大芦家注水工程设计.docx
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大芦家注水工程设计
石油工程课程设计
大芦家注水工程设计
目录
1、注水过程中的储层损害因素
2、敏感性实验数据计算和分析
3、注水水质指标设计
4、结垢预测和油田注入水质处理设计
5、提出注水中保护油气层的措施或建议
一、注水过程中的地层伤害
1.1、储层潜在损害因素
大芦家油藏地处山东省临邑县北部的大芦家地区,面积为22.14km2。
构造上位于惠民盆地西部临邑大断层下降盘的大芦家断块区,其东北部紧邻临13、临9断块区,西部和盘河断块区相连,南部为临南洼陷。
大芦家断块区属于典型的与临邑大断层伴生的逆牵引背斜构造,是一个被断层复杂化了的背斜,其上被断层分割成了许多小的断块区。
大芦家油藏主要的含油沉积地层由下到上分别为:
下第三系沙河街组和东营组、上第三系馆陶组和明化镇组以及第四系平原组,其中,沙河街组由下到上分为沙四、沙三、沙二、沙一四个段,东营组从下到上分为东二、东一两个段,馆陶组自下而上分为馆三、馆二、馆一三个段。
本区主要有河流、三角洲和湖泊三类沉积体系。
其中馆陶组主要发育有河流沉积体系;东营组主要有三角洲和湖泊两类沉积体系;沙河街组主要发育有三角洲沉积体系。
1.1.1储层敏感性矿物
根据对大芦家S2上、S2下储层岩石的全岩和粘土矿物X衍射分析,认为大芦家S2上储层是以石英砂岩为主的细砂岩,S2下储层是以斜长石为主的细砂岩。
由粘土矿物X衍射和扫描电镜分析可知,大芦家S2上储层填隙物为泥质和方解石,泥质成分主要为高岭石和伊蒙混层,次为绿泥石和伊利石,填隙物主要分布于粒间孔中,少量分布于颗粒表面;大芦家S2下储层粘土矿物含量少,主要为书页状高岭石,叶片状绿泥石,次为伊蒙混层和少量的伊利石,主要分布于颗粒表面和粒间孔中。
粘土矿物分布见表4-1
表4-1
(1)大芦家储层岩石矿物组分数据表
井号
层位
岩性
石英%
钾长石%
斜长石%
方解石%
粘土矿物%
L37-6
S2上
砂岩
71.09
少
19.29
6.08
3.54
L10-1
S2 下
砂岩
29.96
7.37
53.64
7.27
1.76
表4-1
(2)大芦家储层粘土矿物含量
井号
层位
粘土含量
%
粘土矿物含量%
蒙脱石
伊蒙混层
伊利石
高岭石
绿泥石
混层比
%
相对
绝对
相对
绝对
相对
绝对
相对
绝对
相对
绝对
L37-6
S2上
3.54
/
/
28.8
1.02
12.2
0.43
31.9
1.13
27.1
0.96
30
L10-1
S2 下
1.76
/
/
17.7
0.31
8.5
0.15
52.4
0.92
21.4
0.38
30
从表中可以看到地层中伊蒙混层相对占百分之28.8,可能会发生水敏现象,绿泥石占百分之27.1,可能会发生酸敏性现象。
高岭石相对占百分之31.9,可能会发生速敏现象。
1.1.2、储层物理特征
大芦家储层普遍具有较高的孔隙度和渗透率,各砂层的孔隙度大多在20%以上,平均渗透率多大于100×10-3μm2,孔喉大小主要分布在0.75~15μm。
1.1.3岩石储渗空间
根据铸体薄片和扫描电镜分析可知:
大芦家S2上岩石孔隙主要为粒间溶孔,孔径多为15~30μm,次为填隙物内溶孔,少量粒内溶孔,且岩石中还有少量石英次生加大,进一步减小岩石的渗透性,见照片W668-5;大芦家S2下岩石孔隙较S2上岩石孔隙要发育,面孔率为15%,平均孔径38.48μm,平均孔喉比为3.25,均质系数0.27,平均配位数1.30,主要为粒间溶孔,少量铸模孔和填隙物内溶孔以及粒内溶孔,岩石中常见石英次生加大和自生石英。
孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的形状、大小、分布及相互关连通情况,是油层储油能力和渗流能力的微观本质。
1.1.4、储层流体性质
⑴原油性质
大芦家油田地层油粘度低,为1.6mPa·s,但原油中含蜡量高,胶质沥青质的含量也比较高。
其中含蜡量为37.8%,胶质沥青质含量为14.7%,原油凝固点29℃。
⑵地层水
