腰英台低渗透油田防腐防垢工艺研究王国刚,梁 毅,王 萍,王国晶(中国石化东北油气分公司长岭采油厂,吉林松原 131100) 摘 要:本文针对腰英台油田地层产出液腐蚀、结垢性强的特点,充分总结分析了前期防腐防垢工艺效果,并在此基础上展开了一些列室内实验和研究工作,取得了一些新的认识。
关键词:低渗透油田;防腐蚀;防垢 中图分类号:T E 358+.5 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0021—021 概况腰英台油田位于吉林省长春市西北170km 的松原市前郭县查干花镇乡腰英台村,北连乾安、大情字油田,东接大老爷府油田,区域构造位置处于松辽盆地中央凹陷区南部长岭凹陷[1]。
腰英台油田低渗透砂岩油藏储集层沉积环境为三角洲前缘亚相沉积,具有储层致密、物性差、天然裂缝发育、非均质性严重、平面上发育不连片等特点,针对腰英台油田储层特点和地层水特性、防腐结垢特征,在充分消化相关的国内外成功开发技术基础上,利用该区前期有效开发研究已取得的一些成功经验,通过化学防腐、防垢科学的管理,实现延长油井检泵周期。
2 腐蚀结垢机理研究2.2 垢样成分分析腰英台油田油井垢样成分分析报告成份含量%筛管油管1油管2备注灼烧减量42.617.916.0酸不溶物0.6510.3 6.54三氧化二物 2.6872.061.8包括F e 2O 3总铁含量0.4843.836.5钙含量34.20.249.01镁含量3.180.371.15 从分析结果看,垢样基本由有机质、CaCO 3、FeS (Fe 2S 3)和未知物等物质组成。
筛管中垢质成分主要以CaCO 3为主,Ca 2+含量34.2%;油管垢成分则以FeS(Fe 2S 3)为主,总铁离子含量43.8%。
2.3 温度、压力对结垢的影响根据DB 25井采出液水质分析数据,配制腰英台油田模拟采出液,并在常压时改变温度(恒温48h )后测定溶液中的钙离子含量变化。
模拟采出液中钙离子浓度与温度关系曲线。
模拟采出液中的钙离子浓度随温度升高而降低,°时钙离子浓度为(常温下模拟采21 2012年第12期 内蒙古石油化工收稿日期35作者简介王国刚,岁,男,中石化东北油气分公司长岭采油厂,技术员。
80C 28.1mg/l :2012-0-1:28出液中钙离子浓度为168mg/l)。
将模拟腰英台油田采出液在80°C条件下改变压力,测定溶液中的钙离子含量变化。
实验表明,随着压力降低,溶液中钙离子含量减少,说明碳酸钙沉淀量增加。
这就是油田生产中,采出液从地层进入井筒后,碳酸钙逐渐沉积在油管不同部位的原因[2]。
2.4 油井垢形成原因分析地层水到达油井井底时,压力降低,二氧化碳分离,溶液体系平衡被破坏,导致碳酸钙过饱和,逐渐沉积在筛管及油管不同部位[3]。
碳酸钙在温度升高时溶解度反而下降,即水温较高时反而会结出更多的碳酸盐垢,这也是筛管处产生碳酸钙垢的原因之一。
3 防腐阻垢工艺措施3.1 药剂的评价腰英台油田先后试用了KD-27、LH-1、RX-1、YX-2、CYY-2等多种化学药剂,因各种原因停用,2010年6月引进NKC-W和NKC-5209缓蚀阻垢剂,同年8月在采油八班试投加大庆汇联的CYY-Ⅱ。
今年1-4月份采油八班共作业18井次,其中由于腐蚀造成作业的有12井次,有腐蚀伴生情况的有16井次,据此淘汰CYY-Ⅱ药剂。
由于有些井抽油杆下井时间较长,加上前期没进行该药剂的投加,杆本体已经腐蚀,因此为了较好地反映NKC-W缓释阻垢剂的应用效果,我们选取了5口刚作业后就进行新药剂投加的井进行评价,除Y301-18-6、YB1-11-6两口井效果较差外,其余三口井效果较理想。
综上所述,目前使用的NKC-W和NKC-5209缓蚀阻垢剂具有较好的防腐蚀阻垢效果,部分效果不好井有待调整加药浓度后继续观察。
3.2 药剂配方改进和加药浓度评选今年4-6月针对各个区块不同层位的25口井进行了油田水全分析,8口井进行了药剂浓度返排跟踪,5口井气样分析,根据不同水质合理优化缓蚀阻垢剂的配方,针对偏远井、路况不好、用套气生产的井,投加固体缓蚀阻垢剂,投加周期按油井日产液量分为三类:日产液量≤10方,每月投加30Kg 固体药剂。
10方≤日产液量≤15方,每半月投加一次,每次20Kg固体药剂。
日产液量≥15方,每半月投加一次,每次30Kg固体药剂。
3.3 及时修订加药措施大表为了提高该药剂的防腐效果,摸索出合理的加药浓度与周期,今年月在号区块(除腰北)进行改变加药方式、加药周期和加药量实验。
日产液大于5吨的药剂浓度36,小于5吨的为5,从油套环空每三天采取一次性冲击式投加。
腰英台油田腐蚀垢样含有大量的硫化亚铁,产出液硫酸盐还原菌含量较高,因此下步防腐防垢应重点对硫酸盐还原菌腐蚀进行研究与治理,针对性地开发适合腰英台油田的防腐阻垢剂技术,对1号区块进行改变药剂投加方式实验。
青一层段,相对比较氯离子含量低,钙离子含量低,碱度也低。
