防水锁阻垢型改性卤水修井液的研发与应用

韩项勇，张 兵，何丕祥

（1. 大中国石油大港油田公司采油工艺研究院 天津 300280；2. 天津市三次采油与油田化学企业重点实验室 天津 300280；3. 中国石油大港油田公司科技信息处 天津 300280）

0 引 言

修井作业是油田生产开发的一个重要环节，是恢复、保持油水井生产能力的重要手段。据统计，大港油田每年修井作业4 000多井次，修井液年用量10万m3，中密度压井液占30%左右。为了节约成本，作业井采用普通卤水作为中密度压井液，作业量约为600多井次。从近年来国内外应用的中密度压井液技术效果来看，目前性能优良的中密度压井液成本太高，如密度在1.2～1.45 g/cm3的有机复合盐压井液价格相对较高，而价格低的中密度压井液对储层的伤害又较大，其进入地层后会与地层流体发生乳化作用和水锁伤害，导致作业井产量下降［1-4］。

本文研发防水锁阻垢型改性卤水修井液，通过各种性能实验，证明其具有较好的防水锁能力，作业成功率达到100%。

1 实验部分

1.1 实验仪器与试剂

实验仪器包括岩心流动梯度测试仪（青岛石大石仪科技有限公司）、XZD-SP旋转滴超低界面张力仪（北京哈科试验仪器厂）、电热鼓风干燥箱UFE500（德国美而特）、GP-4智能气体渗透率仪（青岛石大石仪科技有限公司）、岩心油水饱和装置（青岛石大石仪科技有限公司）。

实验室用的防水锁剂L1、L2、SA-1、SA-2为大港油田现用防水锁剂，F-305、F-32为自制防水锁剂。

1.2 实验方法

1.2.1 岩心伤害评价

选取气体渗透率约为300 mD的人造岩心，使用岩心流动梯度测试仪进行岩心伤害实验，实验用流体为3%氯化钾盐水、盐卤水和钙卤水。

1.2.2 耐温实验评价

将浓度为50、100、500 mg/L的防水锁剂加入清水中，首先在常温测定其界面张力，然后在120 ℃的烘箱中密封老化8、24、48 h后，测其界面张力。

1.2.3 耐盐性能评价

将耐温性能好的防水锁剂加入盐卤水和钙卤水中，先在常温下测定其界面张力，然后在120 ℃的烘箱中密封老化8、24、48 h后，测其界面张力。

1.2.4 阻垢性能评价

卤水的特殊性（矿化度高、高价金属离子含量高）决定了不适合采用常规的测定高价离子丢失量的方法测定其结垢量，故先将盐卤水/防水锁阻垢型盐卤水及钙卤水/防水锁阻垢型盐卤水在120 ℃下进行结垢，然后采用稀盐酸将垢样溶解，由滴定垢样中离子含量计算阻垢率。

2 耐温抗盐防水锁剂优选

2.1 卤水的六项离子分析

对现用的卤水进行6项离子分析，测定其阴阳离子的含量，结果如表1所示。

表1 盐卤、钙卤6项离子分析结果Tab.1 Analysis results of six ions of salt brine and calcium brine

表1数据表明，现场修井用的盐卤和钙卤具有压井液矿化度高、结垢离子含量高的特点，其在作业过程中易与地层水中的结垢离子形成难以去除的碳酸钙、硫酸钙等硬垢，会对电泵的正常运行造成影响。

2.2 防水锁耐温性能评价

2.2.1 常温下降低界面张力评价

按照1.2.2耐温实验评价方法开展防水锁剂耐温性能实验评价。首先将优选的6种防水锁剂在常温下测定其不同浓度的界面张力，实验数据如表2所示。

表2 常温下防水锁剂降低界面张力实验Tab.2 Experimental study on reducing interfacial tension with waterproof locking agent at normal temperature

表2数据表明，常温下6种防水锁剂都有一定的降低界面张力的效果，其中L1、F-32、F-305这3种防水锁剂在50 mg/L加量下降低界面张力效果最佳，在100 mg/L加量下，L1、L2、F-32、F-305这4种防水锁剂效果最佳。因此，选择这4种防水锁剂在120 ℃下开展耐温性能评价。

2.2.2 高温老化后降低界面张力评价

将L1、L2、F-32、F-305这4种表面活性剂放入烘箱中，在120 ℃条件下，分别测试8、24、48 h后的界面张力，结果如表3 ~ 5所示。

表3 120 ℃老化8 h防水锁剂降低界面张力Tab.3 Reduced interfacial tension by waterproof locking agent aged at 120 ℃ for 8 hours

表4 120 ℃老化24 h防水锁剂降低界面张力Tab.4 Reduced interfacial tension by waterproof locking agent aged at 120 ℃ for 24 hours

表5 120 ℃老化48 h防水锁剂降低界面张力Tab.5 Reduced interfacial tension by waterproof locking agent aged at 120 ℃ for 48 hours

实验结果表明，这4种防水锁剂在120 ℃老化不同时间后均有一定的抗温性能。其中F-32、F-305在100 mg/L加量下，界面张力小于1 mN/m；L1在500 mg/L加量下，界面张力为1.247 mN/m。所以选择这3种防水锁剂来考察其在卤水中的耐盐性能。

2.3 耐盐性能评价

将上述3种防水锁剂加入密度为1.25 g/cm3的盐卤水和1.34 g/cm3钙卤水中，考察其常温和在120 ℃下的耐盐性能。

2.3.1 在1.25 g/cm3的盐卤中耐盐性能评价

将防水锁剂加入盐卤水中，按照1.2.3耐盐性能评价方法开展实验，结果如表6、7所示。

表6 常温下在1.25 g/cm3的盐卤中界面张力实验Tab.6 Interface tension experiment in salt brine with a density of 1.25 g/cm3 at normal temperature

