油田注水开发(5)

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图3-1 聚合物胶团结构分析示意图

为了明确聚合物胶团堵塞地层的过程，依据以上化验结果，在实验室内模拟喇嘛甸油田地层条件，进行聚合物、硫化铁(2+、3+)和油层岩石的配伍性研究。5天后观察到黄色悬浮物和絮状沉淀生成。这是由于硫化铁是油润湿性物质，聚合物可以将其与污泥杂质等粘合在一起形成胶团，附着在管壁和岩石上，降低了地层渗透率。当含聚污水流经复杂的孔隙结构时不断生成堵塞物，滞留在窄喉道处，加剧了多孔介质渗透率降低的现象，最终堵塞地层（图3-2）。 在窄孔喉处滞留. 在滞留点水动力

图3-2 聚合物胶团堵塞机理示意图

通过对含聚污水注入井水质、水井返排物及管柱垢样化验分析得出地层堵塞原因是受物理和化学共同作用的结果，以垢堵和胶团堵两种形式同时存在，是有机和无机的复合堵塞。

消除无机垢堵塞的方法：

铁垢,例如硫化亚铁(FeS)或氧化铁(Fe2O3),可用盐酸加上还原剂(异抗坏血酸)及螯合剂(氮川三乙酸(NTA)、乙二胺四乙酸(EDTA)、柠檬酸或乙酸)即可溶解掉这类垢,且可防止副产物(例如氢氧化铁和元素硫)的再沉淀。

氯化物垢,常表现为氯化钠(NaCl),主要是由于盐浓度高于其临界饱和浓度而析出的晶体。这类垢用清水或弱酸(盐酸、醋酸等)即可溶解掉。

硅质垢,这类垢常呈很细小结晶状的玉髓沉淀物或呈非晶蛋白石,用土酸即可溶解掉。

氢氧化物垢,属这类垢的有氢氧化镁(Mg(OH)2或氢氧化钙(Ca(OH)2),用盐酸或任何能充分降低pH值且不使钙或镁沉淀的酸即可消除。

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第4章含聚污水注水井解堵机理及解堵剂研制

4.1含聚污水注水井化学解堵机理

4.1.1 络合作用

络合作用对重金属离子吸附的影响机理比较复杂,其机制可归为电性效应、桥镇合效应和其它效应、配位体的种类、配位体与重金属离子浓度比及各自的浓度、重金属离子的种类、吸附体的性质、介质的PH恒等因家均与这种荷性质(电性、电价)与络合后的络合物的电荷性质不同．从而影响重金屑离子因静电作用而被吸附的过程，以电性效应为主要机制而影响重金属离子吸附的配位体一般不被吸附(如Cl一般不被负电表面吸附)或与吸附表面的结合力较弱．这类配位体不能在吸附表面和重金员离子之间起桥镀合作用．络合物的价数一般都低于重金属离子原有的价数甚至带有负电荷，加二价重金属离子和Cl一离子可形成MCl一、MCl3一百等络台物．对带负电的吸财表面(如大部分的层状铝硅酸盐矿穆表面和有机胶体表面)．

对于盐酸来说，酸敏性矿物主要为含铁高的一类矿物，随着它们与盐酸发生反应，溶液的PH值逐渐增大，酸化后析出的Fe3+和Si4+会生成Fe（OH)3沉淀或SiO2,凝胶体，堵塞喉道。同时，由于稳定原油乳化剂的影响及微粒的运移和桥堵，酸化砂岩地层会伴随释放出细小的微粒和地层坍塌现象，这对孔喉的疏通也有一定的负面影响。对于氢氟酸来说，酸敏矿物主要为方解石、白云石、钙长石、沸石等含钙高的矿物，它们会与氢氟酸反应生成CaF2沉淀和SiO2,凝胶体，也会堵塞喉道。

为有效地控制Fe(0H)3。的生成，需要在解堵药剂中加入酸性沉淀抑制剂，该剂与Fe3+．的络合能力比OH-与Fe3+的络合能力强，优先和Fe3+形成稳定络离子，从而避免了Fe(0H)3，的沉淀生成。同时因抑制剂呈弱酸性而发生水解，抑制了Fe(0H)3，沉淀生成，疏通了喉道，有效地进行解堵增注。

