杏十三區(qū)含聚污水回注表面活性劑配方及配套工藝參數(shù)研究

近年來，杏13區(qū)通過開展活動高血壓增水試驗，提高了過渡區(qū)薄散高差儲層的吸水效果。本文根據(jù)杏十二、十三區(qū)油層的巖石物性、原油性質、水質情況，利用旋轉滴超低界面張力儀，通過測定含聚污水與原油間的界面張力，篩選、復配出能夠實現(xiàn)低界面張力的表面活性劑組合；再篩選出各種添加劑，并開展配伍性評價，研究影響界面張力的因素。通過室內(nèi)巖心模擬降壓增注實驗，確定出合理的施工參數(shù)，包括注入濃度、注入速度、累計注入量、注入段塞組合。1注射水水質分析取杏十二、十三區(qū)含聚污水區(qū)塊注入水進行全水質分析（井號分別為X12-66-30、X13-6-31），結果見表1。1.1抗菌、微生物的測試瓶、培養(yǎng)基722型分光光度計、原子吸收分光光度儀、空心陰極燈、品氏黏度計、全玻璃微孔濾膜過濾器、RSB-HX-7型硫酸鹽還原菌測試瓶、TGB-HX腐生菌測試瓶、FB-HX鐵細菌測試瓶、電熱恒溫培養(yǎng)箱等。1.2實驗方法1.2.1離子濃度法(1)Fe(2)Cl(3)CO(4)K1.2.2表中的粘度測量用博勒飛DV-Ⅲ布氏黏度計，剪切速率為6r/s，溫度為45℃。1.2.3礦化度測定水樣經(jīng)過濾去除漂浮物及沉降性固體物1.2.4懸浮物含量的測定懸浮物是指不能通過孔徑為0.45μm濾膜的固體物1.2.5聚合物濃度的測定淀粉-三碘化物法1.2.6測量細菌含量利用測試瓶絕跡稀釋法（SYT0532-1993油田注入細菌分析方法/絕跡稀釋法）1.3聚合物質量濃度通過對兩口井的水質分析（見表1）可以看出，兩口井的污水中聚合物質量濃度在10mg/L左右，細菌含量和懸浮物含量均超標，含氧量指標也超過石油與天然氣行業(yè)注入水標準。2表面活性劑體系的選擇收集了不同類型的表面活性劑，包括陰離子表面活性劑、非離子型表面活性劑以及特種表面活性劑2.1注：打開表面活性劑體系2.1.1張力的關系初選石油磺酸鹽為表面活性劑的基礎藥劑，其質量分數(shù)與界面張力的關系如圖1所示。由圖1可見，石油磺酸鹽質量分數(shù)達到0.7%時，界面張力曲線接近平穩(wěn)，綜合考慮經(jīng)濟成本，選用質量分數(shù)0.7%的石油磺酸鹽為基礎藥劑的添加量。2.1.2復配藥劑界面張力穩(wěn)定性表面活性劑復配后，可在濃度極低的情況下達到臨界膠束濃度，因此，需要進一步對石油磺酸鹽與以上其它類型表面活性劑的復配來進行優(yōu)選，其它類型表面活性劑質量分數(shù)分別取0.3%、0.5%、0.7%、1.0%、1.5%，簡記為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ，優(yōu)選結果見表2。由表2可知，重烷基苯磺酸鹽復配效果最好，在其質量分數(shù)為1.5%時界面張力達到了0.05mN/m。而其他藥劑與該區(qū)塊原油形成的界面張力穩(wěn)定值較高。根據(jù)R比理論對不同質量分數(shù)重烷基苯磺酸鹽與0.7%石油磺酸鹽復配后界面張力進行考察，結果見圖2。由圖2可見，重烷基苯磺酸鹽在質量分數(shù)2.0%時與0.7%石油磺酸鹽復配，界面張力達到0.015mN/m，趨于穩(wěn)定。因此選用質量分數(shù)0.7%石油磺酸鹽+2.0%重烷基苯磺酸鹽作為降壓增注的主要藥劑配比。2.2添加劑的篩選2.2.1界面張力的測試選擇了5種醇作為添加劑，分別是甲醇、乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇，并對醇類與原油的界面張力進行測試，結果見圖3。由圖3可以看出，5種醇類添加劑中，當其質量分數(shù)為0.5%時，乙醇與原油的界面張力最低，因此選擇質量分數(shù)0.5%的乙醇作為醇類添加劑。2.2.2界面張力的測定分別對5種醚類添加劑（甲醚、乙醚、正丙醚、正丁醚、聚乙二醇辛基苯基醚）進行篩選，配制不同質量分數(shù)醚類的溶液并進行界面張力測試，結果見圖4。