江苏油田不动管柱复合解堵技术的研究及应用

2019-04-14李立峰冯绪波

复杂油气藏 2019年4期

马惠,李立峰，冯绪波

(中国石化江苏油田分公司采油二厂，江苏淮安 211600)

酸化是解除近井地层污染、恢复油气井产能的有效措施。常规酸化作业是动管柱酸化，即起出井中原生产管柱后，下入专用的酸化管柱注入酸液；注酸液后，起出酸化管柱，下入原生产管柱恢复生产。很显然，动管柱酸化作业周期长、工艺复杂、费用高、作业环境要求高、洗井作业引起储层新的污染。近几年，不动管柱酸化工艺引起了研究人员的极大兴趣[1-8]。潘万宏等人从残酸对泵、油管、抽油杆的腐蚀问题入手，通过对原生产管柱镀膜预处理及施工后期泵入残酸中和处理，实现了不动管柱酸化施工[2]；杨永华等人筛选出了以氟硼酸为主的酸化液配方，既不破坏砾石充填层，对生产管柱、电泵机组及电缆腐蚀破坏小，又能有效解除近井带堵塞[3-4]。王鹏等人优化出多氢酸体系，并与不动管柱工艺相配套，达到海上油气田酸化作业和不影响后续生产的要求[5-6]。王新英等人针对中原文东油田气举井不动管柱工艺开展了QJ-99解堵剂配方研究[7-8]。目前，国内外不动管柱酸化工艺主要应用在海上油田，陆上油田的应用较少。采用的酸化液主要为包括前置酸、主体酸、后置酸的三段式液体，注酸液过程繁琐、多部门协调难度大、存在一定的环境污染、施工费用高。

本文根据G6区块的储层条件，以G6区块目标井岩样为研究对象，根据不动管柱的施工要求，优化了一种高效的复合解堵体系FH-2，实现了“一代三”功效，替代了常规三段式酸液模式及不动管柱施工。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

实验用水的离子组成采用油田企业标准(SY/T 5523—2000)测定。G6区块地层水总矿化度为3 831.25 mg/L、其中Ca2+和Mg2为50.55 mg/L。根据其成分，在室内人工配制实验用水。实验用原油取自江苏油田G6区块，黏度为34.4 mPa·s(50℃)。

六水合三氯化铁(FeCl2.6H2O)、碳酸钠(Na2CO3)、盐酸、氨水、乙二胺四乙酸二钠、柠檬酸、氯化钠(NaCl)、氯化镁(MgCl2)和氯化钙(CaCl2)均为化学纯试剂。多氢酸、复合酸(FH-2)、NS(阴非离子型表面活性剂)、DQ(石油磺酸盐类表面活性剂)均为工业级，有效质量分数50%。KD-40(油层清洗剂)、KD-25(破乳剂)、FH-2(复合酸)均为工业级，扬州润达油田化学剂厂提供。

恒温水浴，姜堰市仪器分析厂；pH计，梅特勒-特利多公司；可见光分光光度计，上海美析仪器有限公司；岩心驱油装置，海安石油实验仪器厂。

1.2 性能测试

洗油率根据胜利油田企业标准(Q/SH1020 1518-2013)测试。腐蚀率根据中国石油化工集团企业标准(Q/SH 0352-2010)测试。铁离子稳定性能根据中国石油化工集团企业标准(Q/SH 0353-2010)测试。防酸渣率能根据胜利油田企业标准(Q/SH1020 0888-2013)测试。岩心流动实验：采用G6-8井和W5-6井天然岩心：2.5 cm×20 cm；注入速度：3 mL/min；实验温度；80℃。实验步骤：注入质量分数3%的NH4Cl溶液，测定岩心的基准渗透率；注入FH-2酸液，测定在酸化过程中岩心渗透率的变化；注入质量分数3%的NH4Cl溶液，确定酸化后岩心渗透率。

2 实验结果与讨论

2.1 清洗剂的筛选

为了解除井眼及近井附近的有机堵塞，进行油层清洗剂的筛选及性能评价。称取质量为6 g的油砂于比色管中，配制质量分数1%的油层清洗剂溶液20 mL，加盖，将比色管放置于50℃恒温水浴中，每隔15 min将比色管取出轻轻摇动10次，再置于水浴中，共放置1 h后取出。实验结果表明KD-40具有较高的洗油能力(见表1)。

表1 不同清洗剂的洗油效果

将G6-8井中取得的有机堵塞物，称取1 g左右的立方体，配制质量分数1%的KD-40溶液，在不同温度下测量其溶解速率(见表2)。可以看出，随着温度的增加，有机堵塞物的溶解速率增加。在60℃下，放置1 h，有机堵塞物完全溶解。

表2 不同温度下有机堵塞物的溶解速率

取质量分数1%的KD-40溶液清洗后的原油50 mL，置于具塞离心管中，加入不同质量浓度(50 mg/L、75 mg/L、100 mg/L)的破乳剂KD-25，置于温度50℃恒温水浴中，观察破乳脱水情况(如表3所示)。从表3可以看出，KD-25质量浓度大于50 mg/L时，离心管壁面基本无挂壁现象，随着KD-25质量浓度和时间的增加，脱水量增加。因此，优选的清洗剂配方为质量分数1%的KD-40+质量浓度100 mg/L的KD-25。

