注聚區(qū)油井防砂層堵塞原因與解堵措施

劉 東,李 麗,周承詩,宋金波,李 琢,王叢叢

(1.中國石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院,山東東營 257061;2.勝利油田采油工藝研究院,山東東營 257000)

注聚區(qū)油井防砂層堵塞原因與解堵措施

劉 東1,李 麗1,周承詩2,宋金波2,李 琢1,王叢叢1

(1.中國石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院,山東東營 257061;2.勝利油田采油工藝研究院,山東東營 257000)

針對(duì)勝利油田注聚合物區(qū)塊油井防砂層的堵塞問題,通過 X射線衍射、顯微觀察、激光粒度和氧化鋁色譜等分析手段,對(duì)注聚區(qū)油井防砂層注聚前后砂樣的形態(tài)和表面物種組成進(jìn)行分析;分析聚丙烯酰胺 (PAM)的降解機(jī)制,并進(jìn)行解堵劑的優(yōu)選。結(jié)果表明:造成防砂層堵塞的主要原因是聚丙烯酰胺在砂粒表面的聚集、吸附作用,此外還有地層中礦物質(zhì)微粒的運(yùn)移,以及聚合物、原油組分與地層微粒在防砂層共同的作用;優(yōu)選出的 AY-1型和 AY-2型 2種解堵劑對(duì)聚合物的降解效果良好。

防砂層;堵塞;聚丙烯酰胺;解堵

采油工藝中,水驅(qū)和聚合物驅(qū)是兩種常用的開發(fā)手段[1-3]。目前,聚合物驅(qū)已成為勝利油田穩(wěn)產(chǎn)的重要支柱技術(shù)[4-6],但科研人員很少研究注聚區(qū)油井的堵塞機(jī)理及其對(duì)防砂的影響和解堵方法等。普通的水力壓裂和化學(xué)解堵措施存在注入量低、有效期短的問題[7-11]。筆者通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和評(píng)價(jià),優(yōu)選效果較好的解堵劑,以延長解堵有效期、減緩注聚井的層間矛盾。

1 實(shí) 驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)方法

對(duì)注聚區(qū)油井采出水進(jìn)行紫外 -可見光譜分析和等離子發(fā)射分析,確定采出水中的有機(jī)和無機(jī)成分,然后對(duì)注聚區(qū)砂樣分別進(jìn)行激光粒度、X射線衍射(XRD)和顯微照片分析,并對(duì)砂粒表面吸附物進(jìn)行族組分分析。隨后,在模擬地層條件下,考察所研制解堵劑對(duì)聚合物溶液及其凝膠的最佳降解條件。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器和試劑

實(shí)驗(yàn)儀器有紫外 -可見分光光度計(jì) (SP-8001PC)、等離子體發(fā)射光譜儀 (BBT5-700-ES)、激光粒度分析儀 (Coulter LS230)、光學(xué)顯微鏡 (BH -2)、色譜 -質(zhì)譜儀(GC-17A/QP-500)、XRD分析儀(D/MAX-γA型)、毛細(xì)管黏度計(jì)、真空干燥箱(ZK-82A)和電子分析天平(AL204)。

實(shí)驗(yàn)試劑為 PAM母液 (質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 5.50× 10-3)、PAM凝膠 (相對(duì)分子質(zhì)量為 1500萬)、甲苯(AR)、石油醚 (AR)、氧化鋁 (層析用)、H2O2(AR)和蒸餾水。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 注聚區(qū)采出水

(1)注聚區(qū)采出水的紫外 -可見光譜分析。將GD6-29-2475井口含油水樣過濾得到的采出水,進(jìn)行紫外吸收表征,考察了π-π＊,n-π＊躍遷的吸收狀況,結(jié)果見圖 1。由圖 1可以看出,采出水溶液在 204 nm處有強(qiáng)的吸收峰,為 PAMn-π＊躍遷的吸收帶,證明采出水中含有一定的 PAM。將采出水溶液用蒸餾水稀釋 1倍,吸收譜帶稍有位移至198 nm,其強(qiáng)度約減小為原來的 1/2。采出水的紫外 -可見吸收光譜中,沒有發(fā)現(xiàn)明顯的其他有機(jī)基團(tuán)的π-π＊和 n-π＊躍遷的吸收峰。因此,不存在有機(jī)物酚、醛與 PAM發(fā)生交聯(lián)產(chǎn)生凝膠而堵塞地層的可能性。

