酸化解堵剂的室内研究及返排液处理

2016-08-19任奕康蕾张茂段美佳逯学朝

天津化工 2016年4期

关键词：酸液腐蚀性缓蚀剂

任奕，康蕾，张茂，段美佳，逯学朝

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

酸化解堵剂的室内研究及返排液处理

任奕，康蕾，张茂，段美佳，逯学朝

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

根据渤海油田各区块水质特点及结垢情况，在室内复配成一种适于海上油田的固体酸化解堵剂体系。通过岩心实验，证明该体系具有很好的溶垢效果，渗透率恢复较高，但返排液的腐蚀性较高。通过对产出液的腐蚀原因进行分析，确定了返排液的处理结果，即在返排液用纯碱中和至pH值为6～7时，需在泥浆池中加入0.5%KSH-2+0.1%BHH-60进行处理，然后再进入流程。返排液在经过中和及缓蚀处理后，对设备的腐蚀性很低，操作简便、安全性高，不影响原油的破乳脱水，对集输系统不会造成影响，可以在海上应用。

酸化解堵；固体酸；无机垢；返排液；渤海油田

渤海油田部分老区进入生产中后期，注水井吸水能力逐渐变差，注入压力越来越高，而且海上油田采油强度较大（平均单井日采油量100m3左右），地层亏空较严重，漏失量逐渐增大。为确保渤海油田注水井的正常注入、油井的正常高产，在对渤海油田水质分析的基础上，研制出相应的解堵剂，并对其性能及返排液的处理进行了详细的研究。

1　渤海自营油田工作液状况

在地层流体中，只要有HCO-3、CO2-3、SO2-4又有Ca2+、Mg2+存在，就有可能形成CaCO3、MgCO3、CaSO4、MgSO4等沉淀。地层水常见的四种水型有：MgCl2、CaCl2、NaHCO3、Na2SO4。重碳酸氢钠水型，阴离子多为HCO-3、CO2-3，水型呈碱性，地热水多为CaCl2水型，Ca2+、Mg2+含量较多，水型偏酸性，两者一旦相遇结合，就会发生化学反应产生MgCO3、CaCO3沉淀。如2008年在LD10-1所取垢样成分为Mg-CO3，SZ36-1-A15、SZ36-1-D27所取垢样成分为Mg-CO3＋CaCO3。

渤海自营油田油井作业时，使用的工作液主要包括两类：地热水和过滤海水（见表1）。这两种水与储层地层水的区别主要表现为以下两方面。

1.1水型不同

SZ36-1作业区储层地层水的水型除J区、F区以及旅大5-2油田为氯化钙型（CaCl2）以外，其它油田的储层地层水均为重碳酸氢钠型（NaHCO3）；工作液用水水型除J区为重碳酸氢钠型（NaHCO3）外，其他均为氯化钙型（CaCl2）。

油井作业使用的海水以及大部分油田的地热水的水型为氯化钙型（CaCl2），部分油田如歧口18-1油田、歧口17-2油田、南堡35-2油田、锦州9-3油田的地热水为重碳酸氢钠型（NaHCO3）。在进行修井液与储层地层水配伍性评价试验的同时，针对以上油田生产流程中的垢物进行化验分析，试验结果表明：这些垢物主要是碳酸盐垢。

1.2矿化度不同（见表1）。

表1　渤海自营油田工作液与地层水性质统计表［1］

从表1中可以看出：储层地层水的矿化度与油井作业时所使用的地热水的矿化度不同，说明了两种水的离子含量完全不同。

综上所述，渤海自营油田油井作业使用的工作液为地热水和过滤海水，这两种水与储层地层水的水型和矿化度均不同。在油井作业过程中，工作液漏失进入储层后，打破了原地层水的化学平衡，与其发生化学反应，生成不溶于水的碳酸盐垢、硫酸盐垢，这些垢的一部分停留在储层中，堵塞岩石孔喉，造成储层伤害；还有一部分随着产出液排出，富集在生产管柱中，造成生产管柱堵塞或缩径，对生产管柱造成伤害。

2　实验方法

对于无机垢堵塞，酸化解堵是一种有效的增产增注措施。目前国内各油气田所用的酸液体系主要有普通酸化（常规盐酸、土酸酸化）、氟硼酸、多氢酸、缓速酸、固体酸、乳化酸、胶束酸、稠化酸、泡沫酸等等［2］。

本文从海上平台作业空间有限、安全性要求高的特点，研究了以固体有机酸和固体无机酸为复配体系的固体酸体系，其基本配比为：10%三元有机羧酸+5%固体无机酸+1%助排浓缩液+0.05%硫脲+ 0.5%HYH-201F［3］，该酸液经过实验证明具有溶垢效果好、腐蚀速率低的特点，为评价其对岩心的影响及后期返排液的处理情况，进行了如下实验。

2.1仪器与药品

酸化解堵剂（室内复配）、纯碱（AR，天津科密欧试剂厂）、硫脲（AR，天津科密欧试剂厂）、BHF-07A（防垢剂、自制产品）、BHH-11（包括BHH-15、BHH-60、FSH、KSH-2、HYH-201F均为缓蚀剂、自制产品）、BH-33（破乳剂、自制产品）、油水样（SZ36-1C12、QK17-2综合、BZ34-1WHB）、挂片N80碳钢、修井液评价仪（采技服公司、江汉石油学院）。