4.1.2 氧化降解有机质

由于细菌粘液、始井液体系中的有机物、有机凝冻胶的影响，

目前油水井的硬化效果不太理想，因此引进了一种新的油层污染解堵剂—ClO2体系。通过室内试致评价了解诸ClO2体系对有机聚合物、调剖

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西安石油大学毕业论文 化堵所用凝冻胶体系的降解、降粘作用和对咖、SM等的余商效果。在合理选井的基础上，将该体系投入矿场使用，效果良好，为解除油层污染提供了一条新途径对上述问题，ClO2解堵体系均可不同程度地解决。

该体系由ClO2、稳定刑、激化剂、绥蚀剂等多种化学药剂配制而成。ClO2

气体分子中台有奇数电子，具有很高的化学活泼性，其中的Cl是+4价，具有强烈夺取电子的倾向，可以打开分子链及苯环，对有机物及细菌起降解作用，使其粘度大幅度下降，流动性变好，从而解除油层堵塞；它与阳离子反应生成可FeS溶性铁盐，可防止Fe3+二次沉淀堵塞地层。

许多氧化剂如二氧化氯、过氧化钠、高锰酸钾、过硫酸铵、次氯酸钠等对聚丙烯酰胺均具有氧化降解作用，但解堵效果不同，为此我们进行了室内模拟实验，实验结果

表4-3 不同氧化剂对聚丙烯酰胺联体的溶解情况

氧化剂 时间(h) 现象 ClO2 24 全部溶解 (NH4)2SO4 48 大部分溶解 Na2O2 48 部分溶解 KMn04 48 部分溶解 NaClO 48 部分溶解 从以上数据看出，二氧化氯的解堵效果最好，对聚丙烯酰胺的溶解能力较强，所以我们选择了该剂作为解堵主剂进行解堵。由于盐酸可以大大的加快溶解速度，所以二氧化氯与盐酸一起协同作用，可以有效的提高解堵能力。

二氧化氯降解聚丙烯酰胺的机理是：ClO2具有很强的氧化性，解除地层中的聚合物污染（它可氧化聚丙烯酰胺残体使之成为小分子聚丙烯酰胺）、杀灭微生物、清除硫化亚铁垢等不同的地层污染；酸液主要处理地层矿物等无机堵塞物。两种药剂协同作用，优势互补，从而全面彻底的解除地层中的多种污染，全面的提高了酸化的综合效果

PAM+ClO2→s-PAM

5FeS+9ClO2+2H2O→5Fe3++5SO42++9Cl-+4H+

PAM、FeS一旦被氧化生成可溶性的盐类，污垢或堵塞物中的其它成分就失去了在管道或岩石上的附着能力而很容易被带出。 优点：

13小时硫化亚铁垢的溶蚀率为51.7%-60.8%，有助于清除硫化亚铁沉淀，且无硫化氢气体生成。ClO2水溶液可以大幅度的降低聚合物溶液的粘度（60℃密封3小时测试，下降80%-90%），使液体易于排出。l5-30分钟，杀菌率99.99%-100%，并能清除微生物菌体及其分泌物形成的粘稠物，在相当长的时间内破坏细菌滋生环境，彻底清除细菌对地层渗透性的损害。

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西安石油大学毕业论文 适用性

大量回注污水造成地层细菌含量高、腐蚀结垢产物多造成堵塞的欠注井。 应用实例

该工艺适合由于，2001年以来应用该项增注工艺5井次，有效5井次，有效率100％，平均有效期204天，累计增注16.7×104m3，平均单井增注33400m3。 典型井例：L52井

该井由于长期注入污水，污水中细菌含量严重超标，造成地层细菌腐蚀代谢产物结垢堵塞油层孔喉，最终导致地层注不进水，对该井进行分析后，我们于2002年1月对该井实施氧化解堵技术，实施过程中泵压由18MPa降至6MPa，从施工中看，压力下降明显，地层堵塞得到彻底解除，该井措施后注水压力下降2.5MPa，日增注330m，取得了明显的增注效果。