表7 120 ℃下1.25 g/cm3的盐卤老化48 h后界面张力Tab.7 Interface tension after 48 hours of salt brine aging with 1.25 g/cm3 at 120 ℃

如表6、7和图1所示，在1.25 g/cm3的盐卤水中，F-32防水锁剂在100 mg/L加量、120 ℃温度下考察48 h后，其界面张力为0.89 mN/m，表明F-32防水锁剂在盐卤水中具有较好的降低界面张力效果。

图1 F-32加量在100 mg/L、120 ℃老化后界面张力图Fig.1 Interface tension diagram of F-32 after aging at 100 mg/L and 120 ℃

2.3.2 钙卤中耐盐性能评价

根据前面实验，优选F-32和F-305 2种防水锁剂加入不同密度钙卤水中，按照1.2.3耐盐性能评价方法开展实验。

将F-32和F-305分别加入密度为1.30、1.35、1.47 g/cm3的改性卤水中，加量为100 mg/L，在120 ℃老化8、24、48 h，然后测试其界面张力。

图2～4表明，将F-32和F-305防水锁剂分别在120 ℃、加量100 mg/L的条件下老化8、24、48 h后，F-32界面张力大于2 mN/m，F-305防水锁剂在密度1.47 g/cm3的卤水中界面张力小于2 mN/m，其性能优于F-32防水锁剂。因此，钙卤水中选择用F-305防水锁剂。

图3 F-305防水锁剂在不同密度的钙卤水中界面张力值Fig.3 Interface tension values of F-305 waterproof locking agent in calcium brine of different densities

图4 F-305在密度1.47 g/cm3钙卤水加量100 mg/L、120 ℃老化后界面张力图Fig.4 Interface tension diagram of F-305 after aging at a density of 1.47 g/cm3 with 100 mg/L calcium brine and 120 ℃

3 助剂的优选及实验评价

3.1 助剂的优选和配方

为了使优选的防水锁剂在改性卤水中具有更好的降低界面张力效果，优选了破乳剂和互溶剂，以促使入井液能够快速返排和保护油气层。经过多次室内实验，最终选取破乳剂FX-02和互溶剂HJ-03。破乳剂有利于抑制原油乳化、降低毛细管效应和贾敏效应；互溶剂有助于增加各体系组分的互溶性，可以进一步增加残液的返排效果。

将防水锁剂、互溶剂、破乳剂加入改性卤水后相混合，充分摇匀后静置48 h，溶液中无沉淀产生，表明优选单剂与改性卤水具有良好的配伍性。防水锁阻垢型改性盐卤修井液（1.15～1.25）基本配方为（1～1.5）%盐卤阻垢剂+（0.1～0.2）%防水锁剂F-32+（0.02～0.05）%破乳剂+（2～3）%互溶剂；防水锁阻垢型改性钙卤修井液（1.26～1.40）基本配方为（1～1.5）%盐卤阻垢剂+（0.1～0.3）%防水锁剂F-305+（0.02～0.05）%破乳剂+（2～3）%互溶剂。

3.2 阻垢实验评价

对已获得的2种体系配方进行阻垢性能评价，在模拟地层温度120 ℃条件下，结垢48 h后，测定其阻垢率，结果如表8所示。

表8 防水锁阻垢型改性卤水修井液阻垢性能评价Tab.8 Evaluation of scale inhibition performance of modified brine workover fluid with waterproof locking and scale inhibition

表8数据表明，防水锁阻垢型改性盐卤/钙卤修井液的阻垢率均达到了90%以上，具有很强的阻垢能力，可以满足修井作业需求。

3.3 岩心伤害实验评价

对于修井作业，不仅要求其能够快速有效降低修井液的界面张力，而且要求在作业后能够恢复地层的渗流通道和作业井的产能。因此，渗透率恢复性能也是需要评价的一项重要性能指标［5-6］。

评价方法：室内采用不同渗透率的人造岩心，测定渗透率K0后，先用普通卤水驱替并测其渗透率K1，再用防水锁阻垢型改性卤水反向驱替，然后测量正向渗透率K2，最后计算渗透率恢复率。数据如表9所示。

表9 岩心伤害实验数据Tab.9 Experimental data of core damage

表9数据表明，防水锁阻垢型改性卤水修井液具有较好的防水锁能力，岩心渗透率恢复率达到80%以上。

4 现场应用

防水锁阻垢型改性卤水修井液在检泵作业上应用5井次，总用量200余m³，作业成功率100%，平均排水期2 d，平均渗透率恢复率132.5%，满足修井作业的需求。以典型井港15*2为例：2019年10月5日至10月9日作业检泵，用1.25 g/cm3卤水40 m3反循环洗井，深度1 804.01 m，泵压2 MPa，排量20 m3/h，无漏失，历时4 h。施工发现，原井尾管结垢严重，完井更换部分油管，但是作业后只产水不产油。

本次修井作业采用1.25 g/cm3的防水锁阻垢型改性卤水修井液技术，作业效果良好。作业前日产油平均0.242 t，作业后日产油1.372 t，产量恢复率为566.94%，排水期2 d。

5 结 论

通过实验对比，优选了适用盐卤水的防水锁剂F-32和适用于钙卤水的防水锁剂F-305，在高矿化度卤水中，界面张力值均小于2 mN/m；形成了防水锁阻垢型改性盐卤水和防水锁阻垢型改性钙卤水的体系配方，其阻垢率大于90%，渗透率恢复率大于80%。现场应用表明，防水锁阻垢型改性盐卤水和防水锁阻垢型改性钙卤水的体系作业成功率100%，平均产量恢复率大于132.5%，应用效果良好。