海上注聚油田復合解堵修井液的研究與應用

趙順超，白健華，陳華興，方 濤，龐 銘，王宇飛

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

隨著聚合物驅在渤海油田的應用，部分受益油井的近井地帶、篩管處以及泵吸入口均發現一定量的含聚堵塞物，造成產能下降明顯[1]。地層長期供液不足造成注聚區油井欠載停泵，修井作業頻次明顯高于非注聚區。海上平臺作業空間和作業資源優先保證檢泵、換管柱等常規修井作業，致使部分井無法及時開展增產措施作業。為了充分利用修井作業窗口期，在修井過程中曾經嘗試進行酸洗、注氧化劑段塞等解堵作業，但均未取得預期效果。近年來，加大對堵塞物組分、形成機理分析，研究表明堵塞物為部分水、原油和無機物質被有機彈性體包裹而形成的復合沉淀，其中有機組分為膠質、瀝青質以及聚合物與高價陽離子形成的交聯網狀彈性體，無機組分主要為石英、黏土以及無機垢，其中有機組分占總質量的70%[2-6]。國內外研究與實踐表明，氧化劑能夠有效降解含聚堵塞物，但是在地層中，大量原油覆蓋在聚合物膠團表面，單一的氧化劑難以穿透油膜降解聚合物，造成單純的氧化解堵效果有限[7-10]。另外，地層中的高價金屬陽離子如鐵離子、鋁離子與產出聚合物在酸性條件下交聯會形成不溶于水的有機膠團，造成解堵作業后的二次傷害，部分油井解堵作業后產能反而大幅度下降，鄒劍等人的研究也證實了這一點[11-13]。因此，控制好金屬陽離子，避免與產出聚合物形成水不溶物也是措施成功的關鍵。

基于以上認識，開發復合解堵修井液體系，主劑為氧化劑，輔劑為高效清洗劑和螯合劑。室內實驗和現場應用表明，復合解堵修井液體系能夠有效解除近井地帶含聚堵塞，在釋放油井產能的同時不會影響正常修井作業時效。

1 體系的研制

1.1 技術原理

注聚油田復合解堵修井液體系由主劑氧化劑、輔劑清洗劑、螯合劑和緩蝕劑組成。清洗劑能夠有效溶解膠質、瀝青質、蠟質等有機垢，將原油與聚合物分離，為氧化劑與聚合物作用創造條件。氧化劑能夠破壞老化聚合物碳-碳及碳-氮鍵，使有機部分變為水溶，僅剩少量無機成分。多價金屬螯合劑能夠螯合金屬離子，避免高價陽離子引起聚合物交聯堵塞地層[14-16]。緩蝕劑能夠有效避免解堵修井液體系對管柱和電潛泵機組造成腐蝕傷害。

1.2 氧化劑優選

為了有效降解聚合物，必須選出合適的強氧化劑甚至對幾種氧化劑進行復配，以達到解堵增產的目的[17-18]。從氧化性強弱以及經濟適用型、礦場實施安全性等角度，優選出氧化劑YH，該氧化劑遇光、遇熱不易分解，運輸安全，分解后不產生氧氣，氧化性強。評價YH與過氧化氫、次氯酸鈉三種氧化劑對現場用聚合物降解效果，聚合物濃度為5 000 mg/L，實驗溫度選取地層溫度60 ℃，轉速6 r/min，實驗結果見表1。

表1 3種氧化劑對聚合物溶液降解能力Table 1 Degradability of three oxidants to polymer solution

從表1可以看出，YH在30 min內降黏率達到90%以上，1 h內能將聚合物溶液黏度降至2.9 mPa·s，氧化性能與過氧化氫、次氯酸鈉能力相當。

1.3 高效清洗劑優選

高效清洗劑QXJ由表面活性劑、有機溶劑、油膜滲透劑復配而成，能夠有效溶解和分散有機質垢。分別用重芳烴和高效清洗劑與地層水配置質量分數為5%、10%、15%的溶液，清洗注聚油田儲層油砂樣，洗油效果見表2。與重芳烴相比，在相同濃度下，高效清洗劑洗油效率更高，這是由于高效清洗劑中的有機溶劑、油膜滲透劑能夠有效清除巖石表面上膠質、瀝青質和蠟質組成的邊界膜。

表2 重芳烴、高效清洗劑對油砂清洗效果Table 2 Cleaning effect of heavy aromatic hydrocarbon and efficient cleaning agent on oil sand

1.4 螯合劑的選擇

為了避免高價陽離子引起聚合物交聯堵塞地層，選擇EDTA作為體系的螯合劑。

2 復合解堵修井液體系性能評價

2.1 模擬交聯聚合物降解能力評價

模擬聚合物的制備：

（1）采用注聚油田聚合物和對應油田模擬地層水配制5 000 mg/L的母液待用；

（2）按照石英砂∶聚合物溶液∶油=1∶10∶1的比例，將石英砂、聚合物溶液、油加入到老化瓶中；通入氮氣30 min，然后進行密封，置于60 ℃烘箱中，老化不同時間；

（3）用蒸餾水直接配制得到金屬離子溶液為5 000 mg/L 氯化鐵；

（4）用蠕動泵輸送聚合物溶液（50 mL），注射泵輸送金屬離子溶液，兩者在三通閥處流動混合，混合后的溶液從三通閥流出經過金屬篩網（200目）收集聚合物膠團（圖1）。

圖1 模擬聚合物膠團Fig. 1 Simulates polymer micelles

將聚合物膠團分為三份，每份重約2 g，分別加入100 ml過氧化氫、次氯酸鈉和復合解堵修井液，實驗結果見表3和圖2。

表3 3種解堵劑對模擬聚合物膠團的降解效果Table 3 Degradation effects of the three plugging relievers on the simulated polymer micelles

