综合抑盐解堵技术在中原低渗油田的应用

2014-05-10陈洪杰马喜玲郭朝军高传庆杨红艳

石油化工应用 2014年4期

陈洪杰，马喜玲，郭朝军，高传庆，杨红艳

（1.中原油田采油工程技术研究院，河南濮阳 457001；2.中原油田采油三厂，河南濮阳 457001）

十几年来结盐一直是制约中原油田油藏开发的关键因素之一[1-3]。采油三厂卫360区块和采油四厂文123等区块，结盐较严重，这些区块属于高压低渗透、高矿化度挥发性油藏，储层物性差，地层水总矿化度为15～30×104mg/L，为超饱和盐水浓度，常规抑盐解堵技术[4-5]很难解决目前存在的问题，本文提供了一种新型抑盐剂配方，配合地层-井筒一体化、配套监测等系列技术，在中原油田试应用，取得较好的效果。

1 抑盐剂配方设计与效果评价

1.1 配方设计

基于常规抑盐剂增溶、抑晶、溶解的抑盐机理，考虑到地层中抑盐剂药效持久的要求，以及三相流条件下盐晶的沉积过程，在分子设计时引入抑盐剂的缓释和减阻作用机理，由有机胺、磷基化合物和醛类化合物复配出一种新型配方。

1.2 效果评价

参考标准《Q/SH 1025 0598-2009抑盐剂技术条件》，对配方进行效果评价。结果（见表1）。

表1 新型抑盐剂配方评价结果

当药剂加量为150/100/50（mg/L）时，增溶率达到8.8%，抑盐率达93%，考虑药剂成本等因素，确定配方最佳配比为3:2:1。

对比试验：用现场污水试验时，相对现场药剂其抑盐率提高30%以上，增溶率提高80%以上。

表2 新型配方与现场药剂对比试验结果

试验现象分析：空白样结晶较致密，采油厂现场用药剂和新型配方的结晶均较疏松，后者相对更加松散，易于被液流带走。

图1 空白、现场药剂和新型配方的试验现象

1.3 岩心试验

试验条件：温度110℃、流量0.5 mL/min，抑盐剂浓度300 mg/L，试验用360-20井岩心：直径2.52 cm，长5.28 cm，孔隙度16.12%，空气渗透率5.57 mD。

试验结果：用饱和盐水驱替时，注入压力变化不大；用油田回注水驱替时，稍有降低；注入酸液时，注入压力突然下降，可能造成了二次污染；注入新型配方药剂后，压力快速下降，但无突变，不存在二次伤害。

图2 岩心对比试验结果

2 地层-井筒一体化技术

对于产液量较高，结盐相对较轻的油井，在清洗近井油层和井筒的活性水中加入3%~5%的抑盐剂，降低入井液表面张力，缩短排水周期；活性水注入地层后关井24 h充分“浸泡”近井地带盐垢，返排时利用活性水清洗井筒盐垢。对于产液量较低、结盐较严重的油井，先注入土酸清洗油层以提高渗透率，再注入活性水充分洗盐，最后注入抑盐剂，抑盐剂挤注深度可由1.5 m增至3 m左右，药剂有效期也可由4个月延长至6个月左右。该配方单独应用于井筒清防盐时，用现场加药装置将抑盐剂以连续点滴加注方式加入套管，加药量可按0.5~1.0 kg/m3。

3 综合监测技术

矿化度监测：1周内产出液平均矿化度连续降低10%以上时，可认为抑盐剂失效，连续降低5%以上时，需结合抑盐剂残余浓度监测结果进行判断。抑盐剂残余浓度监测：利用液相色谱、红外光谱等手段检测抑盐剂分子中含N=P、N=N键的活性基团，定性、定量监测抑盐剂返排残余浓度。返排浓度低于10 mg/L时，应进行下次挤注。

4 实施效果跟踪

对 WC360-11、WC360-20、WC360-59、WC360-81和WCN34等5口井实施清防盐措施后，进行了效果跟踪，结果如下：5口井的平均矿化度提高了10.5%，平均产液量增加13%，平均上行电流减少2.6%，平均洗井周期增加了12天，平均检泵周期增加了62天，可见新型抑盐剂起到了较好的效果。