表3 不同质量分数的破乳剂在不同时间下的脱水量 mL

2.2 复合酸性能

选用复合酸FH-2作为G6区块解堵酸液体系。将G6-8模拟地层水与FH-2酸液按照1∶1、1∶3、1∶5、3∶1、5∶1体积比两两混合，静置2 h，无沉淀和分层现象，表明FH-2酸液体系与目标区块水具有较好的配伍性。针对G6区块，开展了FH-2酸液体系的岩心溶蚀率、缓蚀性、铁离子稳定性等性能评价实验。

2.2.1 岩心溶蚀性能

实验条件：酸液与G6区块岩心粉，质量比为10∶1，温度70℃，反应时间4 h，测试溶蚀率(酸水体积比分别为1∶2、1∶3、1∶4、1∶5、1∶6、1∶7、1∶8)。实验结果如图1所示。

图1 FH-2酸质量分数与岩粉的溶蚀率的关系曲线

从图1可以看出，随着FH-2酸质量分数的减少(即酸液比的减少)，岩粉的溶蚀率逐渐降低。但溶蚀率可达20%以上。这说明了随着酸液浓度的降低，体系能逐渐电离出氢离子，保持整个体系的酸度，达到深穿透的目的。

2.2.2 缓蚀性能

根据不动管柱施工要求，酸液体系应具有低腐蚀性，以减轻长时间在线注酸对管柱造成的伤害。将N80挂片置于不同酸水体积比的酸液中，90℃下，放置4 h、17 h和24 h，测量挂片的腐蚀速率(见表4)。

表4 静态挂片腐蚀实验结果

从表4可以看出，在酸水体积比1∶2、温度90℃下，4 h后的腐蚀率为3.49 g/(m2·h)，不同浓度下的FH-2酸对钢片的腐蚀均低于4 g/(m2·h)，满足行业一级标准，且放置时间越长腐蚀速率越低。

2.2.3 铁离子稳定性

为了防止酸化过程中Fe3+产生沉淀，在室温条件下，评价了柠檬酸、多氢酸和复合酸FH-2体系对铁离子的稳定能力(见表5)。可以看出，复合酸FH-2对铁离子的稳定率为79.3%，性能优于柠檬酸和多氢酸。

表5 不同酸液的铁离子稳定性能

2.2.4 岩心流动实验

采用G6、W5区块天然岩心进行FH-2复合酸体系岩心流动实验评价，实验结果如图2和图3所示。

图2 G6区块岩心酸化流动实验

图3 W5区块岩心酸化流动实验

从图2可以看出，随着酸液的驱替，注入压力逐渐升高，这主要是酸液与岩心中的碳酸盐等无机垢发生反应产生气体所致。当压力上升到1.21 MPa后，气体随着酸液逐渐排出，注入压力也随之逐渐降低。当压力降低到一定程度时，停止注酸。注入7 PV复合酸后，岩心渗透率从18.8×10-3μm2升高到34.3×10-3μm2，渗透率改善幅度为82%。从图3可以看出，对于W5区块岩心，岩心渗透率从2.36×10-3μm2升高到4.11×10-3μm2，渗透率改善幅度为74%。G6和W5岩心酸化流动实验结果表明，对于G6和W5岩心，复合酸体系均有较好的改善渗透率的能力，同时也证明了复合酸体系具有较好的适应性。

从图4可以看出，酸化后岩心端面良好，无坍塌。在排出液中含有较多白色均匀的气泡，表明注入酸液体系过程中，在岩心中生成了大量的泡沫，引起岩心内压力的大幅度增加，起到暂堵作用，有利于岩心的均匀酸化。

图4 酸化前后岩心端面对比

3 现场应用

3.1 应用效果

为了验证复合解堵配方，2017年在江苏油田W2-81井进行了不动管柱复合解堵现场试验，通过原生产管柱的油套环空注入复合解堵液，作业结束后直接开泵生产，取得较好的解堵效果。此后，经过优化配方，已现场应用14井次，累计增油3 689 t(见表6)，取得较好的效果，对因地层结垢或作业污染的油井效果尤为明显。

表6 不动管柱复合解堵现场施工效果

3.2 应用实例

W2-9井解堵井段层厚13.2 m，渗透率为(6.1～95.11)×10-3μm2，孔隙度为13.4%～23.8%，属于中孔、低渗储层。原油为普通稠油，地层水型为碳酸氢钠型，矿化度25 000 mg/L。2015年3月，W2-9井日产液量开始逐渐下降。至2015年8月19日，日产液突然降至1.9 m3，日产油0.5 t，供液出现严重不足，生产采用间抽方式。从生产动态数据分析，W2-9井近井的无机及有机堵塞导致了产液量下降。

通过W2-9井原生产管柱的油套环空，依次注入油层清洗液(3%KD-40+100 mg/LKD-25)36 m3、处理液(15%复合解堵剂)20 m3及顶替液(3%防膨剂)25 m3。措施前后生产情况如图5所示。