地层水总矿化度为19097mg/L~48339mg/L,PH值为6,S2上中Cl-离子含量为28985mg/L,S2上为CaCl2型,S2下中Cl-离子含量为11072mg/L,S2下为MgCl2型。
通过对S2上和S2下的储层岩石矿物成份、物理特征、储层空间特征和储层流体性质等研究分析,其目的是找出该区块的潜在损害因数,使地层伤害降到最低。
为储层伤害机理研究提供一定的理论依据。
1.2、注水过程中的储层伤害类型
注水开发过程中主要的损害可以按损害机理归纳为以下四个方面:
(1)外来液体与油气层岩石矿物不配伍造成的损害;
(2)外来液体与油气层流体不配伍造成的损害;
(3)毛细现象造成的损害;
(4)固相颗粒堵塞引起的损害。
无论哪一种损害,储层本身的内在条件均是主要因素
井号为L37-6层位为S2上和井号为L10-1层位为S2下的储层岩石粘土矿物中高岭石含量较多,可能会发生速敏现象。
井号为L37-6层位为S2上和井号为L10-1层位为S2下的储层岩石粘土矿物中有一定量的伊利石和伊蒙混石,因此岩石可能会发生水敏现象。
井号为L37-6层位为S2上和井号为L10-1层位为S2下的储层岩石粘土矿物中还含有一定量的绿泥石,可能会发生一定的酸敏现象。
地层水PH=6,为弱酸性,地层S2上岩石孔隙主要为粒间溶孔,孔隙小,贾敏效应明显。
井号为L37-6层位为S2上和井号为L10-1层位为S2下的岩石孔隙主要为粒间溶孔,均质性非常差,岩石结构属于低孔低渗型,毛管效应明显,会阻止流体流动。
二、储层敏感性实验数据分析和计算
2.1、速敏评价实验
由达西定律:
流速ml/min
0.1
0.25
0.5
0.75
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
10-3MPa
0.649
1.578
3.155
5.065
6.932
13.864
21.362
31.552
41.403
55.455
岩石长度L=5.4cm岩样直径D=2.5cm流体粘度
=1.0mPa.s
换成国际单位后如下表格:
流速10-3cm3/m3
1.667
4.167
8.333
12.5
16.67
33.33
50.00
66.67
83.33
100
103Pa
0.649
1.578
3.155
5.065
6.932
13.864
21.362
31.552
41.403
55.455
当
=1.667×10-3cm3/m
=0.649×10-3MPa岩石长度L=5.4cm岩样直径D=2.5cm流体粘度
=1.0mPa
同理可得:
流速10-3cm3/m3
1.667
4.167
8.333
12.5
16.67
33.33
50.00
66.67
83.33
100
103Pa
0.649
1.578
3.155
5.065
6.932
13.864
21.362
31.552
41.403
55.455
K
1.387
1.426
1.426
1.365
1.299
1.298
1.264
1.141
1.087
0.974
依据上表得到下图:
以不同的注入速度向岩心中注入地层水,测定各个注入速度下岩心的渗透率,从注入速度与渗透率的变化关系上,判断油气层岩心对流速的敏感性,并找出渗透率明显下降的临界流速。
如果流量Qi-1对应的渗透率Ki-1,与流量Qi对应的渗透率Ki满足下式:
临界流速
0.6136cm3/s
敏感程度评价指标
损害程度
<30%
30%-70%
>70%
敏感程度
弱
中等
强
损害程度为
时,敏感性为中等。
2.2、盐敏评价实验
由达西定律:
矿化度
Mg/L
48339
40000
35000
30000
20000
10000
0
10-3MPa
3.221
3.447
3.593
3.782
4.625
5.731
11.255
岩石长度L=5.5cm岩样直径D=2.5cm流体粘度
=1.0mPa.s
流速=0.5ml/min
当
=8.333×10-3cm3/m
=3.221×10-2MPa岩石长度L=5.5cm岩样直径D=2.5cm流体粘度
=1.0mPa
同理可得:
经过计算等到下表:
矿化度
Mg/L
48339
40000
35000
30000
20000
10000
0
10-3MPa
3.221
3.447
3.593
3.782
