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    堿對(duì)污水配液化學(xué)驅(qū)體系性能影響研究

    2022-02-21 03:36:14張敬春廖先燕惠澤友侯軍偉
    無(wú)機(jī)鹽工業(yè) 2022年2期
    關(guān)鍵詞:配液驅(qū)油活性劑

    張敬春 ,廖先燕 ,孟 雪 ,羅 騰 ,惠澤友 ,侯軍偉

    [1.中國(guó)石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院,克拉瑪依 834000;2.中國(guó)石油新疆油田公司采油一廠;3.中國(guó)石油大學(xué)(北京)克拉瑪依校區(qū)]

    目前, 中國(guó)進(jìn)口原油已經(jīng)超過(guò)原油總量的70%,對(duì)外依存度過(guò)高,對(duì)中國(guó)的能源安全造成了較大的影響。然而,中國(guó)大部分陸上油田已經(jīng)進(jìn)入水驅(qū)后期,急需一些新的驅(qū)油手段[1]。 化學(xué)驅(qū)技術(shù),因?yàn)槟軐⒉墒章侍岣?0%以上, 得到了人們的廣泛關(guān)注。 大慶油田[2]、新疆油田[3-5]、遼河油田[6]和勝利油田[7]都成功地進(jìn)行了聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)以及三元復(fù)合驅(qū)的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn),并取得了較好的效果。

    在化學(xué)驅(qū)中, 聚合物的主要作用是增加注入水液黏度,降低油水流度比,擴(kuò)大波及程度;表面活性劑的作用主要是降低界面張力,提高洗油效率[8]。新疆油田化學(xué)驅(qū)常用的聚合物為部分水解聚丙烯酰胺(HPAM),表面活性劑為石油磺酸鹽 KPS[9]。 表 1 為新疆油田72 號(hào)站污水、六九區(qū)污水以及七東1 清水水質(zhì)分析,由表1 可以看出,與清水相比,油田污水礦化度在10 000 mg/L 以上, 還含有硫酸鹽還原菌,這些會(huì)對(duì)配方性能造成較大的影響。 為了保證實(shí)驗(yàn)效果,新疆油田在2014 年進(jìn)行七東一區(qū)三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)中使用的是清水配液[10]。 但隨著新疆油田化學(xué)驅(qū)規(guī)模不斷擴(kuò)大, 以及新疆對(duì)于環(huán)境保護(hù)的要求, 使用油田污水代替清水進(jìn)行化學(xué)驅(qū)配液被越來(lái)越重視。

    表1 72 號(hào)站、六九區(qū)污水以及七東1 清水水質(zhì)分析Table1 Water quality analysis of sewage from 72 station,Liujiu district and Qidong 1 district

    目前國(guó)內(nèi)外化學(xué)驅(qū)污水配液的研究較少, 汪衛(wèi)東等[11]發(fā)現(xiàn),堿可以有效地抑制勝利油田污水中硫酸鹽還原菌的生長(zhǎng)。 新疆油田七中區(qū)二元復(fù)合驅(qū)使用的是六九區(qū)稠油污水配液[12],該稠油污水礦化度較低,為 3 500 mg/L;Ca2+、Mg2+含量較低,硫酸鹽還原菌極少。但新疆油田稠油污水的量較少,稀油污水的量很多,因此,研究稀油污水的化學(xué)驅(qū)配液具有重要的應(yīng)用價(jià)值。本文研究了不同堿對(duì)新疆油田72 號(hào)站稀油外排污水配置的化學(xué)驅(qū)體系的黏度、 長(zhǎng)期穩(wěn)定性、界面張力、驅(qū)油性能影響。 為化學(xué)驅(qū)的稀油污水配液做了一定的探索。

    1 實(shí)驗(yàn)

    1.1 實(shí)驗(yàn)儀器與試劑

    儀器:Physical 流變儀 MCR301; 高速攪拌器;PHS-3C 精密酸度計(jì);ML104 型分析天平;101-2ES型電熱鼓風(fēng)干燥箱; 混凝攪拌儀 (MY3000-6);TX500C 型界面張力儀,DR1010 型 COD 消解儀+檢測(cè)器;TD5A 型離心機(jī);SRB-HX 快速細(xì)菌測(cè)試瓶;驅(qū)替裝置(自己組建)。

