聚合物母液配制过程中黏损分析及治理措施探讨

聚合物母液(聚合物同低矿化度清水配制成的浓度为5000mg/L左右的高浓度聚合物水溶液,以下也简称母液)在配制过程中受多重因素影响黏度损失(简称黏损)问题普遍存在。检测分析表明,母液配制、熟化过程、喂入泵、过滤器等关键节点都存在黏度损失。为此,现场采取了加强干粉管理、采用低矿化度清水、分散清理维护、调整适宜熟化时间及定期清理过滤器等措施,黏损由原来的18%降到10%以下,为保障注聚开发效果打下了基础。

聚驱配注工艺黏损分析方法

通过对聚合物黏度损失规律进行研究,采取各种技术措施降低黏度损失,提高溶液配注质量,才能确保聚合物驱油效果。本文对影响黏损分析的因素进行研究,初步总结出了黏损调查的分析方法:进行黏损调查时,应尽量保证母液溶解均匀;井口取样点要重复连续地多取平行样,采取浓黏度对比修正法可以比较客观地反映黏损的真实情况;对于黏度较高的样品应采用RVDV-Ⅱ型黏度计进行分析化验,可以大大提高调查数据的准确性。

聚合物溶液注入过程黏损矿场模拟试验分析

聚合物驱是三次采油中提高采收率的一种技术。高分子聚合物受机械剪切影响较大,当聚合物分子所受到的机械剪切应力大到能够使聚合物分子链断裂时,将产生机械降解,聚合物溶液黏度会因此降低,这将严重影响聚合物驱油的效果。为了调查聚合物溶液注入过程中各环节对聚合物溶液黏度损失的影响,开展了聚合物溶液注入过程黏损矿场模拟试验研究。通过现场试验和室内测量进行研究,结果表明:聚合物溶液注入过程黏损率为20%左右,聚合物溶液流过注入泵的黏度损失随聚合物浓度增大而增大,且影响注入泵对聚合物剪切的因素较多;聚合物溶液黏损产生的主要节点为井下1000m注入管柱、井下分注工具及射孔炮眼,其中注入泵至井下1000m注入管柱过程段聚合物溶液黏损率为7.0%~8.44%,井下分注工具及射孔炮眼过程段聚合物溶液黏损率为7.23%~9.33%,当聚合物溶液经过射孔炮眼时,相同孔径下,注入流量越大,黏度损失越大;相同注入流量下,射孔孔径越大,黏度损失越小。此结果 对改善注聚工艺,提高聚合物驱油效果提供了技术支撑。

油田地面配注工艺降低黏损的措施分析

针对目前地面系统配注工艺中聚合物母液黏度损失较大,影响开发注聚效果,增加生产成本等问题,研制并试验了可增强径向力从而提高混合均匀度的新型螺旋式静态混合器,可以避免常规混合单元产生的机械剪切力,有效降低黏度损失;应用锥形梭型杆阀芯低剪切母液流量调节器,实现聚合物母液的流量调节,降低了机械剪切力。此外,应用先进的微生物技术,将产抗生素微生物菌群与NRB菌群进行复配,研发聚驱黏损抑制剂,可杀灭或消耗管道内硫化物、硫酸盐还原菌等微生物,降低聚合物母液黏损2%～5%。

低黏损三元复合驱分注工具优化设计

针对目前三元复合驱井下分注工具黏损率大的问题,调查分析了影响三元复合驱井下分注工具剪切大的主要原因:分注工具表面结垢、分注工具结构设计不合理。根据影响三元复合溶液黏损的主要因素,进行了分注工具表面抗垢材料的选择和分注工具结构参数的优化,措施实施后现场统计结果表明:新型聚酯类材质分注工具表面结垢时间由3个月延长至13个月,三元复合溶液流经优化后的分注工具后黏损率由12.3%下降至8.2%,经过材料优选和结构参数优化,三元复合溶液黏损得到有效控制,可有效降低985.51万元工艺成本,为大庆油田三元复合驱工艺推广提供了有力的保障。