圖 1 GD6-29-2475井采出水紫外光譜圖Fig.1 Results of produced water ultraviolet spectral analysis i n GD6-29-2475 well

(2)注聚區(qū)采出水的等離子體發(fā)射光譜 (ICP)分析。對(duì) GD6-29-2475采出水進(jìn)行 ICP分析,水樣中所含的離子為 Ca2+,K++Na+,Mg2+,Ba2+, Sr2+,Fe3+,Cr3+,Al3+,PO43-,HCO3-,SO42-,對(duì)應(yīng)的離子質(zhì)量濃度分別為 159.53,3 006.64,25.49, 6.86,4.02,2.51,0.14,0.76,2.50,392.56,7.83 mg/L。

由此可看出:水樣中 Fe3+質(zhì)量濃度大于 1.0 mg/L,接近引起聚合物絮凝的質(zhì)量濃度范圍,有可能引起聚合物絮凝,形成聚合物膠團(tuán)在防砂層滯留而堵塞防砂層;Ca2+質(zhì)量濃度小于 200 mg/L,Mg2+質(zhì)量濃度小于 100 mg/L,采出水中的 Ca2+和Mg2+不會(huì)引起聚合物的絮凝;采出水中的 HCO3-質(zhì)量濃度較高;硫主要以 SO42-的形式存在,在一定條件下可能與地層中的 Ca2+,Mg2+,Ba2+,Sr2+形成無機(jī)鹽沉淀,作為聚合物及有機(jī)物的膠核,導(dǎo)致聚合物絮凝或有機(jī)物沉積,從而造成防砂層堵塞。

2.2 注聚井砂樣的激光粒度分析

圖 2,3分別為注聚井填充砂和返排沉降砂 (返排油水混合物進(jìn)行分離并對(duì)水中懸浮分散的砂粒進(jìn)行沉降)的激光粒度分布。從圖 2可以看出,填充砂的粒度在 400～1100μm,平均粒徑約 700μm,呈正態(tài)分布。從圖 2和圖 3的對(duì)比分析中可以發(fā)現(xiàn),返排沉降砂中細(xì)砂所占比例上升,小于 400μm的顆粒約占反排砂總體積的 10%。由于填充砂不可能在防砂管被粉碎,因此初步分析推斷地層中的細(xì)砂在 PAM的表面作用以及 PAM和原油的共同攜帶作用下,隨原油、水以及 PAM一起運(yùn)移到防砂層,并在防砂層中填充砂之間的縫隙里沉積,從而引起防砂層的堵塞。

圖 2 注聚井填充砂的激光粒度圖Fig 2 Results of backi ng sand laser particle analysis in polymer injection well

圖 3 注聚井返排沉降砂的激光粒度圖Fig 3 Results of flowback subside sand laser particle analysis i n polymer injection well

2.3 注聚井砂樣的 XRD分析

圖 4,5分別為注聚井填充砂和返排砂的 XRD譜圖。注聚井填充砂和返排砂的物料組成見表 1。對(duì)比填充砂和返排砂的組成可以看出,返排砂多出了方解石、鐵白云石和黏土成分,且多出組分中黏土含量最大,方解石次之,鐵白云石最小。說明注聚合物驅(qū)的過程中,地層中存在地層微粒由地層向井筒運(yùn)移的現(xiàn)象。微粒的運(yùn)移量與地層礦物質(zhì)對(duì)PAM的吸附特性有關(guān),微粒可以作為聚合物絮凝的膠核被包裹和纏繞,隨地層流體被拖曳到近井地帶和防砂層,從而形成堵塞。

圖4 注聚井填充砂的 XRD譜圖Fig.4 Results of backing sand XRD analysis in polymer i njection well

圖5 注聚井返排砂的 XRD譜圖Fig.5 Results of flowback sand XRD analysis in polymer i njection well

圖 6 注聚井填充砂、返排砂、返排沉降砂表面的顯微照片F(xiàn)ig.6 M icroscope photos of surface of backing sand,flowback sand and flowbacksubside sand

表 1 注聚井填充砂與返排砂的物料組成Table 1 Composition of backing sand and flowback sand in polymer i njection well %