    試劑:HPAM HJ2500 聚合物; 表面活性劑KPS304;碳酸鈉、氯化鈉、氫氧化鈉、碳酸氫鈉均為分析純。

    1.2 實(shí)驗(yàn)流程

    使用72 號(hào)站外排水,將SRB 培養(yǎng)至密度達(dá)到1.1×106個(gè)/mL,然后分別加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%、0.5%、0.8%、1.0%的 NaOH、Na2CO3和 NaHCO3, 研究不同濃度的堿對(duì)SRB 密度的影響。 硫酸鹽還原菌使用SRB-HX 快速細(xì)菌測(cè)試瓶進(jìn)行測(cè)量, 參照SY/T 6888—2012《微生物驅(qū)油技術(shù)規(guī)范》。

    使用72 號(hào)站外排水, 聚合物濃度為1 500 mg/L,分別加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 0.2%、0.5%、0.8%、1.0%的NaOH、Na2CO3和 NaHCO3, 測(cè)量不同堿對(duì)污水聚合物體系黏度的影響。

    使用72 號(hào)站外排水,聚合物濃度為1 500 mg/L,分別加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%、0.5%、0.8%、1.0%、1.2%的 NaOH、Na2CO3和 NaHCO3,測(cè)量 3、7、14、28 d 后對(duì)污水聚合物體系黏度長(zhǎng)期穩(wěn)定性的影響。

    使用72 號(hào)站外排水,聚合物濃度為1 500 mg/L,表面活性劑KPS 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%,然后分別加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 0.2%、0.5%、0.8%、1.0%、1.2%的 NaOH、Na2CO3和NaHCO3, 測(cè)量不同堿對(duì)污水化學(xué)驅(qū)體系界面張力的影響。

    巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn):1)驅(qū)油配方,使用72 號(hào)站外排水,聚合物濃度為1 500 mg/L,表面活性劑KPS 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%,堿分別為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%的NaOH和1.2%的 Na2CO3;2) 巖 心 規(guī) 格 為 3.8 cm×30 cm礫巖人造巖心,滲透率為500 mD;3)束縛水,采用地層水飽和巖心,然后用油井原油驅(qū)水至再不出水;4)用污水水驅(qū)至含水率為98%(質(zhì)量分?jǐn)?shù),下同)后,注入污水配置化學(xué)劑段塞(0.7 PV),再用污水水驅(qū)至含水率為98%(質(zhì)量分?jǐn)?shù),下同),計(jì)算化學(xué)驅(qū)采收率。 實(shí)驗(yàn)溫度為40 ℃, 巖心驅(qū)替速度為0.5 mL/min。

    2 結(jié)果與討論

    2.1 堿對(duì)硫酸鹽還原菌密度的影響

    圖1 為不同堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)下SRB 的密度。 由圖1看出,NaOH 對(duì) SRB 的存活性影響最大,當(dāng) NaOH 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí),SRB 的密度由 106個(gè)/mL 下降至100 個(gè)/mL,當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.8%時(shí),SRB 全部消失;Na2CO3對(duì)SRB 的影響次之, 當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.2%時(shí),SRB 的密度從106個(gè)/mL 下降至 104個(gè)/mL,之后緩慢下降至103個(gè)/mL, 當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到1.0%時(shí),SRB密度仍然有100 個(gè)/mL;NaHCO3對(duì) SRB 的影響非常小, 當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí),SRB 的密度從106個(gè)/mL下降至 105個(gè)/mL,但之后上漲到 107個(gè)/mL,并保持不變。 經(jīng)過(guò)加堿處理后, 水的pH 發(fā)生了變化,SRB含量下降, 說(shuō)明堿性條件抑制了SRB, 但加入NaHCO3的污水中SRB數(shù)量會(huì)反彈, 這主要是因?yàn)檩^低 pH 不能完全殺死 SRB。 杜春安等[13]發(fā)現(xiàn),SRB中的脫硫弧菌屬、脫硫狀菌屬、脫硫葉菌屬、脫硫豆菌屬、脫硫桿菌屬、脫硫念珠菌屬、脫硫微菌屬和脫硫鹽菌屬等8 個(gè)屬的SRB 具有一定的耐堿性。

