降粘解堵型清洗體系在渤海油田的研究與應用

李文濤，石先亞，李 翔，王冠華，史景巖

(1 中國海洋石油有限公司天津分公司，天津 300459；2 中海油田服務股份有限公司，天津 300459)

稠油油藏由于原油粘度高，原油中膠質瀝青質含量高，重質組分易在篩管及近井地帶處析出，導致滲流通道減小，降低油井產油量。而檢泵是恢復老井正常生產的一種重要措施和手段，渤海油田檢泵作業頻繁，年檢泵作業次數200井次左右。洗井是修井檢泵作業中重要的步驟，具有清洗管柱和解除地層堵塞雙重作業，對保證修井后順利啟泵生產具有重大意義。目前油田大多采用的洗井循環介質有兩種：一是直接用平臺地熱水或過濾海水洗井，二是用表活劑溶液進行洗井。第一種洗井方式為達到洗油效果，需長時間洗井，增加作業費用，大量地熱水或海水漏入地層，不僅不能解除地層有機垢堵塞，反而使儲層傷害嚴重，導致產量進一步下降[1-4]。第二種洗井方式成本高，對有機垢解除作用有限，影響原油破乳和平臺流水處理流程[5-7]。而目前常規清洗體系性能無法滿足要求[8-10]，需要開發一種降粘解堵型清洗體系。

針對稠油油田修井的特點，為滿足清洗管柱和解除有機垢堵塞需求，研制了一種由溶劑油、表面活性劑、降粘劑和互溶劑復配成高效降粘解堵型清洗體系HC-1，分別對HC-1溶瀝青性能、乳液分散性能、降粘性能、洗油性能、儲層保護性能進行評價，并在渤海油田應用3井次，取得良好的應用效果。

圖1 膠質瀝青質堵塞篩管

1 降粘解堵型清洗體系單劑篩選

1.1 基礎溶劑篩選

為了提升體系中溶解油垢的性能，采用瀝青質溶解速率儀測試不同溶劑溶解瀝青性能，分別選擇溶劑0#柴油、石腦油 1#、2#、3#、4#，測試其對10#瀝青、石蠟溶解速率和閃點。

從表1中，可看出有機溶劑石腦油3#對瀝青和石蠟溶解能力最強，閃點較高(70 ℃)。綜合各方面性能，優選石腦油3#作為降粘解堵型清洗體系的基礎溶劑油。

表1 不同溶劑性能測試

1.2 表面活性篩選

為使體系形成的乳液更好分散，強化清洗體系去油污能力。分別選取6不同類型表面活性劑，測試表面活性劑的HLB值和洗油效率。

從表2中可分析得出非離子型表面活性劑硅類和陰離子型表面活性劑脂肪醇醚鹽類的洗油效率較高，分別為83.7%和91.1%。故選擇非離子表面活性劑硅類G-1和脂肪醇醚鹽類ZM-1按照1:1配比形成所需表面活性劑。

表2 表面活性劑清洗性能評價

1.3 降粘劑篩選

由于稠油油藏原油粘度較高，為了提升油污的清洗效率，需要在體系之中添加一定量降粘劑，以提升清洗體系清除油污能力。選取3種類型降粘劑測試其降粘率，表3為三種降粘劑對原油的降粘實驗結果，多元醇聚醚類和聚氧乙烯烷基胺類對原油的降粘效果較好，降粘率均在98%以上，其中多元醇聚醚類降粘性能最佳。

表3 降粘性能評價

2 降粘解堵型清洗體系

2.1 溶解瀝青性能評價

將優選出溶劑油、表面活性劑、降粘劑中加入一定互溶劑混合得到降粘解堵型清洗體系HC-1，降粘解堵型清洗體系粘度為14 MPa·s(50 ℃)，密度0.96 g/cm3，傾點-18 ℃。將降粘解堵型清洗劑與常用清洗劑進行溶瀝青數據對比，測得數據如表4所示。

表4 瀝青溶解速率測定數據(50 ℃)

由表4可知，有機清洗劑BJM-01、KY-02原液溶瀝青速率為19.69 mg/(mL·min)和37.85 mg/(mL·min)，20%有機清洗劑BJM-01、KY-02溶液溶瀝青速率為1.65 mg/(mL·min)和1.18 mg/(mL·min)。降粘解堵型清洗體系HC-1溶解瀝青效果較好，原液溶解瀝青速率為37.85 mg/(mL·min)、20%溶液溶解瀝青速率為2.95 mg/(mL·min)。降粘解堵型清洗體系HC-1根據“相似相溶”原理，溶劑油與大分子的膠質、瀝青質接觸，會滲透到膠質瀝青質分子團簇的內部，以極性端與其內部的極性官能團以氫鍵或范德華力相結合，而非極性端則沿著官能團的方向向外伸展，使原本被膠質瀝青質分子團簇內部吸附的輕質組分得到釋放。

2.2 分散性能評價

采用馬爾文3000激光粒度儀測試解堵型清洗體系HC-1分散性能。圖3為不同濃度降粘解堵型清洗體系與原油混合后形成的乳狀液在電子顯微鏡下的照片。圖3a為體積密度測試，體積密度Dv10為0.0407 μm，Dv50為0.175 μm，Dv90為 84.7 μm，圖3b為電子顯微鏡下乳液粒徑分布。從實驗結果可知，乳液乳化分散形成納米和微米級別液滴，降粘解堵型清洗體系對原油具有良好的分散性能。因體系中多元醇聚醚含有親水疏水基團，其有助于體系在水溶液中形成納米和微米級的液滴，擴大降粘解堵型清洗體系水溶液與油垢的接觸面積和滲透性能，以充分提高清洗效率。