2.2实验方法

2.2.1腐蚀率的测定：使用N80碳钢，采用常压静态挂片腐蚀率测定方法，将挂片放在酸液中，在50℃的条件下浸泡一定的时间，通过挂片质量的损失计算腐蚀速率。

2.2.2将油水样预热搅拌成均一的体系，倒入评选瓶中，向瓶中分别加入1×10-2%的破乳剂，其中两个瓶作为空白样，另外的瓶中再分别加入1%的处理液作为待测样（每一组样品取两个作为平行样），将瓶塞拧紧使药剂与油水混合摇匀，将评选瓶放入60℃的水浴锅中，开始计时，记录规定时间内的脱水情况。

3　实验结果与分析

3.1岩心实验

实验采用NB35-2CEP的泥沙，混有碳酸钙粉末及从油管上剥离下来的铁屑共约70～80g，倒入岩心管中，稍加压力压实，制成直径25mm，长度不等的岩心，通过修井液评价仪，在60℃的条件下，验证清洗剂的除垢能力及对地层孔道的改善性。

实验过程中，我们固定平流泵速为10mL/min，用平流泵正向驱替地层水，约1h后待出口流速及泵压稳定时，记录出口流速及泵压；然后用平流泵反向驱替清洗液约30个PV，观察流出情况及时间和压力变化；再正向驱替地层水，记录出口流速及泵压，比较解堵之前和解堵之后的压力变化情况及渗透率恢复情况（见表2）。

表2　解堵液性能评价实验

其中，岩心的解堵率可按下式计算：R=（K1-K2）·K-11·100%。式中，R为解堵率，%；K1为解堵前的渗透率，mD；K2为解堵后的渗透率，mD。

由表2可以看出，清洗液通过岩心后，渗透率恢复值均比较高，说明无机垢得到了很好的清除，油层孔道得以明显的改善。

3.2酸液返排后期处理

酸洗后排出的废酸液性质与酸液的种类、原油性质、地层流体性质有关，通常表现为COD升高、腐蚀性增强、矿化度升高，如何处理好产出液，使之对后期的集输系统不产生严重的影响，则显得非常重要。实验过程中，以上述通过岩心之后的产出液作为待处理液，使用碱及防垢剂BHF-07A来对产出液进行处理，将处理过的废液加入各种缓蚀剂，通过测定常压静态下挂片的腐蚀情况，检验其对集输系统是否存在严重的腐蚀。

3.2.1碱处理后的腐蚀性

首先将产出液分别倒入3个已编号的50mL的比色管中，测其pH值约为4。将1#和2#管中的产出液用纯碱调至pH值为6～7，3#管中的产出液不处理，作为空白样。在2#管中加入适量的BHF-07，直至褐色消失。将3个已称重的挂片放入比色管中，在60℃的条件下静置4h，观察腐蚀情况。

表3　碱处理后的腐蚀性

为了避免产出液对后期的集输系统所造成的影响，在用碱处理时，尽量调至弱酸性，即6～7的范围。由以上实验可以看出，在用碱中和之后，管底出现褐色的沉淀，而加入防垢剂之后，沉淀消失，主要是由于产出液中溶解的铁离子，在pH值升高时从溶液中析出来。从另一方面也可以看出，产出液不管是未中和处理还是用碱中和处理过，腐蚀速率均很高，若不加缓蚀剂，将对油气水处理系统造成严重的影响。

3.2.2产出液腐蚀原因分析

由上述实验可知，产出液较入井液存在着严重的腐蚀性，分析原因为入井液中的组分在进入地层之后发生了变化，生成了新的酸；或是入井液溶解了无机垢之后，矿化度升高，导致腐蚀速率增加。因此，我们从酸化缓蚀剂和注水缓蚀剂这两方面入手，对产出液进行处理。

表4　不同类型缓蚀剂复配的缓蚀效果

由以上实验可知，KSH-2和BHH-60复配之后的缓蚀效果比较理想；而FSH不溶于该体系，因此不予考虑；其它三种复配缓蚀剂的缓蚀效果相差不多。通过改变KSH-2的浓度，综合比较各方面的因素得出缓蚀剂的最佳配比为0.5%KSH-2+0.1% BHH-60（表5）。

表5　复配酸的不同配比的缓蚀效果

总之，通过以上实验可以得出，在返排液用纯碱中和至pH值为6～7时，需在泥浆池中加入0.5% KSH-2+0.1%BHH-60进行处理，然后再进入流程。

3.3配伍性评价

为了验证该体系对后期的油气集输不会造成负面的影响，我们从三个不同的区块（SZ36-1C、QK17-2、BZ34-1三个平台）各取了一份油水样在60℃条件下进行配伍性实验。实验中，将上述实验中的返排处理液作为待测液，加量为1%，破乳剂BH-33加量为1×10-2%，将该处理液与油水样进行混合，检测脱水效果。

由以上实验可知，返排液经中和处理后，不影响原油的破乳脱水效果，对油气集输系统不会造成严重的影响。