海上注聚油田复合解堵修井液的研究与应用

赵顺超，白健华，陈华兴，方 涛，庞 铭，王宇飞

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

随着聚合物驱在渤海油田的应用，部分受益油井的近井地带、筛管处以及泵吸入口均发现一定量的含聚堵塞物，造成产能下降明显[1]。地层长期供液不足造成注聚区油井欠载停泵，修井作业频次明显高于非注聚区。海上平台作业空间和作业资源优先保证检泵、换管柱等常规修井作业，致使部分井无法及时开展增产措施作业。为了充分利用修井作业窗口期，在修井过程中曾经尝试进行酸洗、注氧化剂段塞等解堵作业，但均未取得预期效果。近年来，加大对堵塞物组分、形成机理分析，研究表明堵塞物为部分水、原油和无机物质被有机弹性体包裹而形成的复合沉淀，其中有机组分为胶质、沥青质以及聚合物与高价阳离子形成的交联网状弹性体，无机组分主要为石英、黏土以及无机垢，其中有机组分占总质量的70%[2-6]。国内外研究与实践表明，氧化剂能够有效降解含聚堵塞物，但是在地层中，大量原油覆盖在聚合物胶团表面，单一的氧化剂难以穿透油膜降解聚合物，造成单纯的氧化解堵效果有限[7-10]。另外，地层中的高价金属阳离子如铁离子、铝离子与产出聚合物在酸性条件下交联会形成不溶于水的有机胶团，造成解堵作业后的二次伤害，部分油井解堵作业后产能反而大幅度下降，邹剑等人的研究也证实了这一点[11-13]。因此，控制好金属阳离子，避免与产出聚合物形成水不溶物也是措施成功的关键。

基于以上认识，开发复合解堵修井液体系，主剂为氧化剂，辅剂为高效清洗剂和螯合剂。室内实验和现场应用表明，复合解堵修井液体系能够有效解除近井地带含聚堵塞，在释放油井产能的同时不会影响正常修井作业时效。

1 体系的研制

1.1 技术原理

注聚油田复合解堵修井液体系由主剂氧化剂、辅剂清洗剂、螯合剂和缓蚀剂组成。清洗剂能够有效溶解胶质、沥青质、蜡质等有机垢，将原油与聚合物分离，为氧化剂与聚合物作用创造条件。氧化剂能够破坏老化聚合物碳-碳及碳-氮键，使有机部分变为水溶，仅剩少量无机成分。多价金属螯合剂能够螯合金属离子，避免高价阳离子引起聚合物交联堵塞地层[14-16]。缓蚀剂能够有效避免解堵修井液体系对管柱和电潜泵机组造成腐蚀伤害。

1.2 氧化剂优选

为了有效降解聚合物，必须选出合适的强氧化剂甚至对几种氧化剂进行复配，以达到解堵增产的目的[17-18]。从氧化性强弱以及经济适用型、矿场实施安全性等角度，优选出氧化剂YH，该氧化剂遇光、遇热不易分解，运输安全，分解后不产生氧气，氧化性强。评价YH与过氧化氢、次氯酸钠三种氧化剂对现场用聚合物降解效果，聚合物浓度为5 000 mg/L，实验温度选取地层温度60 ℃，转速6 r/min，实验结果见表1。

表1 3种氧化剂对聚合物溶液降解能力Table 1 Degradability of three oxidants to polymer solution

从表1可以看出，YH在30 min内降黏率达到90%以上，1 h内能将聚合物溶液黏度降至2.9 mPa·s，氧化性能与过氧化氢、次氯酸钠能力相当。

1.3 高效清洗剂优选

高效清洗剂QXJ由表面活性剂、有机溶剂、油膜渗透剂复配而成，能够有效溶解和分散有机质垢。分别用重芳烃和高效清洗剂与地层水配置质量分数为5%、10%、15%的溶液，清洗注聚油田储层油砂样，洗油效果见表2。与重芳烃相比，在相同浓度下，高效清洗剂洗油效率更高，这是由于高效清洗剂中的有机溶剂、油膜渗透剂能够有效清除岩石表面上胶质、沥青质和蜡质组成的边界膜。

表2 重芳烃、高效清洗剂对油砂清洗效果Table 2 Cleaning effect of heavy aromatic hydrocarbon and efficient cleaning agent on oil sand

1.4 螯合剂的选择

为了避免高价阳离子引起聚合物交联堵塞地层，选择EDTA作为体系的螯合剂。

2 复合解堵修井液体系性能评价

2.1 模拟交联聚合物降解能力评价

模拟聚合物的制备：

（1）采用注聚油田聚合物和对应油田模拟地层水配制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，将石英砂、聚合物溶液、油加入到老化瓶中；通入氮气30 min，然后进行密封，置于60 ℃烘箱中，老化不同时间；

（3）用蒸馏水直接配制得到金属离子溶液为5 000 mg/L 氯化铁；

（4）用蠕动泵输送聚合物溶液（50 mL），注射泵输送金属离子溶液，两者在三通阀处流动混合，混合后的溶液从三通阀流出经过金属筛网（200目）收集聚合物胶团（图1）。

图1 模拟聚合物胶团Fig. 1 Simulates polymer micelles

将聚合物胶团分为三份，每份重约2 g，分别加入100 ml过氧化氢、次氯酸钠和复合解堵修井液，实验结果见表3和图2。

表3 3种解堵剂对模拟聚合物胶团的降解效果Table 3 Degradation effects of the three plugging relievers on the simulated polymer micelles

