南海W油田转注井的解堵增注液体系研究与应用

2021-02-26许发宾向兴金阳俊龙邓文彪

精细石油化工 2021年1期

马磊，徐靖，许发宾，向兴金，简成，阳俊龙，邓文彪

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司工程技术作业中心，广东湛江 524057；2.湖北省油田化学产业技术研究院，湖北荆州 434000)

为了实现节能减排的要求，南海W油田先后将几口油井转为注水井，实施生产水的回注。转注井的注水水源为该南海W油田的生产污水，最初只用三相油水分离器对生产污水进行油水分离处理和水力旋流器分离去除污水中较重的粗颗粒，然后直接注入到转注井储层，出现明显堵塞后才补装了细过滤器。而且从注水期间水质监测结果显示，固相含量和固相颗粒粒径严重超标；腐蚀性气体监测回注的生产污水中溶解性H2S含量较高，注水管线腐蚀严重，最终导致在相同的井口注入压力下注水量下降达45%～60%的严重后果。转注井近井地带堵塞，注水压力升高，存在造成地层破裂、渗漏引发海洋环境污染的隐患[1]。

另外，随着老油田油井含水率的上升和新油田的投产，需要回注的生产水总量日益增多，若转注井注水能力进一步下降，将无法满足节能减排的要求，因此，转注井解堵增注迫在眉睫。

本文在系统研究其堵塞原因的基础上，展开了针对南海W油田转注井的解堵增注液体系研究，并将研究成果成功应用到油田现场，取得了良好的应用效果。

1 南海W油田转注井基本情况与堵塞原因

南海W油田转注井采取的筛管完井方式，其储层孔隙度25%左右，渗透率在1 000 mD左右，均属中高孔-高渗和特高孔特高渗储层。属正常温压系统。

南海W油田转注井储层原油属中等性质原油，具有原油密度低、原油黏度低以及胶质、沥青质含量低，而含蜡量高(平均17.57%)、凝固点高(平均31 ℃)的特点。

转注井采用恒压注水，注水压力6.5 MPa，日注量约为700～2 400 m3/d，转注约2 a后，在注水条件不变的情况下，出现了日注水量大幅下降的趋势，注水量下降达45%～60%。

转注井堵塞原因主要为：1)悬浮物含量、粒径中值超标引起的固相堵塞[2-3]；2)未采取防腐措施，生成的腐蚀产物引起的堵塞；3)未采取防垢措施，导致注入水自身结垢堵塞；4)油井转注，高含蜡原油“析蜡”引起的有机垢堵塞。且从现场堵塞物分析结果可知，铁腐蚀产物、钙垢等无机堵塞物的含量达92.74%～96.12%。

2 南海W油田转注井解堵思路

南海W油田转注井堵塞主要为无机物堵塞，由注水水质和管线腐蚀物引起，而转注井储层原油含蜡量高，在注水过程中由于温度和压力的变化，近井带也会因“析蜡”而产生有机垢堵塞。另外该井为筛管完井，在注水过程中回注水中的油滴极易在筛管内的金属棉表面吸附，形成油垢堵塞筛网。因此，建议采用先有机解堵，再无机解堵“段塞解堵”的解堵增注思路，有机解堵液首先解除前端筛网油垢、有机堵塞，释放注入通道，而无机解堵液随后进入，解除近井地带无机堵塞，彻底改善储层注水能力。

研制的无机解堵液和有机解堵液组成及作用见表1。

表1 南海W油田转注井用无机解堵液和有机解堵液组成及作用

3 南海W油田转注井解堵增注液体系性能评价

3.1 无机堵塞物溶解能力

实验步骤：1)滤纸在105 ℃下烘干恒重，称重；2)配制无机解堵液(HJD-W无机解堵剂∶水=1∶1)，备用；3)取模拟无机堵塞物(碳酸钙、碳酸亚铁)和现场堵塞物(分离出的无机堵塞物)2.0 g，加入40 mL无机解堵液，在78 ℃水浴恒温；4)用恒重滤纸过滤，然后将滤纸在105 ℃烘干恒重，并称重；5)计算溶解率(X)。

X=(m0+m1-m2)×100/m1

式中：m0为空白滤纸质量，g；m1为无机堵塞物质量，g；m2为过滤后滤纸质量，g。

实验结果见表2。

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表2 解堵液对无机堵塞物溶解能力评价结果

从表2可知，解堵液对无机堵塞物具有较好的溶解能力，2 h内溶解率达98%以上。

3.2 对有机堵塞物溶解能力

选用经过化学处理的高闪点、强溶解性的复合溶剂型有机物作为有机解堵液HJD-Y。

实验步骤：1)滤纸在105 ℃下烘干恒重，称重；2)取2.0 g模拟有机堵塞物(储层原油、沥青)和现场堵塞物(分离有机堵塞物)，加入40 mL 0#柴油/有机解堵液，分别在78 ℃水浴恒温4 h；3)用恒重滤纸过滤，然后将滤纸在105 ℃下烘干恒重，并称重；4)计算溶解率，计算方法同上。实验结果见表3。