2.4 注聚井砂樣的顯微分析

對(duì)注聚井填充砂、返排沖出砂(沖出成堆砂)、返排沉降砂(在油水混合物中自然沉降)在80℃真空干燥后,分別進(jìn)行了放大 100倍和放大 400倍的顯微觀察,結(jié)果見圖 6。由圖 6(a)可以看出:注聚井填充砂原始砂粒表面光滑,無覆聚物;注聚井沖出砂砂粒表面有少量覆聚物黏附,這些覆聚物或呈膠凍狀或成黑色塊狀黏附在砂粒的表面;注聚井返排沉降砂表面吸附了大量的膠凍狀或塊狀大分子聚合物。

由圖 6(b)可以看出,返排砂和返排沉降砂的表面都吸附了膠狀物質(zhì),并且在沖砂過程中不易脫落。由于膠狀物質(zhì)的吸附使得顆粒之間的孔隙變小,易造成地層或防砂層堵塞。

2.5 注聚井砂樣表面覆聚物組成分析

砂粒表面的覆聚物經(jīng)氧化鋁色譜柱進(jìn)行族組分分離,分析結(jié)果表明,飽和分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為30.21%,芳香分占 17.32%,膠質(zhì)占 9.87%,瀝青質(zhì)占 0.49%,柱殘余的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 42.11%。砂粒表面吸附有 PAM,而分離的組分中卻未檢出 PAM。因此,推測(cè) PAM可能由于其極性與溶劑的極性不相吻合而殘留在色譜柱中。為此,進(jìn)行了 PAM在氧化鋁色譜柱中分離的空白實(shí)驗(yàn),將 0.1 g純的 PAM在相同條件下進(jìn)行氧化鋁色譜柱分離,采用分離飽和分、芳香分、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的相同溶劑、相同條件,發(fā)現(xiàn)PAM由于具有較強(qiáng)的極性幾乎完全滯留在氧化鋁色譜柱中。因此,可以確定柱殘余組分為 PAM。

從實(shí)驗(yàn)的分析結(jié)果可見,砂粒表面覆聚物 (吸附物)中含有大部分 PAM聚合物以及飽和烴和芳香烴,尤其是 PAM所占的比例很大,占吸附物總量的 42.1%。由此可以推斷,注入聚合物溶液中的PAM在與砂粒的相互作用方面起著非常重要的作用,是引起防砂層堵塞的主要原因。

2.6 防砂層解堵劑效果評(píng)價(jià)

目前廣泛采用的解堵劑中,過氧化氫對(duì)聚合物的降解效果最好,但由于其穩(wěn)定性較差,在實(shí)際應(yīng)用中易與地層環(huán)境中的弱還原劑(如亞鐵離子、硫化氫等)發(fā)生反應(yīng)而失活,從而達(dá)不到有效的氧化、降解聚合物及其衍生物的目的。如果遇到酸,還會(huì)發(fā)生強(qiáng)烈的分解反應(yīng)迅速放出氧氣,造成火災(zāi)或爆炸,質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過10%的H2O2運(yùn)輸難度較大。為此,筆者優(yōu)選和研制出AY-1,AY-2兩種類型的解堵劑,在實(shí)驗(yàn)室模擬地層溫度(58℃)條件下,對(duì)聚合物進(jìn)行降解,將其降解效果與過氧化氫的降解效果進(jìn)行了對(duì)比。

2.6.1 解堵劑濃度對(duì)聚合物溶液降解效果的影響

不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的解堵劑對(duì) PAM溶液降黏率的影響見表2。由表 2看出:當(dāng)解堵劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 5%時(shí),AY-1與AY-2型解堵劑對(duì) PAM溶液的降黏率幾乎相同,均在 90%以上;當(dāng)解堵劑濃度為 10%時(shí), AY-1比AY-2型解堵劑對(duì) PAM溶液的降解率要大一些,AY-1型解堵劑的降解率與過氧化氫的相近,且都與 5%時(shí)的降黏率沒有明顯差別,但此濃度下的AY-2型解堵劑降黏率較5%時(shí)明顯下降。

從反應(yīng)機(jī)制上分析,這是由于AY-1型解堵劑與引發(fā)劑的反應(yīng)較平緩,活性組分緩慢釋放而使PAM降解,而AY-2型解堵劑濃度較大時(shí)與引發(fā)劑的反應(yīng)較劇烈,開始階段單位時(shí)間內(nèi)產(chǎn)生的活性組分量過大,來不及降解 PAM而損失,從而導(dǎo)致降解率下降。