    圖1 堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)與SRB 密度的關(guān)系曲線Fig.1 Curve of alkali mass fractions and SRB density

    2.2 堿對(duì)黏度的影響

    圖2 為聚合物質(zhì)量濃度為1 500 mg/L 時(shí), 不同堿與72 號(hào)站外排水配液的黏濃曲線。 由圖2 看出,3 種堿對(duì)聚合物黏度的影響都不大,剛加入堿時(shí),黏度大概損失7 mPa·s,之后黏度隨著堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大緩慢下降。這主要是因?yàn)?2 號(hào)站的外輸水本身礦化度在10 000 mg/L 左右,礦化度對(duì)聚合物的壓縮已經(jīng)很大,繼續(xù)增加堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)聚合物的壓縮已經(jīng)變小。

    圖2 聚合物質(zhì)量濃度為1 500 mg/L 時(shí)不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)堿與72 號(hào)站外排水配液的黏濃曲線Fig.2 Viscosity concentration curve of different mass fractions of alkali and No.72 station external drainage solution at polymer concentration of 1 500 mg/L

    2.3 堿對(duì)聚合物黏度保留率的影響

    圖3a 為 72 號(hào)站水配置1 500 mg/L 聚合物,不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)Na2CO3下28 d 黏度保留率。 由圖3a 看出,沒(méi)有加Na2CO3時(shí),初始聚合物黏度在35 mPa·s,但 3 d 后黏度就下降至 9 mPa·s,28 d 后,黏度只剩下3.36 mPa·s,黏度保留率只有 9.6%。 加入 Na2CO3后,隨著質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大,聚合物的初始黏度降低,但28 d 后的黏度保留率逐漸升高,當(dāng)Na2CO3質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí), 初始黏度下降至 26 mPa·s,28 d 后黏度為9.05 mPa·s,黏度保留率上升到 34.8%。 當(dāng) Na2CO3質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%時(shí),初始黏度下降至18.1 mPa·s,28 d后黏度為13.4 mPa·s,黏度保留率上升到75%。圖3b為72號(hào)站水配置1 500 mg/L 聚合物,不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)NaOH 下28 d 黏度保留率。 由圖3b 可以看出,NaOH 質(zhì)量分?jǐn)?shù)越高,初始聚合物黏度越小,但長(zhǎng)期穩(wěn)定性較好,28 d 后黏度保留率均在80%以上。 圖3c 為 72 號(hào)站水配置 1 500 mg/L 聚合物, 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)NaHCO3下 28 d 黏度保留率。 由圖3c 可以看出,NaHCO3對(duì)黏度保留率沒(méi)有任何作用,28 d 后黏度保留率均在15%以下。

    圖3 聚合物濃度為1 500 mg/L 時(shí),不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的Na2CO3(a)、NaOH(b)、NaHCO3(c)與 72 號(hào)站外排水配液28 d 的黏度保留率Fig.3 Viscosity retention rate of different mass fractions of alkali and No.72 station external drainage solution in 28 days at polymer conc entration of 1 500 mg/L(a)Na2CO3,(b)NaOH、(c)NaHCO3

    2.4 堿對(duì)界面張力的影響

    圖4 為72 號(hào)站水配置1 500 mg/L 聚合物、表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí),不同堿的界面張力。 由圖4 可以看出,當(dāng)Na2CO3質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.2%以后,界面張力都在10-3mN/m;NaOH 在質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于1.0%時(shí),界面張力在10-2mN/m,只有當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于1.0%時(shí), 界面張力才能到10-3mN/m;NaHCO3對(duì)界面張力影響很小,界面張力始終在10-1mN/m。 石油中的酸性組分與堿發(fā)生反應(yīng)后, 會(huì)生成表面活性劑,進(jìn)一步降低界面張力,但是這些酸性組分反應(yīng)對(duì)堿有一定的要求,NaHCO3的堿性太弱,基本上跟石油酸無(wú)法反應(yīng), 還會(huì)使得三元體系界面活性范圍變?。?4];NaOH 的反應(yīng)太強(qiáng),速度太快,大量的表面活性劑沒(méi)來(lái)得及在界面排布就形成膠束, 溶到油中;Na2CO3的堿性適中,反應(yīng)速度慢,表面活性劑大量排布在油水界面中,使得界面張力下降很快[15]。