表3 0#柴油/有机解堵液对有机堵塞物溶解能力评价

从表3可知，有机解堵液对南海W油田转注井原油、沥青和现场堵塞物具有较好的溶解能力，其溶解率均明显大于0#柴油。

3.3 解堵液腐蚀性能

考察了无机解堵液对管线、设备的腐蚀情况。挂片腐蚀实验条件：温度78 ℃，材质为N80油管钢片。实验方法参见《盐酸酸化缓蚀剂性能评价方法及评价指标》SY 5405—91，图1为3组平行实验的平均腐蚀速率测定情况。

图1 不同占比的无机解堵液评价腐蚀速率变化曲线

由图1可见，随着解堵液比例增加，腐蚀速度也增大，而100%解堵液在78 ℃×24 h对油管钢的腐蚀速度为0.902 6 g/(m2·h)，小于石油行业标准(推荐指标为≤2～4 g/(m2·h))，能够满足现场施工要求。

3.4 解堵液铁离子稳定能力评价

参照SY/T 6571—2003《酸化用铁离子稳定剂性能评定方法》进行评价。实验结果可知，解堵液中铁离子稳定剂稳定Fe3+量大于2 000 mg/g，具有较好的铁离子稳定能力。

3.5 解堵液助排效果评价

从测定结果可知，解堵液可将水的表面张力从72.5 mN/m降低至33.8 mN/m，具有较好的助排性，而且加入助排剂后，在同一出液量时，其岩心驱替压力比未加的情况下要小得多。

实验方法：准备2份解堵剂试样，1份不加助排剂，1份加入助排剂，利用岩心驱替装置驱替2份试样，记录驱替过程中压力和流量的变化情况。实验结果见图2。

3.6 解堵液与地层水、回注水配伍性评价

实验方法：取无机解堵液与各种流体以不同比例混合，在不同温度条件下作用24 h后用浊度仪测定其浊度值，用以来说明解堵液与各种流体的配伍性能，结果见表4。

图2 加入助排剂前后岩心驱替实验

表4 解堵液HJD-W与地层水/回注水配伍性实验

从表4可知，解堵液HJD-W与地层水/回注水分别按不同比例混合后，在不同温度下浊度值均小于3.0 NTU，均具有很好的配伍性。而解堵液HJD-Y与地层水/回注水分别按不同比例混合后，分层界面清晰，未出现乳化现象，也具有较好的配伍性，结果见表5。

表5 解堵液HJD-Y与地层水/回注水配伍性实验

3.7 解堵液抗酸敏性评价

为了了解解堵液是否对地层产生伤害，室内参照SY/ T5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》中酸敏评价步骤，对储层岩心分别对土酸和解堵液进行了酸敏评价，结果见表6和表7。

表6 解堵液抗酸敏性评价用岩心物性

从表7可知，储层岩心对土酸具有中等偏强的酸敏性，而解堵液对岩心无酸敏性，这与储层岩屑中含有绿泥石、黄铁矿，在土酸作用下易形成铁的氢氧化物沉淀，而石英与氢氟酸反应生成氟硅酸盐和水化硅凝胶等堵塞孔隙喉道，导致渗透率下降有关[4-9]。

表7 解堵液抗酸敏性评价

3.8 南海W油田转注井综合解堵效果评价

实验步骤：1)预处理2块储层岩心，R156和R158气测渗透率分别为962.36 mD和1 366.95 mD，用与现场注入水矿化度相同的KCl盐水饱和岩心，老化40 h待用；2)测量岩心的孔隙度和孔隙体积；3)在78 ℃下用KCl盐水测出岩心原始渗透率(K1)；4)在78 ℃下用现场注入水驱替至100 PV左右，中途多次记录驱替不同PV时的压力和最终渗透率K2，关井24 h； 5)挤入1.5 PV有机解堵液，关井4 h，再挤入1.5 PV无机解堵液，关井5 h；6)再在78 ℃下用KCl盐水驱替，中途多次记录驱替不同PV时的压力，测出岩心渗透率(K3)，计算岩心堵塞率和恢复率。

图3 两块岩心污染时和解堵后驱替不同PV时渗透率变化曲线

从图3可以看出，储层岩心经现场注入水污染时，随着驱替PV的增加渗透率明显减小，堵塞率达到69%～79%，严重堵塞；而经解堵液作用后，随着驱替PV的增加渗透率很快增大，这说明解堵液在已经堵塞的岩心中起到了解除堵塞的作用，具有明显的解堵效果，岩心渗透率恢复率均大于100%，对储层具有一定的改造作用。

4 南海W油田转注井解堵增注液体系现场应用

随后，南海W油田转注井解堵增注液体系在其中一口井中进行了应用，设计解堵半径1.2 m，有机解堵液浸泡4 h，再挤入无机解堵液浸泡5 h，取得了明显的降压、增注效果。从解堵施工过程监测数据变化情况可知，在同样排量下，泵注有机解堵液和无机解堵液及顶替液后期，压力均明显下降，说明解堵液接触致之处明显发挥解堵作用，增大了渗透性。