产生CaCO3垢,不会产生CaSO4垢。馆陶组水源井水与东营组产出水2种水混合比例为2∶2时,结垢趋势最大(Is为0.90~2.66)。

表4 馆陶组水源井水与东营组产出水混合在不同温度下的CaSO4垢饱和指数Is

表5 馆陶组水源井水与东营组产出水混合在不同温度下的CaCO3垢饱和指数Is

2.2 注入水在不同温度下的结垢程度

由结垢趋势判断可知,垦利3-2油田注入水在50~120℃温度范围内均会形成CaCO3垢。选结垢趋势较大的2种混合水(V馆陶组∶V明化镇组=1∶3与V馆陶组∶V东营组=2∶2),参照石油天然气行业标准《油气田水分析方法》[6]中EDTA络合滴定分析法,由成垢前后Ca2+浓度的变化换算结垢量,来表征其结垢程度,结果见表6。由表6可知,垦利3-2油田注入水在50~120℃温度范围内都会不同程度结CaCO3垢,其结垢程度(CaCO3结垢量)随着温度升高而增大。

表6 混合水样在不同温度下CaCO3结垢量

3 垦利3-2油田注入水防垢措施研究

垦利3-2油田注入水会形成CaCO3垢,有必要采取适当措施控制结垢。选择结垢程度较大的混配水(V馆陶组∶V东营组=2∶2)按照石油天然气行业标准《油田用防垢剂性能评价方法》[5]进行防垢剂防垢性能评价。

3.1 防垢剂的筛选

对7种聚合物和有机膦酸盐防垢剂在90℃下进行筛选(恒温时间12h,防垢剂加量为30mg/L),结果见表7。由表7可知,当防垢剂加量为30mg/L时,7种防垢剂中HEDP对混配水的防垢效果较好,防垢率可达95%以上。

3.2 防垢剂在不同加量下的防垢效果

考察HEDP防垢剂的加量分别对混配水防垢效果的影响(温度90℃,恒温时间12h),试验结果见图1。由图1可知,随着HEDP防垢剂加量的增大,防垢率也随着增大;当HEDP防垢剂加量为20mg/L时,对混配水的防垢效果较好;随后HEDP防垢剂加量再增大,防垢率增大不明显。因此,HEDP防垢剂推荐加量为20~30mg/L,其防垢率≥90%。

3.3 温度对HEDP防垢剂防垢效果影响

考察HEDP在不同温度下分别对混配水的防垢效果(HEDP防垢剂加量为20mg/L,恒温时间12h),试验结果见图2。由图2可知,HEDP在50~120℃范围内对馆陶组水和混配水的防垢效果均比较好,其防垢率≥90%。

表7 不同防垢剂的防垢率

图1 不同加量下HEDP的防垢率

图2 不同温度下HEDP的防垢率

4 注水过程储层保护研究

选择结垢程度较大的混配水(V馆陶组∶V东营组=2∶2)作为注入水,测定不加防垢剂与加入25mg/L HEDP防垢剂的注入水在注入过程中,不同注入孔隙体积倍数与岩心渗透率保留值的关系,测定结果见图3。由图3可知,上述注水方案对储层岩心渗透率造成的损害不容忽视,投加防垢剂后岩心渗透率保留值可达95%以上,可避免因地层流体不配伍而结垢造成的地层伤害。

图3 不同注入孔隙体积倍数与岩心渗透率保留值的关系

5 结论

1)垦利3-2油田注入水自身不稳定,在地层温度范围内会产生CaCO3垢,且CaCO3结垢趋势随温度的升高而增大。这与注入水静态结垢程度(CaCO3结垢量)随温度的变化规律一致。

2)针对垦利3-2油田注入水存在自身结垢问题,优选出防垢剂HEDP,其具有良好的防垢效果与抗温性。当加量为25mg/L时,其防垢率≥90%,可以大大减轻结垢对岩心渗透率损害,岩心渗透率保留值≥95%,满足垦利3-2油田注水开发的要求。

[1]余焱冰,高建崇.SZ36-1油田注入水与储层配伍性实验研究 [J].工业水处理,2012,32(10):68~71.

[2]李明忠,秦积舜,郑连英 .注水水质造成油层损害的评价技术 [J].石油钻采工艺,2002,24(3):40~42.

[3]尹先清,郑琼,李玫,等 .大港南部油田回注污水结垢性与配伍性研究 [J].工业水处理,2008,28(10):24~26.

[4]郑华安,田艺,梁玉凯,等 .涠洲油田群注入水伤害研究 [J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2014,36(3):126~130.

[5]SY/T5673-1993.油气田防垢剂性能评价方法 [S].

[6]SY/T5523-2006.油气田水分析方法 [S].

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