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4.1.3 热解堵作用

热解堵作用是指该解堵刑体系在反应过程中放出大量约热，通过热能在地层中径向和垂向传导，加热并简和近井地带，对胶质一沥青质、蜡质等高粘有机物可降低其粘度，增加其流动性；同时放出大量的高温气体可进入油层孔隙．冲散“桥架”物质，打破毛纲管压力造成的油流阻力；在放压泄流时，地层中的气体向井简运移过程中具有较强的返诽驱动能力，可将溶解的有机物和残液随泡沫掳带出来。

BSJ—1解堵体系在反应过程中放出大量的热能，热能在储集层中的径向和垂向传导，使温度大幅度升高，降低胶质、沥青质、蜡质等高粘有机物的粘度，增加其流动性；反应产生的大量高温气体冲散孔隙中桥堵物质，有利于解堵剂的深入和残液的返排，同时具有良好洗油能力和携带能力。

4.1.4 增大解堵半径

该体系自行通过化学反应产生气化的稳定泡沫，其协同效果增加了活性酸在油层近并地带的穿透深度和封堵了地层的高渗透层段，这样就保证该剂沿所有的生产层更有效和均匀地分布。同时有利于残液的返排和具有良好的洗油能力和携带能力。

该解堵体系反应放出的大量气体，使含有表面活性剂的酸液产生大量的泡沫，有利于解堵剂的深入和残液的返排，泡沫封堵高渗透层段，穿透低渗透层段，使注水井的纵向和横向波及系数增大，实现解堵增注的目的。

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西安石油大学毕业论文 4.1.5 杀菌作用

随着油囚的开发，原油含水不断升高。为了保护环境和维持地层产能，

多年来将污水处理后回注已成常规。回注污水必须投放杀菌剂进行处理。这是由于污水中含有多种有害成分如硫酸盐还原茵

(sRB)、腐生菌(TGB)、铁细菌和其它有机物质。硫酸盐还原菌是厌氧茵，是一种普遍存在的细菌，在高矿化度、较高压力和较高泥度下都能生存，最宜生长温度为20℃一40℃，它繁殖时将污水中的硫酸盐还原成硫化物和原子态级。。硫酸盐还原菌常存在于水流不快处和死水区如流速低的管线、冲洗罐、原油存储罐以及罐的结垢沉淀处或有机物残渣下面。硫酸盐还原茵在钢铁表面繁殖，将加速钢铁的局部腐蚀，引起地下、地面生产管线穿孔。硫酸盐还原茵产生的黑色粘稠残技会堵塞地层孔道，降 低注水量，对原油生产造成影响。

污水中的有机物和硫菠盐还原菌繁殖产物对喜氧细菌如腐生茵、铁细菌的繁殖创造了有利条件。腐生茵是一种非单群茵落，它产生的致密粘液常附着在管线和设备上，吸附水中的悬浮物、沉淀物，造成注水系统的过滤器堵塞和设备腐蚀，同样降低注水量，影响原油生冲”。

从表4-4实验结果可以看出，浓度达到lOOppm以后，对总菌、腐生菌、硫酸盐还原菌的杀菌效果达到99％以上，对铁细菌的杀菌效果较差，但当浓度达到10000ppm时，对各种菌的杀菌率均达到100％。因此现场应用时，应保证药剂的浓度损失最小，保证其良好的杀菌效果。

表4-4 BSJ-1 复合解堵剂杀菌性能测定结果

浓度 1000 菌数 杀菌 率％ 100 100 300 菌数 个／mL 10 2100 菌数 个／mL 10 350 菌数 个／mL 10 4空白 杀菌 率％ 菌数 个／mL 10 5杀菌 率％ 99．9 99．0 杀菌 率％ 99．0 99．0 杀菌 率％ ／ ／ mg／L 个／mL 总菌 腐生 菌 硫酸 盐还 原菌 铁细 菌 0 0 0 0 90．0 0 10 210 210 410 4 100 0 100 10 1 99．0 10 2 90．0 10 3 ／ 100 10 30 10 30 10 30 10 3／ 23

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