从表3和图2可以看出，复合解堵体系在4 h内即可完全溶解聚合物胶团，而过氧化氢、次氯酸钠在24 h内只能部分降解聚合物胶团。实验结果与1.2实验结果差异较大，与常规高黏聚合物溶液相比，聚合物胶团中含有可引起聚合物链交联的金属离子，虽然大部分的氧化型解聚剂能够降解聚合物分子链，但因为交联金属离子的存在，断裂后的分子链仍然部分以交联形式存在，因而造成降解不完全。在解堵体系中加入螯合剂能够提升体系对交联聚合物的降解能力，螯合剂将交联聚合物中的金属离子掩蔽，使聚合物在解堵体系中更容易分散、降解[19-20]。

图2 模拟聚合物胶团在3种解堵剂中降解24小时Fig. 2 Simulates polymer micelle degradation in three plugging relievers for 24 h

2.2 现场垢样溶解性能评价

称取2份现场垢样，每份重约5 g，将样品分别置于100 ml过氧化氢和复合解堵修井液中，实验温度为60 ℃和搅拌1 h，浸泡48 h后观察垢样溶解情况，实验结果见图3。从图中可以看出，与过氧化氢相比，复合解堵修井液能够将堵塞物中的有机组分完全降解，仅残余少量无机组分。这是由于地层堵塞物主要为原油、聚合物胶团以及无机组分组成的复合沉淀，常规氧化解堵体系很难穿透油膜解除聚合物，而复合解堵修井液中的高效清洗剂能够清洗油膜以及胶质沥青质沉淀，使氧化解堵剂与聚合物胶团充分接触。实验结果表明复合解堵修井液对含油聚合物垢样有良好的降解能力。

图3 2种解堵剂溶解现场垢样效果对比Fig. 3 Comparison of the effect of two plugging relievers on dissolving scale samples on site

2.3 岩心动态实验评价

所用岩心为人造长岩心，长度30 cm，直径3.7 cm，孔隙度33%。实验用交联聚合物溶液由聚合物HPAM和交联剂配置而成，浓度为1 400 ppm，配置完成后采用剪切搅拌器1挡剪切20 s。实验温度设置为60 ℃。

岩心流动实验步骤如下：（1）岩心饱和水、饱和油；（2）测水相渗透率K0；（3）注入剪切后的聚合物溶液10 PV，测水相渗透率K1；（4）注入复合解堵修井液2 PV，在60 ℃条件下放置4 h，测水相渗透率。

岩心流动实验结果见表4，从表4可以看出，复合解堵修井液体系对模拟聚合物堵塞的储层具有很好的解堵作用，岩心恢复率达96%。

表4 复合解堵修井液岩心驱替实验结果Table 4 Experimental results of composite plugging workover fluid core displacement

2.4 安全性能评价

复合解堵修井液采用的氧化主剂在常温下性质稳定、不易燃、不易爆，与聚合物反应不产生氧气，在运输、贮存和施工过程中安全性较易控制。采用N80钢片评价复合解堵修井液的腐蚀性能，方法参考《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》中的高温高压动态腐蚀速率测定方法，实验结果见表5。复合解堵修井液腐蚀速率为0.793 7～0821 6 g·m-2·h-1，满足现场施工对药剂腐蚀性能的要求。

表5 复合解堵修井液对N80钢片腐蚀结果Table 5 Corrosion results of composite plugging workover fluid on N80 steel sheet

3 工艺设计和现场应用

4 结论

3.1 工艺设计

复合解堵修井液体系研发的目的是充分利用修井作业窗口期，将解堵作业与常规修井作业施工步骤相结合。以海上常规Y管分采电泵井检泵作业为例，施工步骤如下：（1）移井架；（2）洗压井；（3）钢丝作业捞Y堵、洗压井；（4）拆采油树、组装立管防喷器；（5）起出油管挂；（6）起原井生产管柱；（7）下入冲洗管柱；（8）下入Y管分采电泵生产管柱；（9）拆防喷器、安装采油树；（10）油井投产、坐封过电缆封隔器、交接；（11）清理场地、设备复位、器材封存。复合解堵修井液体系主要应用于步骤（7）中，首先注入高效清洗液，对近井地带的胶质、沥青质沉淀进行清洗，使原油从复合堵塞物中剥离。随后注入氧化解堵液和顶替液，完成氧化解堵液注入后，正常开展步骤（8）、（9）、（10）、（11），能够保证氧化剂与堵塞物中的聚合物胶团有充分的反应时间。

3.2 现场应用

A34井为渤海油田注聚区块一口生产井，由于泵故障停井，故障前日产液44.5 m3/d，日产油24.0 m3/d，含水46%，产液量、产油量均低于同层位生产井，邻井检泵作业均发现含聚堵塞物，初步判断该井产液量低有可能是聚合物堵塞，因此采用复合解堵修井液体系，共泵注清洗液40 m3，氧化解堵液20 m3。作业后日产液103 m3/d，日产油68 m3/d，含水34%，有效期大于300 d，施工效果较好。

（1）复合解堵修井液体系具有良好的聚合物降解、有机垢清洗和金属阳离子螯合能力，对交联聚合物和现场含油聚合物垢样均有较好的降解效果。

（2）通过合理的设计施工步骤，复合解堵修井液体系应用于常规修井作业时不影响修井作业时效，且具有良好的提液增油效果，适用于海上作业资源较为紧张的油田，是对现有增产作业措施的有力补充。