剪切作用对聚丙烯酰胺驱油剂黏损率的影响规律

用控制应力流变仪,考察了30℃、不同剪切速率下,聚丙烯酰胺(HPAM)溶液表观黏度随剪切时间的变化,以反映管流剪切条件对HPAM溶液黏度的影响规律。根据现场条件,通过计算得到不同浓度HPAM驱油剂在输送管线流动对应的剪切速率和剪切时间。结果表明,在剪切速率为3.11~7.76 s^(-1)、剪切时间为55~22min时,高浓度(5000mg/L)HPAM驱油剂黏度随剪切时间的延长略有上升,单位时间黏损率为-0.43%/h^-0.91%/h。在输送过程中的管流剪切对高浓度HPAM驱油剂黏度损失没有影响。在剪切速率为36.84~92.10 s^(-1)、剪切时间为2.26~0.90h时,低浓度(1000、2000mg/L)HPAM驱油剂黏度随剪切时间的延长逐渐降低,单位时间黏损率分别为0.08%/h^0.86%/h、0.07%/h^0.30%/h。在低浓度范围内,随着HPAM驱油剂浓度的降低,剪切历史对HPAM驱油剂黏度及黏损率的影响增大。浓度的提高有利于降低驱油剂的黏损率。

降低聚合物驱配注系统黏损方法

大庆油田聚合物驱普遍采用集中配制、分散注入工艺流程,各配制站配制分散工艺基本接近。注入站有三种注入工艺,分别为单泵单井注入工艺、一泵多井注入工艺和比例调节泵注入工艺。配注系统污水体系下,系统黏损较大,黏损大的节点主要是母液流量调节器、比例调节泵、静态混合器和注入干线,对这些节点分别采取分组分压、改进泵腔结构、冲向干线等措施可以降低黏损,提高注聚效率。

油田地面配注工艺降低黏损的对策探讨

在具体开展石油生产工作时,相关人员为了进一步提升油水流速比,在生产过程中适当加入了相应的聚合物,从而保证原油的整体采收率达到预期目标。目前,部分油田企业在具体实施此项技术时,时常会发生聚合物母液黏损度较大的状况,严重导致所呈现的最终注聚效果不断下降,生产所耗费的资金成本也在逐渐提升。所以,应根据实际情况,制定更加科学合理的解决对策,从多方面、多角度进一步降低聚合物母液黏损程度。本文主要以油田地面配注工艺为核心研究目标,了解并掌握聚合物母液实时的黏损程度。

冲洗管线降低聚合物黏损的效果分析

断西西及断西东区块自投注聚合物以来,现场出现了体系黏度低、黏度损失较大的现象。分别对这2个区块注入系统工艺流程中的各节点黏损情况进行了普查,调查表明,聚合物溶液在注入井单井管线这一节点中的黏度损失较大。并对单井管线冲洗前后的效果进行对比分析。得出清水配置、清水稀释,可有效降低聚合物母液的黏度损失;清水配置、清水稀释在配制站至注入站输送管道中黏损率相对较低,注入站至注入井井口黏度损失相对较高,并通过实验给出了降低黏损率的方法。

聚驱注入管道黏损原因及治理方法

聚合物溶液的黏度是聚合物在油田应用中的重要指标,提高对聚合物黏度损失分布及规律的认识,有利于提高溶液配注质量,确保聚合物驱油效果。通过对以往多次聚驱黏损数据进行调查,可知单井管线造成的黏损在5%~20%之间,平均黏损为9.8%。单井管线黏损成因复杂,与还原性物质、细菌种类与数量、管线内壁污油悬浮物、管线长度、运行时间等有较大关系,因此着重从Fe^(2+)、管线运行时间等方面对单井管线黏损影响因素及防治方法进行研究,采取相应的治理对策,取得了较好的效果。

管线材质对聚丙烯酰胺驱油剂黏损率的影响

本文研究了五种不同材质的管材对不同浓度的聚丙烯酰胺驱油剂黏损率的影响规律。实验结果表明,20#无缝钢管和防腐涂料油管对聚丙烯酰胺驱油剂黏损率的影响较大,黏损率能分别达到60%和10%,而玻璃纤维管线管、柔性复合高压输送管和0Cr18Ni9不锈钢管对聚丙烯酰胺驱油剂黏损率的影响很小,黏损率不超过3%。随着聚丙烯酰胺驱油剂浓度的升高,驱油剂黏度增大,管线材质对驱油剂黏损率的影响程度有减小的趋势。