4.625
5.731
11.255
K
1.423
1.330
1.276
1.212
0.973
0.800
0.407
画图得:
通过向岩心注入不同矿化度等级的盐水(按地层水的化学组成配制),并测定各矿化度下岩心对盐水的渗透率,根据渗透率随矿化度的变化来评价盐敏损害程度,找出盐敏损害发生的条件。
对于盐敏评价实验,第一级盐水为地层水,将盐水按一定的浓度差逐级降低矿化度,直至注入液的矿化度接近零为止,求出的临界矿化度为Cc。
如果矿化度Ci-1对应渗透率Ki-1与矿化度Ci对应的渗透率Ki之间满足下述关系:
Ki-1=1.212
临界矿化度为Cc=30000Mg/L
2.3、碱敏评价实验
通过注入不同pH值的地层水并测定其渗透率,根据渗透率的变化来评价碱敏损害程度,找出碱敏损害发生的条件。
不同pH值盐水的制备,根据实际情况,一般要从地层水的pH值开始,逐级升高pH值,最后一级盐水的pH值可定为12。
临界pH值的确定与盐敏实验中临界矿化度的确定方法相同。
PH
7
8
9
10
11
12
13
10-3MPa
9.48
9.48
9.63
9.76
10.84
11.88
12.04
岩石长度L=5.5cm岩样直径D=2.5cm流体粘度
=1.0mPa.s
流速=0.5ml/min
当
=8.333×10-3cm3/m
=9.48×10-2MPa岩石长度L=5.5cm岩样直径D=2.5cm流体粘度
=1.0mPa
同理得
经过计算等到下表:
PH
7
8
9
10
11
12
13
10-3MPa
9.48
9.48
9.63
9.76
10.84
11.88
12.04
K
0.483
0.483
0.476
0.470
0.423
0.386
0.381
画图得:
三、注水水质指标设计
注入水的水质标准会影响储层损害,储层敏感性和水质不合格等问题。
注水开发是目前提高采收率很重要的方法。
注入水水质是指溶解在水中的矿物盐、有机质和气体的总含量,以及水中悬浮物含量及其粒度分布。
一般注入水应满足以下要求:
(1)机械杂质含量及其粒径不堵塞喉道;许多注水并吸水能力下降的主要原因是注入水中悬浮颗粒堵塞引起的,注水的机械杂质可能来源于回注的产出水中地层微粒。
(2)注入水中的溶解气、细菌等造成的腐蚀产物、沉淀不造成油气层堵塞;腐生菌个体较大,首尾有吸盘,相连呈长链状,几个链相互缠绕成菌团,会造成地层损害。
硫酸盐还原菌能把水中的硫酸根离子还原成二价硫离子,进而生产副产物硫化氢。
(3)与油气层水相配伍。
会产出水敏损害和无机垢损害。
(4)与油气层的岩石和原油相配伍。
注水操作不平衡或排液强度太大,引起地层有效应力增大,由此而产生应力敏感损害。
注水作业中为防止腐蚀和结垢、乳化,经常加入缓蚀剂、阻垢剂及破乳剂,回注产出水中可能含有表面活性剂,这些化学剂的主要成分具有很强的极性,趋向于吸附在砂粒和碳酸盐矿物上。
会导致储层渗透率下降。
目前,我国有关部门已制订了注入水水质标准,表1-6就是我国石油工业制订的碎屑岩油田注入水水质标准。
注入层平均空气渗透率
﹤0.1
0.1-0.6
﹥0.6
标准分级
A1
A2
A3
B1
B2
B3
C1
C2
C3
控制指标
悬浮固体含量mg/L
﹤1.0
﹤2.0
﹤3.0
﹤3.0
﹤4.0
﹤5.0
﹤5.0
﹤6.0
﹤7.0
悬浮物颗粒直径中值
﹤1.0
﹤1.5
﹤2.0
﹤2.0
﹤2.5
﹤3.0
﹤3.0
﹤3.5
﹤4.0
含油量mg/
﹤5.0
﹤6.0
﹤8.0
﹤8.0
﹤10
﹤15
﹤15
﹤20
﹤30
平均腐蚀率mm/a
﹤0.075
点腐蚀
A1.B1.C1级:
试片各面都无点腐蚀
A2.B2.C2级:
试片有轻微点蚀
A3.B3.C3级:
试片有明显点蚀
SRB菌.个/mL
0
﹤10
﹤25
0
﹤10
﹤25
0
﹤10
﹤25
铁细菌.个/mL
n×102
n×103
n×104
腐生菌.个/mL
n×102
n×103
n×104
四、结垢预测
油田水结垢主要有两种情况,一是当流体(原油及污水)从地层流向井底或由井底抽到地面时,由于温度和压力的变化,流体的相平衡遭到破坏,晶体析出而生成垢。
二是注入水与地层水的不相容性引起结垢。
4.1、大芦家油田水分析资料