表 2 解堵劑含量對(duì) PAM溶液降黏率的影響Table 2 Effects of plug removing agent on viscosity reduction ratio of PAM

2.6.2 解堵劑濃度對(duì)聚合物凝膠降解效果的影響

由于在防砂層中造成堵塞的聚合物濃度較大,甚至是以膠連體的形式存在,為了更好地模擬地層中聚合物造成的堵塞,采用優(yōu)選出的解堵劑來降解具有相同相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物凝膠。將約 1.5 g的聚合物凝膠 (相對(duì)分子質(zhì)量為 1500萬)分別用不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的各種解堵劑20 mL來溶解,置于58℃的恒溫加熱磁力攪拌器中,觀察各自的溶解時(shí)間,結(jié)果見表3。

表 3 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的解堵劑溶解聚合物凝膠的溶解時(shí)間Table 3 D issolving ti me of polymer gel with different water block remover mass fraction

由表 3可見:自行研制的 2種解堵劑均能在 4 h內(nèi)將聚合物凝膠完全降解;AY-2型解堵劑對(duì)凝膠的降解效果稍優(yōu)于AY-1型解堵劑,且其降解效果與過氧化氫基本接近。應(yīng)當(dāng)說明,由于條件限制,實(shí)驗(yàn)選用的凝膠相對(duì)分子質(zhì)量為 1 500萬,固體含量為25%,而在地層中實(shí)際造成堵塞的凝膠中 PAM相對(duì)分子質(zhì)量約為 1 500萬左右,而其固含量約為0.5%,所以本實(shí)驗(yàn)所采用的凝膠中 PAM含量遠(yuǎn)大于地層中 PAM的含量。由此可以推斷,在大致相同的實(shí)驗(yàn)條件下,AY型解堵劑用于現(xiàn)場(chǎng)防砂層造成堵塞的聚合物的降解時(shí)間會(huì)更短,降解效果更加理想。

3 結(jié) 論

(1)通過對(duì)返排沖出砂和返排沉降砂表面形態(tài)和表面吸附物質(zhì)組成的分析,確定了造成堵塞的主要物質(zhì)是聚合物,此外還有少量的原油組分。

(2)地層中的礦物方解石、鐵白云石和黏土顆粒,在含聚合物溶液的地層流體作用下運(yùn)移到了防砂層,并在防砂層沉積造成堵塞。

(3)5%的AY-1和AY-2解堵劑對(duì) 5.500 g/ L的聚丙烯酰胺溶液的降黏率均可超過 90%,對(duì)相對(duì)分子質(zhì)量為 1 500萬的聚丙烯酰胺凝膠降解效果良好,明顯優(yōu)于過氧化氫對(duì)聚合物的降解效果。

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(編輯 劉為清)

Plugging mechan ism and plug removing of sand control area in polymer injection well

L IU Dong1,L ILi1,ZHOU Cheng-shi2,SONG Jin-bo2,L I Zhuo1,WANG Cong-cong1
(1.College of Chem istry and Chem ical Engineering in China University of Petroleum,Dongying257061,China; 2.O il Production Technology Institute in Shengli O ilfield,Dongying257000,China)

The plugging of the sand control area in the polymer injection wellswas investigated.The sand samplesmorphologic characteristics before and after polymer injecting and species component on the surface were analyzed by using XRD, microscopic observation,laserparticle,alumina chromatographical analysis.The mechanism of the polymer degradation was studied,and the plug removing agentwasoptimized.The results show that themain reason for the plugging of the sand control area was adsorption,gathering and bridging of PAM on the surface of the sand.Besides,the pluggingwas also resulted from the migration of the mineral fine particle and the adsorption of the crude oil.Two types of plug removing agent named AY-1 and AY-2 were prepared,and the polymer degradation effects ofAY-1 and AY-2 were good.

sand control area;plugging;PAM;plug removing

TE 258.3

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.02.016

1673-5005(2010)02-0078-05

2009-10-24

中國石油科技創(chuàng)新基金項(xiàng)目(2008D-5006-04-03)

劉東(1972-),男(漢族),山東廣饒人,副教授,博士,研究方向?yàn)橛吞锘瘜W(xué)和石油與天然氣化學(xué)及加工。