圖2 降粘解堵型清洗體系粒度直徑測試

2.3 降粘性能評價

依據標準《Q/SH1020 1519-2013》測定降粘解堵型清洗體系HC-1降粘性能，實驗結果見表5。

表5 原油降粘測試(50 ℃)

通過降粘性能測試，降粘解堵型清洗體系加量為10%時，降粘率為86.31%，加量15%降粘率為92.47%，加量為20%對原油降粘率為97.37%，降粘效果良好。

2.4 洗油性能評價

為了測試降粘解堵型清洗體系HC-1洗油性能，采用體系溶液靜態浸泡油砂清洗方法。稱量石英砂m1，L油田原油m2，m1:m2=7:3，二者攪拌混合均勻后，靜置于80 ℃烘箱加熱6 h，加熱過程中不定時均勻油砂混合程度；取出油砂樣，靜置冷卻至常溫后，稱量質量m3，配制20%高效有機清洗體系HC-1 400 mL，50 ℃恒溫浸泡油砂4 h，收集清洗后的油砂，置于80 ℃烘箱加熱烘干，靜置冷卻后稱量剩余質量M4，計算洗油效率。

圖4 浸泡前后油砂對比

表6 降粘解堵型清洗體系HC-1和模擬水浸泡油砂對比

降粘解堵型清洗體系HC-1中的非離子和陰離子表面活性劑的協同作用下，對原油進行分散和乳化，降低油水表界面張力，降粘解堵型清洗體系在水中分散成微米級顆粒，將原油乳化分散在水中，形成微米級的液滴，擴大降粘解堵型清洗體系與油垢的接觸面積，提高清洗效率。體系中創新地將稠油降粘劑引入清洗體系之中，起到清洗和高效降粘的雙重作用和效果，進一步強化體系清洗效果。

2.5 儲層保護性能評價

采用巖心流動實驗儀，測試降粘清洗劑儲層保護性能。 表5為降粘解堵型清洗體系儲層保護性能實驗結果，對不同滲透率的人造巖心，反向注入1.5 PV體積數的地熱水后，后正向水驅測巖心滲透率在。注入1.5 PV體積數的降地熱水后，后正向水驅測巖心滲透率恢復率均在79.82%～83.31%。

注入1.5 PV體積數的降粘解堵型清洗體系HC-1后，后正向水驅測巖心滲透率恢復率96.32%～97.25%。降粘解堵型清洗體系對儲層的平均滲透率恢復率96.92%，比注入地熱水的平均滲透率恢復率81.63%提高15.29%，分析得出降粘解堵型清洗體系的儲層保護性能良好。

表7 降粘解堵型清洗體系儲層保護性能評價

3 降粘解堵型清洗體系HC-1應用

渤海L油田檢泵作業前需要對生產管柱及油套環空內的液體進行替換，應用降粘解堵型清洗體系代替地熱水進行洗壓井。降粘解堵型清洗體系HC-1用泥漿池進行配制，配制濃度為20.0%，起管柱之前單井循環洗井1～2倍井筒容積，配液量為40～50 m3，在修井作業中利用HC-1對篩管段進行水力噴射清洗。HC-1在L油田修井過程中現場應用3井次，洗井后在起油管過程中，油管內外壁基本無附著原油，起下管柱作業順利，見圖6。為進一步分析措施井增油效果，分別對同一平臺采用降粘解堵型清洗體系HC-1和采用地熱水洗井作業前后產液產油量分析，見表8。

表8 應用降粘解堵型清洗體系HC-1和地熱水洗井作業前后產液量和產油效果

圖6 降粘解堵型清洗體系HC-1洗井后油管外壁

從表8可看出，同一平臺檢泵時采用降粘解堵體系HC-1洗井后增油量明顯高于地熱水洗井作業井，C07/C10井檢泵時未采用地熱水，2口井日產油為作業前的0.71；C08井檢泵時采用清洗體系HC-1洗井，日產油為作業前的1.76；A07/A09井檢泵時采用地熱水洗井，2口井日產油為作業前的0.65，檢泵時采用清洗體系的A23ST1井日產油為作業前的1.32；B18/B29/B33井檢泵時采用地熱水洗井，3口井日產油為作業前的0.73，B44井檢泵時采用清洗體系HC-1，日產油為作業前的1.19。

檢泵時采用地熱水洗井，由于地熱水對儲層產生一定傷害作用，導致啟泵后產油量低于檢泵前。檢泵時采用清洗體系HC-1，啟泵后增油率明顯高于采用地熱水洗井作業的井，表明降粘解堵型清洗體系能夠對儲層起到良好改善作用，應用效果明顯。

4 結 論

(1)針對稠油井修井特點，開發了具有清洗管柱和解除有機堵塞雙重作用的降粘解堵型清洗體系HC-1，體系中創新性加入1%降粘劑，強化了體系對稠油的降粘性能。

(2)降粘解堵型清洗體系性能研究表明，在HC-1加量為20.0%時，HC-1溶解瀝青速率為2.95 mg/(mL·min)，對原油的降粘率為97.37%，對原油清洗效率為97.11%，巖心滲透率恢復值為96.92%。

(3)降粘解堵型清洗體系HC-1現場應用表明，檢泵時采用清洗體系HC-1井，作業后日產油量為作業前1.19～1.76，明顯高于檢泵時采用地熱水作業井，表明降粘解堵型清洗體系HC-1對儲層有良好改善作用，提液增油效果明顯。