由圖4可見，向該表面活性劑體系中添加醚類后，界面張力值均大于1mN/m，遠大于不添加醚類時的0.0093mN/m，說明醚類物質影響了表面活性劑與原油的乳化作用，故不選擇醚類作為添加劑。2.2.3保護聚合物nacl測定體系與不同質量分數(shù)NaCl、KCl、NH由圖5可以看出，添加NaCl及KCl均可降低體系與原油的界面張力，且NaCl比KCl效果好，因此選擇NaCl（質量分數(shù)為1.0%）作為鹽類添加劑。綜上所述，考慮降壓效果和成本，確定最佳配方（質量分數(shù)，下同）為：0.7%石油磺酸鹽+2.0%重烷基苯磺酸鹽+0.5%無水乙醇+1.0%NaCl，此時體系與原油界面張力為6×103表面活性劑的性能評價3.1給藥間隔的評價研究表明3.2穩(wěn)定性評價結果表面活性劑的分子活性會隨著時長發(fā)生老化、變性甚至失去活性。因此，需要對其進行穩(wěn)定性評價，評價結果見圖6。從圖6可以看出，表面活性劑溶液在室溫放置30d，界面張力在前期趨于穩(wěn)定，隨后又逐漸增大，但變化范圍均可以滿足實驗要求，說明穩(wěn)定性較好。3.3復合表面活性劑與不同滲透率間巖心接觸角為了研究復合表面活性劑與巖心間的潤濕性，選取了滲透率分別為50、100、150、200、250mD的巖心，用哈克接觸角測定儀測量了復合表面活性劑與不同滲透率間巖心的接觸角，對照組為現(xiàn)場注入水，結果見圖7。由圖7可知，復配后的表面活性劑與巖心切片接觸角比注入水與巖心切片接觸角降低了二分之一左右，說明復配后的表面活性劑降低了水與巖石的界面張力，并且可以增加巖心中的滲透距離，更好的剖及深處，降低注入壓力，增加注入量。4降壓主巖心實驗4.1水驅注入速度對降壓效果的影響在低滲巖心表面活性劑降壓增注的過程中，考察了含聚污水表面活性劑體系的注入速度對降壓增注效果的影響，結果見表3。由表3可以看出，注入速度對降低巖心注入壓力影響很大,當水驅注入速度0.10mL/min時28.9mD巖心的降壓率為23.73%;0.20mL/min時31.3mD巖心的降壓率為20%;0.30mL/min時30.3mD巖心的降壓率為17.28%。綜合考慮，確定較佳注入速度為0.15mL/min。4.2表面活性劑b在注入速度0.15mL/min，對3種滲透率的巖心進行了不同累計注入量（0.1、0.3、0.5、1.0、1.5PV）的表面活性劑的巖心實驗，結果見圖8。由圖8可以看出，表面活性劑不同累計注入量對降低巖心注入壓力效果影響很大。在3個滲透率范圍內(nèi)規(guī)律相似，都是隨著表面活性劑累計注入量的增大，降壓率不斷增加。當累計注入量大于1PV以后，降壓率變化不明顯，綜合考慮，選用表面活性劑累計注入量為1PV，其在10、30、50mD滲透率的巖心中降壓率均超過21.3%。4.3段塞優(yōu)化設計分別對同濃度同累計注入量的表面活性劑進行巖心驅油降壓模擬實驗，確定表面活性劑的段塞組合對降壓效果的影響。將1PV表面活性劑分兩段注入巖心中，分析其降壓效果，結果見圖9。由圖9可知，當一次段塞注入量大于二次段塞注入量時，其總降壓率要高于一次注入量小于二次注入量時的總降壓率；而兩次不同注入量的總降壓率大于兩次相同注入量的值，分析得出在設計段塞組合時，一次段塞注入量應大于二次段塞注入量。因此在該實驗結果基礎上設計三次段塞組合。在0.15mL/min注入速度和1PV注入量表面活性劑的實驗條件下進行三段段塞組合實驗，段塞組合與降壓率變化關系見圖10。由圖10可見，3號段塞組合（0.5PV+0.4PV+0.1PV）和4號段塞組合（0.5PV+0.3PV+0.2PV）降壓率分別為23.75%和23.91%，實驗確定較優(yōu)段塞組合為：0.5PV+0.3PV+0.2PV。4.4表面活性劑降壓增注效果在室內(nèi)分別開展了同濃度同累計注入量的表面活性劑對不同滲透率的巖心進行驅油降壓模擬實驗，確定表面活性劑的段塞組合對降壓效果的影響，結果見表4。5表面活性劑體系(1）降壓增注含聚污水表面活性劑的最佳配方為：0