地层水分析数据表
区块
层位
PH值
离子含量mg/L
总矿化度mg/L
水型
K++Na+
Mg2+
Ca2+
Cl-
SO42-
HCO3-
大芦家
S上2
6
17045
156
1472
28985
0
681
48339
CaCl2
S下2
6
7066
62
214
11072
0
683
19097
MgCl2
注入水分析数据表
区块
注入水源
PH值
离子含量mg/L
总矿化度mg/L
水型
K++Na+
Mg2+
Ca2+
Cl-
SO42-
HCO3-
大芦家
临中站
6.5
7645.66
127.58
490.98
12779.73
0
422.01
21465.96
CaCl2
盘二联
6.5
15462.5
330.0
1616.02
27187.5
5.0
340.09
44973.19
CaCl2
4.2、溶度积法预测结垢
根据化学的溶度积原理,当两种注入水与地层水相混合,如果某化合物的阳离子(mol/L)与阴离子(mol/L)浓度的乘积小于该化合物的溶度积时,可能有沉淀生成。
将注入水与地层水在一定的比例下混合起来,比较某化合物的阳离子(mol/L)与阴离子(mol/L)浓度的乘积和该化合物的溶度积常数的大小,从而预测是否生成结垢。
地层水:
C[Mg2+]=156mg/L=156÷(24×10-3)=6.5×10-3mol/L
C[Ca2+]=1472mg/L=36.8×10-3mol/L
C[HCO3-]=681mg/L=11.16×10-3mol/L
C[Mg2+]=62mg/L=2.58×10-3mol/L
C[Ca2+]=214mg/L=5.35×10-3mol/L
C[HCO3-]=683mg/L=11.20×10-3mol/L
注入水:
C[Mg2+]=127.58mg/L=5.32×10-3mol/L
C[Ca2+]=490.98mg/L=12.27×10-3mol/L
C[HCO3-]=422.01mg/L=6.92×10-3mol/L
C[Mg2+]=330.0mg/L=13.75×10-3mol/L
C[Ca2+]=m1616.02g/L=40.40×10-3mol/L
C[HCO3-]=340.09mg/L=5.58×10-3mol/L
C[SO42-]=5.0mg/L=0.052×10-3mol/L
换单位后得到的表:
层位
Mg2+Mol/L
Ca2+Mol/L
SO42-Mol/L
HCO3-Mol/L
总矿化度mg/L
地层水
S上2
6.5×10-3
36.8×10-3
0
11.16×10-3
48339
S下2
2.58×10-3
5.35×10-3
0
11.20×10-3
19097
注入水
S上2
5.32×10-3
12.27×10-3
0
6.92×10-3
21465.96
S下2
13.75×10-3
40.40×10-3
0.052×10-3
5.58×10-3
44973.19
由[Ca2+]·[C032-]﹥4.8×10-10有Caco3的沉淀
[Ca2+]·[S032-]﹥6.1×10-5有Caco3的沉淀
[Mg2+]·[C032-]﹥1×10-5有Caco3的沉淀
当注入水为10﹪,地层水为90﹪时
Caco3=(36.8×10-3×90﹪+12.27×10-3×10﹪)×(11.16×10-3×90﹪+6.92×10-3×10﹪)=0.3687×10-3﹥4.8×10-10有Caco3的沉淀
Caso3=(36.8×10-3×90﹪+12.27×10-3×10﹪)×(0×90﹪+0×10﹪)=0
Mgc03=(6.5×10-3×90﹪+5.32×10-3×10﹪)×(11.16×10-3×90﹪+6.92×10-3×10﹪)=0.0685×10-3﹥1×10-5有Caco3的沉淀
同理可得下表
S上2
注入水
10﹪
30﹪
50﹪
70﹪
90﹪
溶度积常数
地层水
90﹪
70﹪
50﹪
30﹪
10﹪
Cac03×10-3
0.3687
0.2911
0.2218
0.1608
0.1081
4.8×10-10
是否有垢
有结垢
有结垢
有结垢
有结垢
有结垢
Cas03×10-3
0
0
0
0
0
6.1×10-5
是否有垢