從表3和圖2可以看出，復合解堵體系在4 h內即可完全溶解聚合物膠團，而過氧化氫、次氯酸鈉在24 h內只能部分降解聚合物膠團。實驗結果與1.2實驗結果差異較大，與常規高黏聚合物溶液相比，聚合物膠團中含有可引起聚合物鏈交聯的金屬離子，雖然大部分的氧化型解聚劑能夠降解聚合物分子鏈，但因為交聯金屬離子的存在，斷裂后的分子鏈仍然部分以交聯形式存在，因而造成降解不完全。在解堵體系中加入螯合劑能夠提升體系對交聯聚合物的降解能力，螯合劑將交聯聚合物中的金屬離子掩蔽，使聚合物在解堵體系中更容易分散、降解[19-20]。

圖2 模擬聚合物膠團在3種解堵劑中降解24小時Fig. 2 Simulates polymer micelle degradation in three plugging relievers for 24 h

2.2 現場垢樣溶解性能評價

稱取2份現場垢樣，每份重約5 g，將樣品分別置于100 ml過氧化氫和復合解堵修井液中，實驗溫度為60 ℃和攪拌1 h，浸泡48 h后觀察垢樣溶解情況，實驗結果見圖3。從圖中可以看出，與過氧化氫相比，復合解堵修井液能夠將堵塞物中的有機組分完全降解，僅殘余少量無機組分。這是由于地層堵塞物主要為原油、聚合物膠團以及無機組分組成的復合沉淀，常規氧化解堵體系很難穿透油膜解除聚合物，而復合解堵修井液中的高效清洗劑能夠清洗油膜以及膠質瀝青質沉淀，使氧化解堵劑與聚合物膠團充分接觸。實驗結果表明復合解堵修井液對含油聚合物垢樣有良好的降解能力。

圖3 2種解堵劑溶解現場垢樣效果對比Fig. 3 Comparison of the effect of two plugging relievers on dissolving scale samples on site

2.3 巖心動態實驗評價

所用巖心為人造長巖心，長度30 cm，直徑3.7 cm，孔隙度33%。實驗用交聯聚合物溶液由聚合物HPAM和交聯劑配置而成，濃度為1 400 ppm，配置完成后采用剪切攪拌器1擋剪切20 s。實驗溫度設置為60 ℃。

巖心流動實驗步驟如下：（1）巖心飽和水、飽和油；（2）測水相滲透率K0；（3）注入剪切后的聚合物溶液10 PV，測水相滲透率K1；（4）注入復合解堵修井液2 PV，在60 ℃條件下放置4 h，測水相滲透率。

巖心流動實驗結果見表4，從表4可以看出，復合解堵修井液體系對模擬聚合物堵塞的儲層具有很好的解堵作用，巖心恢復率達96%。

表4 復合解堵修井液巖心驅替實驗結果Table 4 Experimental results of composite plugging workover fluid core displacement

2.4 安全性能評價

復合解堵修井液采用的氧化主劑在常溫下性質穩定、不易燃、不易爆，與聚合物反應不產生氧氣，在運輸、貯存和施工過程中安全性較易控制。采用N80鋼片評價復合解堵修井液的腐蝕性能，方法參考《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標》中的高溫高壓動態腐蝕速率測定方法，實驗結果見表5。復合解堵修井液腐蝕速率為0.793 7～0821 6 g·m-2·h-1，滿足現場施工對藥劑腐蝕性能的要求。

表5 復合解堵修井液對N80鋼片腐蝕結果Table 5 Corrosion results of composite plugging workover fluid on N80 steel sheet

3 工藝設計和現場應用

4 結論

3.1 工藝設計

復合解堵修井液體系研發的目的是充分利用修井作業窗口期，將解堵作業與常規修井作業施工步驟相結合。以海上常規Y管分采電泵井檢泵作業為例，施工步驟如下：（1）移井架；（2）洗壓井；（3）鋼絲作業撈Y堵、洗壓井；（4）拆采油樹、組裝立管防噴器；（5）起出油管掛；（6）起原井生產管柱；（7）下入沖洗管柱；（8）下入Y管分采電泵生產管柱；（9）拆防噴器、安裝采油樹；（10）油井投產、坐封過電纜封隔器、交接；（11）清理場地、設備復位、器材封存。復合解堵修井液體系主要應用于步驟（7）中，首先注入高效清洗液，對近井地帶的膠質、瀝青質沉淀進行清洗，使原油從復合堵塞物中剝離。隨后注入氧化解堵液和頂替液，完成氧化解堵液注入后，正常開展步驟（8）、（9）、（10）、（11），能夠保證氧化劑與堵塞物中的聚合物膠團有充分的反應時間。

3.2 現場應用

A34井為渤海油田注聚區塊一口生產井，由于泵故障停井，故障前日產液44.5 m3/d，日產油24.0 m3/d，含水46%，產液量、產油量均低于同層位生產井，鄰井檢泵作業均發現含聚堵塞物，初步判斷該井產液量低有可能是聚合物堵塞，因此采用復合解堵修井液體系，共泵注清洗液40 m3，氧化解堵液20 m3。作業后日產液103 m3/d，日產油68 m3/d，含水34%，有效期大于300 d，施工效果較好。

（1）復合解堵修井液體系具有良好的聚合物降解、有機垢清洗和金屬陽離子螯合能力，對交聯聚合物和現場含油聚合物垢樣均有較好的降解效果。

（2）通過合理的設計施工步驟，復合解堵修井液體系應用于常規修井作業時不影響修井作業時效，且具有良好的提液增油效果，適用于海上作業資源較為緊張的油田，是對現有增產作業措施的有力補充。