不同金属离子条件下微生物对聚合物溶液黏度的影响及作用机制

为了减少采油过程中因为金属离子导致的聚合物黏损,从而提高原油采收率,利用从大庆油田腐蚀管道筛选出的降黏菌S,通过向聚合物培养基中添加不同种类及浓度的金属离子,将降黏菌S对聚合物黏度的影响及作用机制进行了研究。结果表明:在2 000 mg/L的聚合物质量浓度下,向基础降黏培养基中加入10~50 mg/L的金属离子,Mn^(2+)、Fe^(2+)和Fe^(3+)的加入可以很大程度地提高降黏菌S的降黏率,最高黏损率分别为38.3%、35.6%、34.7%;K~+的加入对降黏菌S的降黏率影响不大;Cu^(2+)、Zn^(2+)的加入会降低菌S所引起的黏损;因此要控制采油体系中Mn^(2+)、Fe^(2+)和Fe^(3+)的含量,从而降低聚合物黏损;K~+离子含量也不宜太多。适当增加采油体系中Zn^(2+)、Cu^(2+),减少聚合物黏损,或者将6种离子均以质量浓度30 mg/L混合加入会降低聚合物黏损。研究成果对油田减少聚合物黏损,提高原油采收率提供了一定的方法和理论支撑。

射孔参数对注聚溶液黏度影响研究

注聚井射孔孔眼附近的高速剪切会使聚合物溶液发生机械降解导致黏度损失严重,影响驱油效率。分析了聚合物溶液在射孔孔眼处的黏损机理,研究不同射孔参数对孔眼内黏度与孔眼前后黏损的影响。研究表明,孔眼内聚合物溶液的表观黏度及其对流量的敏感性随流量增大而减小;其对孔径的敏感性较射孔密度更强;在高射孔密度、大孔径下溶液黏度更高。为保持黏度的有效性,特定射孔参数下存在极限流量。孔眼处聚合物溶液黏损对不同参数的敏感性差异大,较高流变指数、射孔密度、孔径及小尺寸套管可减小黏损。运用本文的研究结果,可以合理选定射孔完井参数,进而提高聚驱效率。

影响聚合物溶液黏度的主要因素

当聚合物溶液中含有各种离子时,会对聚合物溶液黏度造成不同程度的影响。高价阳离子比低价阳离子更容易引起聚合物分子间发生缩聚,从而使分子链变短,直接导致溶液的黏度下降。随着硫离子浓度的增加,聚合物黏度不断减小。因此,硫离子含量高是聚合物黏度低的重要影响因素之一。污水配置的聚合物母液中,溶解氧是影响聚合物溶液稳定性的关键因素,配注水中氧的存在会使其黏度迅速下降。注聚流程对黏度也有一定影响。提出添加杀菌剂、曝氧和向污水中添加适量氧化剂改善水质以及降低流程压差提高黏度的措施。

聚合物黏度稳定剂的现场应用

针对聚合物溶液黏度损失问题,开发了聚合物黏度稳定剂。现场投加20 mg/L的黏度稳定剂后,聚合物母液30 d的黏度保留率较加药前提高了约30%;井口聚合物的黏度保留率平均提高了约12%,在20~40 mg/L的加药浓度时,加药浓度越高,保黏效果越好;井底返排样的黏度保留率比加药前高10%以上。

聚合物驱注入液黏度稳定剂研究进展

油田采出水中影响聚合物溶液黏度的主要因素有金属离子、还原性物质、细菌等,次要影响因素有pH值、溶解氧、含油量、悬浮固体、残余聚合物、残余化学剂等。针对以上影响因素,可通过投加适宜的化学剂来消除影响,从而控制聚合物溶液的黏度损失。根据作用机理,目前常用的黏度稳定剂可分为水质改性型和黏度稳定型两种,对造成黏度损失的主要因素可投加水质改性型药剂、对溶解氧等问题可投加黏度稳定型药剂来降低黏度损失。此外,不同单剂组合的复配可通过协同作用有效地提高药剂效果,复合型药剂的应用前景将更为广阔。