无结垢
无结垢
无结垢
无结垢
无结垢
Mgc03×10-3
0.0685
0.0608
0.0534
0.0465
0.0399
1×10-5
是否有垢
有结垢
有结垢
有结垢
有结垢
有结垢
S下2
注入水
10﹪
30﹪
50﹪
70﹪
90﹪
溶度积常数
地层水
90﹪
70﹪
50﹪
30﹪
10﹪
Cac03×10-3
0.0393
0.1509
0.1919
0.2171
0.2266
4.8×10-10
是否有垢
有结垢
有结垢
有结垢
有结垢
有结垢
Cas03×10-6
0.046
0.2475
0.5948
1.0878
0.910
6.1×10-5
是否有垢
无结垢
无结垢
无结垢
无结垢
无结垢
Mgc03×10-3
0.0393
0.0564
0.0685
0.0756
0.0776
1×10-5
是否有垢
有结垢
有结垢
有结垢
有结垢
有结垢
由表得注入水与地层水的配伍性很好,注入水与地层性的PH为6,都偏向弱酸性,使Caco3和Mgco3有结垢的可能性。
地层水中不含有SO42-,注入水中含有少量的SO42-,会产生少量的结垢现象。
4.3水处理设计
4.3.1、浅层地下水处理
⒈除铁
(1)方法:
地下水中铁质的主要成分是二价铁,通常以Fe(HCO3)2的形态存在。
二价铁极易水解,生成Fe(OH)2,氧化后形成Fe(OH)3,易堵塞地层。
除铁方法一般采用物理或化学方法。
(2)工艺流程:
地下水锰砂除铁工艺流程图
1—地下水源井来水;2—锰砂除铁滤罐;3—缓冲水罐;4—输水泵;5—输水管线
⒉除悬浮物
地下水因地层的过滤作用悬浮物含量较少,在除铁的同时也可将大部分悬浮物除去,而达到高渗透油田注水水质标准。
但用于低渗透油田注水时,还需在除铁后再进行深度处理。
工艺流程见图1-4。
1—地下水源井来水;2—锰砂除铁滤罐;3—石英砂滤罐;(精细过滤罐);
4—缓冲水罐;5—输水泵;6—输水管线
4.3.2、地面水处理
⒈工艺流程
地面水是指江河、湖泊、水库内的水。
图1-5是地面水处理主要工艺流程图。
该流程随着对处理后水质的要求不同而有所变化,当水中泥砂含量高时,应考虑在反应沉淀池前加预沉池。
1—地面水源来水;2—取水泵;3—药水混合器;4—反应沉淀池;
5—滤池;6—吸水池;7—输水泵
2.水处理药剂(絮凝剂)
种类
序号
名称
分子式及详细名称
性质及组成的
主要部分
主要设计指标
絮
凝
剂
1
硫酸铝
Al2(SO4)3·18H2O
白色结晶状,易溶于水
相对密度:
0.7~1.62Al2O3
含量1.4﹪~18﹪
2
聚合氯化铝
[Aln(OH)nCl3-n]m
固体为黄色透明体
固体Al2O3:
30﹪~40﹪,液体:
10﹪.相对密度:
1.2.
PH值:
3.5~5.0
3
硫酸亚铁
FeSO4·7H2O
块状结晶体
含FeSO4·7H2O:
95﹪,FeSO4:
52﹪,相对密度:
1.89
4
反相破乳剂
淡黄色液体
有效含里≧50﹪,PH值3.5~5.0
相对密度≧1.16
5
高分子聚丙烯酰胺
胶体状或白色粉状
胶体有效含量:
8﹪~10﹪,粉状:
90﹪以上
4.3.3、含油污水处理
图1-9是目前油田上常用的重力式混凝除油、石英砂压力过滤处理含油污水工艺流程图
1—除油罐;2—沉降罐;3—提升泵;4,5—一、二过滤罐;
6—净水水罐;7—污水回收池;8—回收水泵
4.3.4、脱氧处理
氧是造成注水系统腐蚀的最主要、最直接的因素,也是其它水质指标能否达到标准的关键。
脱氧的方法有化学法和真空法。
常用的化学除氧剂有亚硫酸钠(Na2SO3)、二氧化硫(SO2)和联氨(N2H4)等。
真空脱氧的原理是基于享利定律,可表述如下:
某气体在水中溶解量的大小与该气体在水面上分压成正比,并与该气体在水中的溶解常数有关。
当采用真空设备使水面上的气体压力接近于零时,则水面上各种气体的分压亦接近于零,此时,溶解在水中的气体就大量逸出,以此达到脱氧的目的。
真空脱氧可用两种方法获得真空,一种是水力喷射器法,另一种是真空泵法,本设计主要介绍第二种方法,即用多级水环——大气喷射真空泵直接获得真
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