    圖4 表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí),不同堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)界面張力的影響Fig.4 Effect of different mass fractions of alkalion on interfacial tension at mass fraction of surfactant of 0.2%

    2.5 堿對(duì)驅(qū)油的影響

    圖5 為使用 NaOH 作為堿劑、72 號(hào)站污水配液、表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%、聚合物質(zhì)量濃度為1 500 mg/L 的驅(qū)油過(guò)程。 由圖5 可以看出,水驅(qū)時(shí)間達(dá)到100 min 時(shí),含水率達(dá)到98%,開(kāi)始注入NaOH 污水三元體系, 采出液含水快速下降到最低67%,之后含水量開(kāi)始反彈;當(dāng)注入時(shí)間為170 min時(shí),采出液含水量達(dá)到90%,低含水時(shí)間維持了70 min,最終采收率為62%,提高采收率18%。

    圖5 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%NaOH 三元體系的驅(qū)油過(guò)程Fig.5 Oil displacement process of ternary system with NaOH at mass fraction of 1.2%

    圖6 為使用Na2CO3作為堿劑、72 號(hào)站污水配液、表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%、聚合物質(zhì)量濃度為1 500 mg/L 的驅(qū)油過(guò)程。 由圖6 可以看出,水驅(qū)時(shí)間達(dá)到100 min 時(shí), 含水率達(dá)到 98%, 開(kāi)始注入Na2CO3污水三元體系,采出液含水快速下降到最低64%,之后含水開(kāi)始反彈,但直到注入時(shí)間達(dá)到220 min 時(shí),采出液含水才超過(guò)90%,低含水時(shí)間維持了120 min,最終采收率為68%,提高采收率21%。與NaOH 相比,使用Na2CO3進(jìn)行污水配液的三元體系提高采收率更高。 這主要是因?yàn)镹aOH要維持低界面張力(10-3mN/m)所需要的濃度高達(dá)1%,當(dāng)NaOH 與原油、巖心發(fā)生化學(xué)反應(yīng)以及吸附后導(dǎo)致濃度低于1%,界面張力高于10-3mN/m 導(dǎo)致洗油效率變差;同時(shí),相同濃度下NaOH 污水配液的黏度略低于Na2CO3,也導(dǎo)致波及效率變低。 因此,若使用新疆油田72 號(hào)站污水進(jìn)行化學(xué)驅(qū)配液的話,Na2CO3具有最好的性能。

    圖6 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%Na2CO3 三元體系的驅(qū)油過(guò)程Fig.6 Oil displacement process of ternary system with Na2CO3 at mass fraction of 1.2%

    3 結(jié)論

    1)使用新疆油田72 號(hào)站污水配液時(shí),NaOH 和Na2CO3能大幅度降低污水中硫酸鹽還原菌的密度,進(jìn)而提高三元體系的黏度保留率;NaHCO3不能降低硫酸鹽還原菌的密度, 因此NaHCO3三元體系的黏度保留率很差。2)NaOH 體系的界面活性一般,其質(zhì)量分?jǐn)?shù)要達(dá)到1.0%以上,界面張力才能達(dá)到10-3mN/m;Na2CO3的界面活性較好, 質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.2%時(shí)體系界面張力就能達(dá)到10-3mN/m;NaHCO3的界面活性較差,一直在10-1mN/m。 3)物模驅(qū)油實(shí)驗(yàn)顯示,NaOH 體系能快速降低采出液含水,但持續(xù)時(shí)間較短, 最終提高采收率18%;Na2CO3也能快速降低含水,且采出液低含水率持續(xù)時(shí)間較長(zhǎng),提高采收率達(dá)到21%。

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