三元复合驱配注质量主控因素分析及提升方法研究

化学驱的规模应用,不断刷新着大庆油田采收率极限,成为油田持续有效开发的重要技术,配注体系质量是三元复合驱的根本。针对配注工艺流程长、节点多、药剂种类多、涉及环节广、管理难的问题,从工艺特点、体系特点和流程节点开展分析,明确了影响三元复合驱配注质量的主控因素,建立了配套的技术提升方法。采用自动称重模块可实现精控聚合物母液浓度,缩小误差范围从±5%缩小为0~3%,同时调整母液质量浓度从5000 mg/L提高至5500 mg/L,碱浓度符合率提高1.4%~3.1%;站内除垢压差界限为0.5 MPa、站外除垢压差界限为0.3 MPa,并配套使用冲线、酸洗和空穴射流的除垢方法;污水站外输为最近杀菌位置,投加杀菌剂杀菌后,黏度保留率可保持在75%以上。以上措施在萨中开发区六个三元复合驱区块实施应用,均能实现投产稳定期区块体系质量合格率达98%以上,黏损率控制在19%以下,三元区块投产配注指标逐步变好。该研究成果可有效指导化学驱配注管理,对化学驱提质增效具有重要意义。

中低相对分子质量抗盐聚合物的分子聚集及溶液特性

为满足大庆油田二、三类油层开发的实际需求,研究中低相对分子质量抗盐聚合物分子间的相互作用、分子聚集和溶液特性,评价分子聚集对现场应用条件的适应性.通过与溶液渗流特性、驱油效果的对比,探讨了中低分抗盐聚合物的驱油机理,指出抗盐聚合物聚集体的滞留能力强、变形能力差,其调剖能力与黏度不成比例,以及分子聚集体的尺寸和变形能力对驱油效果有较大影响,为现场应用中低分抗盐聚合物和指导中低分抗盐聚合物改性提供了依据.

配注一体化管理平台在提高聚驱质量管理上的应用

为进一步提高注聚质量管理,站在三次采油前沿的试验大队在应用聚合物配注一体化平台提高注聚质量管理上取得一些认识,主要内容包括整合以聚驱区块为单位的质量管理单元,再造以工序服从为原则的质量管理流程,提炼以精确控制为目标的配注质量标准,探索以快速响应为手段的黏损治理模式,推进以高效生产组织为目标的配套改革,创造出聚合物驱地面质量管理崭新模式,为油田三次采油地面管理有序、高质、高效管理提供很好地借鉴作用。

聚合物驱采油污水的水质深化处理技术

为解决聚合物驱产出污水的重复利用和污水配制聚合物溶液时黏度损失率高的问题,考察了影响聚合物溶液的主要因素,合成了聚硅铝絮凝剂(PSi AS-1)并对其净水性能进行了评价,用OIL Scale Chem结垢预测软件模拟了净化水在地层条件下的结垢趋势,采用激光粒度仪分析了聚合物溶液中的微粒粒径。研究结果表明,聚合物溶液中的Fe^(2+)、Ca^(2+)、Mg^(2+)、S^(2-)和悬浮物对聚合物溶液黏度的影响较大,在污水配聚合物溶液时必须进行控制;配方为50 mg/L的PFS(聚铁助凝剂)+200 mg/L的PSi AS-1+8 mg/L助沉剂的水处理剂能降浊除钙,使经深化处理后的净化水中Ca^(2+)、Mg^(2+)离子和残余聚合物含量均大幅降低,不含还原性二价铁离子和硫化物,含油量和悬浮物含量均较低。该净化水中少量的聚集体微粒的平均粒径在100 nm以下,远小于地层孔隙直径,不会发生碳酸钙垢堵塞地层的情况,可满足污水配制驱油用聚合物溶液的技术要求。