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二氧化氯在油田注水系统中的应用

2016-03-23浏览次数:1536   作者:徐光 高爽 田兴国
  【石油机械网】油田回注水经过常规处理后,再连续加入CLO2具有降压增注效果,而且再应用研究期间系统大于1/4的井受效。
  在油田回注水中,孳生着多种菌类,而且还含有硫化物等悬浮粒子,常常超过规定的标准。大量的菌类及其代谢产物和硫化物在注水井近井地带聚集、繁衍,则出现地层吸水能力下降,注水压力升高,影响油田正常生产。用二氧化氯杀灭菌类,分解硫化物可改善油田注水效果。

    二氧化氯(CLO2)是一种强氧化剂,又是新一代高效、广谱杀菌剂。1987年美国人McGlathery M.S 首次利用CLO2的强氧化性能和杀菌性能,消除聚丙烯酰胺(HPAM)凝胶颗粒、细菌和硫化物对注聚井、注水井近井地层造成的堵塞,为油田增产增注提供了一种化学助剂。1999年王升坤将CLO2用于油田采出水处理的研究,可有效杀菌,分解硫化物和减少悬浮物等杂质,净化回注水水质。2002年欧泰华公司,将CLO2发生器直接用于油田注水系统杀菌、灭藻、分解硫化物,为改善油田注水效果提供了一种实用方法。

    20031月在大庆油田北二十联合注水站采用OTH99-10000CLO2发生器进行工业性CLO2应用研究。通过9个月的跟踪分析看出,应用CLO2及其发生器能有效的杀菌,分解硫化物,缓解注入井底造成的堵塞,而且系统注水井可大面积受效。

 

    CLO2杀菌、分解硫化物缓解地层堵塞的原理

    注水井出现注水量递减,注入压力上升是由多种原因造成的。其中大量菌类的聚集,钢材腐蚀产生硫化铁等锈蚀落物,在注水井反排液中都可以清楚看到,这些产物导致近进地层孔隙度和渗透率下降,成为注水量递减,注水压力上升的原因之一。杀菌灭藻、分解硫化物,来疏通近进地层的渗透能力,是降压增注的一种方法。

    CLO2杀菌机理CLO2的杀菌能力是氯气的2.5倍。对细菌的细胞壁具有较强的吸附和穿透能力,进入细胞组织内部,氧化含巯基的酶,破坏细菌的再生能力;分解蛋白质中的氨基酸及菌落的残骸,菌体从菌落中脱落,随注入水进入地层深部,疏通了近井地层的渗透能力。

    CLO2分解硫化物机理。注水系统中的硫化物有FeSH2S等与CLO2的反应:

    5FeS+9 CLO2+H2O=5Fe3++5SO42-+9CL-+4H+ 1

    5FeS+8 CLO2+4H2O=5SO42-+8CL-+18H+ 2

    悬浮的FeS粒子或沉积垢,在CLO2的作用下转化为可溶性盐,减少井周地带沉积物的含量,提高了地层的渗透能力,同时也降低了H2S对设备的腐蚀和异味。

 

    矿场应用工艺流程

    大庆油田北二十联合注水站,设计负荷量为1.5*104m3/d。主要供给萨北东过二次加密井网84口注水井和其他井网31口注水井的日注水量。该站为含油污水深度处理站,来水经过深度处理后,含油量,粒径中值等多项标准均达标。悬浮固体为3.77mg/L(标准为≤3.00mg/L)略微超标,硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和铁细菌(IB)以及硫化物含量均超标。

    CLO2发生器的原理及特点。深圳某环保技术有限公司生产的OTH99-10000CLO2发生器以氯酸钠和盐酸为原料,通过发生器产生CLO2

    发生器采用负压爆气工艺技术,产生的CLO2经水射器自动连续定量的加入到回注水系统中。设备结构紧凑,操作简便,使用安全。

 

 

    结果及分析

    杀菌效果。表1给出不同浓度的CLO2对三大菌类的杀灭效果。

    表1 采样点三大菌类部分分析结果

    加药浓度

    (mg/l

    菌类

    来水

    (B1

    滤后

    (B2

    外输

    (B3

    观察井(B4

    G1

    G2

    G3

    50

    SRB

    600

    600

    10

    5

    20

    25

    TGB

    2500

    2000

    50

    45

    20

    50

    IB

    600

    450

    45

    50

    40

    60

    40

    SRB

    600

    600

    20

    关

    

    井

    25

    25

    TGB

    3000

    2500

    40

    50

    45

    IB

    500

    300

    30

    40

    50

    30

    SRB

    450

    400

    30

    35

    50

    TGB

    2500

    1500

    120

    500

    200

    IB

    600

    500

    150

    170

    250

    回注水中三大菌类的技术经济指标要求,SRB25/mlTGB60/mlIB60/mlCLO2的浓度在40mg/L以上,杀菌效果可持续到井口,低于40mg/L外输和井口达不到要求。

    分解硫化物的效果。表2给出使用不同浓度的CLO2时,各观察点硫化物的含量(mg/L

    表2 观察点硫化物的含量

    加药浓度

    (mg/l

    来水

    (B1

    滤后

    (B2

    外输

    (B3

    观察井(B4

    G1

    G2

    G3

    60

    4.43

    3.81

    0

    0

    0

    0

    50

    4.55

    3.24

    0.01

    0.02

    0

    0

    40

    4.51

    3.91

    0.02

    关

    井

    0

    0

    30

    5.21

    4.27

    0.05

    0.29

    0.12

    

    CLO2的浓度在40mg/L以上时,B3B4点基本上为0,能够达到注入水水质要求,分解硫化物的效果可持续到井口,低于40mg/L时,硫化物的含量均超标。

    降压增注效果14口观察井的综合效果如表3

    表3观察井综合效果

    

    观察井

    井

    (口)

    受效前

    受效后

    差值

    油压

    (MPa

    配注

    (M3/d

    实注

    (M3/d

    油压

    (MPa

    配注

    (M3/d

    实注

    (M3/d

    油压

    (MPa

    配注

    (M3/d

    实注

    (M3/d

    14

    12.9

    1000

    981

    11.8

    1000

    1017

    -1.1

    0

    +36

    

    从表3 14口观察井看出,注水井压力由原来平均12.9MPa,下降到11.8MPa,平均降低1.1MPa;注水量由原来平均981 M3/d上升到1017 M3/d,平均增加36M3/d。二次加密井网84口井到20038月末,有24口井受效占28.6%,压力下降0.4-3.0 MPa,平均1.5 MPa,平均增注29 M3/d

    油田回注水经过常规处理后,再连续加入CLO2具有降压增注效果,而且再应用研究期间系统大于1/4的井受效。

    不难看出,在油田联合注水站的储罐内,投加CLO2可有效的杀灭三大菌类及分解硫化物,净化水质,缓解近井地层堵塞,减少水井作业次数,降低注入井压力,提高注水能力,受效面积较大,可进一步改善油田注水效果。



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