可以判断垢样中碳酸盐会较高,垢下腐蚀会很严重,水体本身对杆管的腐蚀较其他层段要轻,但是因为套气中CO2含量会高于其他层段,则CO2的腐蚀会严重。
青二层段,相对比较氯离子含量高,钙离子含量高,碱度一般较高,但是有些井很低。
可以判断垢样中碳酸盐不会很多,结垢较轻,水体本身对杆管的腐蚀较其他层段要严重很多,但是由于垢下腐蚀很少发生,则相对青一层段腐蚀要轻很多。
青一和青二混采层段,相对比较平均,氯离子含量偏高,钙离子含量适中,碱度一般较高。
可以判断垢样中碳酸盐垢下也有,水体本身对杆管的腐蚀也不轻,还会伴随CO2的腐蚀,几个因素相加腐蚀情况与青一相差不多,可能略轻些而已。
3.4 现场应用情况结合腰英台油田油藏特征和举升工艺特点,采取井口油套环空加药工艺技术,可分为移动式和固定式两种。
通过油井生产数据,包括产液、电流、功图等变化及其以往作业措施情况判断产生结垢的油井,将清垢剂从环形空间周期加入,随后再周期加入防垢剂,也可利用地面加药装置,将防垢剂连续加入使其在采出液介质中形成微浓度,达到防垢的目的[4]。
根据现场情况,将清、防垢剂从环形空间周期加入,使其在采出液介质中形成一定浓度,达到防垢的目的。
完善油井加药制度,改善加药体系。
优选缓蚀阻垢剂,采用井口安装3的加药水箱,从油套环空小时常压点滴式加药,这样加药均匀、便捷、不间断,极大地改善了井筒工作环境,根据作业起出后情况,22内蒙古石油化工 2012年第12期 810PPm40PPm1m24新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系性能评价与研究宋宪实(中石化东北油气分公司工程技术研究院,吉林长春 130062) 摘 要:东北油气分公司腰深3井储层埋藏达4400m,温度高达150℃,针对该储层特点,室内进行了高温低伤害压裂液的配方优选试验,并进行了新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系的性能评价,室内实验结果表明,羧甲基羟丙基胍胶压裂液具有耐高温(160℃)、低浓度、低残渣、低伤害、低磨阻的特点。
适合在超深层高温火山岩气藏中应用。
关键词:压裂;羧甲基羟丙基胍胶;深井;火山岩气藏 中图分类号:T E357.1+2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0023—03 深层火山岩气藏一直是东北油气分公司攻关的重点之一,储层埋藏深度可达4400m,温度高达150℃左右。
根据深层火山岩储层温度高的特点,开展了高温深井压裂工艺和高温低伤害压裂液体系的联合攻关,通过优化压裂工艺和优选高温压裂液体系,形成了深层火山岩气藏压裂工艺技术。
1 储层基本情况和改造难点腰深3井是位于松辽盆地长岭断陷查干花次凹东英台圈闭高点的一口重点预探井。
该井完钻井深4406m,完钻层位火石岭组。
压裂改造井段4313.0m -4333.0m/20.05m,层位为火石岭组,岩性主要为浅灰色凝灰岩,声波时差190s/m,密度为2.53g/ cm3,孔隙度为1-2%,含气饱和度为46-80%。
测井综合解释为差气层,实测温度147℃。
目前对130℃以内的地层进行改造已有较为成熟的压裂液体系,但对于130℃以上的地层进行施工仍然比较棘手,而高温压裂液是超深火山岩储层改造的瓶颈技术之一,急需进行攻关。
2 高温压裂液的性能针对高温储层特点,优选了新型的羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,采用羧甲基羟丙基胍胶作为压裂液体系的稠化剂,并通过室内大量实验对体系进行优化各种添加剂的配比,同时还模拟地层内温度场的变化对液体性能的影响,从而使液体耐温耐剪切性能好,摩阻低,残渣少,大大降低了施工风险。
2.1 基液粘度随时调整加药剂量。
4 结论鉴于腰英台油田腐蚀结垢的现状以及已经采取的相应措施来看,今后准备实施下步方案:青二和青一青二混采层段的药剂基本沿用现有的配方。
上修井在完井前投加3桶固体药剂,然后再下管杆,可大幅度提高免修期。
边远井或腐蚀较重的井,改加固体药剂,投加量为产液量在10m3以内的每月投加3桶,产液量在10m3至15m3的每20天投加3桶,产液量在15m3至20m3的每15天投加3桶。
以保证一定的药剂浓度,取得更好的效果。
提高青一层段井药剂的阻垢成份,减少碳酸盐结垢因素,控制垢下腐蚀发生数量,让带有药剂的水体接近杆管表面形成抗腐蚀膜,减少腐蚀的发生,延长杆管的使用寿命。
[参考文献][1] 胡娟,孙秀武.腰英台油田开发调整效果分析[J].试采技术;2010,(4).[2] 刘文娟.石油机械的防腐技术探析[J].中国新技术新产品;2010,(11).[3] 张小晏,梁光川,路平,等.陆梁油田抽油井井下防腐技术[J].油气田地面工程,2010,(4).[4] 刘玉山.孤东油田油井管杆化学防腐技术[J]中国石油和化工标准与质量,,()23 2012年第12期 内蒙古石油化工*收稿日期3.20112.:2012-0-21。