防水鎖阻垢型改性鹵水修井液的研發與應用

韓項勇，張 兵，何丕祥

（1. 大中國石油大港油田公司采油工藝研究院 天津 300280；2. 天津市三次采油與油田化學企業重點實驗室 天津 300280；3. 中國石油大港油田公司科技信息處 天津 300280）

0 引 言

修井作業是油田生產開發的一個重要環節，是恢復、保持油水井生產能力的重要手段。據統計，大港油田每年修井作業4 000多井次，修井液年用量10萬m3，中密度壓井液占30%左右。為了節約成本，作業井采用普通鹵水作為中密度壓井液，作業量約為600多井次。從近年來國內外應用的中密度壓井液技術效果來看，目前性能優良的中密度壓井液成本太高，如密度在1.2～1.45 g/cm3的有機復合鹽壓井液價格相對較高，而價格低的中密度壓井液對儲層的傷害又較大，其進入地層后會與地層流體發生乳化作用和水鎖傷害，導致作業井產量下降［1-4］。

本文研發防水鎖阻垢型改性鹵水修井液，通過各種性能實驗，證明其具有較好的防水鎖能力，作業成功率達到100%。

1 實驗部分

1.1 實驗儀器與試劑

實驗儀器包括巖心流動梯度測試儀（青島石大石儀科技有限公司）、XZD-SP旋轉滴超低界面張力儀（北京哈科試驗儀器廠）、電熱鼓風干燥箱UFE500（德國美而特）、GP-4智能氣體滲透率儀（青島石大石儀科技有限公司）、巖心油水飽和裝置（青島石大石儀科技有限公司）。

實驗室用的防水鎖劑L1、L2、SA-1、SA-2為大港油田現用防水鎖劑，F-305、F-32為自制防水鎖劑。

1.2 實驗方法

1.2.1 巖心傷害評價

選取氣體滲透率約為300 mD的人造巖心，使用巖心流動梯度測試儀進行巖心傷害實驗，實驗用流體為3%氯化鉀鹽水、鹽鹵水和鈣鹵水。

1.2.2 耐溫實驗評價

將濃度為50、100、500 mg/L的防水鎖劑加入清水中，首先在常溫測定其界面張力，然后在120 ℃的烘箱中密封老化8、24、48 h后，測其界面張力。

1.2.3 耐鹽性能評價

將耐溫性能好的防水鎖劑加入鹽鹵水和鈣鹵水中，先在常溫下測定其界面張力，然后在120 ℃的烘箱中密封老化8、24、48 h后，測其界面張力。

1.2.4 阻垢性能評價

鹵水的特殊性（礦化度高、高價金屬離子含量高）決定了不適合采用常規的測定高價離子丟失量的方法測定其結垢量，故先將鹽鹵水/防水鎖阻垢型鹽鹵水及鈣鹵水/防水鎖阻垢型鹽鹵水在120 ℃下進行結垢，然后采用稀鹽酸將垢樣溶解，由滴定垢樣中離子含量計算阻垢率。

2 耐溫抗鹽防水鎖劑優選

2.1 鹵水的六項離子分析

對現用的鹵水進行6項離子分析，測定其陰陽離子的含量，結果如表1所示。

表1 鹽鹵、鈣鹵6項離子分析結果Tab.1 Analysis results of six ions of salt brine and calcium brine

表1數據表明，現場修井用的鹽鹵和鈣鹵具有壓井液礦化度高、結垢離子含量高的特點，其在作業過程中易與地層水中的結垢離子形成難以去除的碳酸鈣、硫酸鈣等硬垢，會對電泵的正常運行造成影響。

2.2 防水鎖耐溫性能評價

2.2.1 常溫下降低界面張力評價

按照1.2.2耐溫實驗評價方法開展防水鎖劑耐溫性能實驗評價。首先將優選的6種防水鎖劑在常溫下測定其不同濃度的界面張力，實驗數據如表2所示。

表2 常溫下防水鎖劑降低界面張力實驗Tab.2 Experimental study on reducing interfacial tension with waterproof locking agent at normal temperature

表2數據表明，常溫下6種防水鎖劑都有一定的降低界面張力的效果，其中L1、F-32、F-305這3種防水鎖劑在50 mg/L加量下降低界面張力效果最佳，在100 mg/L加量下，L1、L2、F-32、F-305這4種防水鎖劑效果最佳。因此，選擇這4種防水鎖劑在120 ℃下開展耐溫性能評價。

2.2.2 高溫老化后降低界面張力評價

將L1、L2、F-32、F-305這4種表面活性劑放入烘箱中，在120 ℃條件下，分別測試8、24、48 h后的界面張力，結果如表3 ~ 5所示。

表3 120 ℃老化8 h防水鎖劑降低界面張力Tab.3 Reduced interfacial tension by waterproof locking agent aged at 120 ℃ for 8 hours

表4 120 ℃老化24 h防水鎖劑降低界面張力Tab.4 Reduced interfacial tension by waterproof locking agent aged at 120 ℃ for 24 hours

表5 120 ℃老化48 h防水鎖劑降低界面張力Tab.5 Reduced interfacial tension by waterproof locking agent aged at 120 ℃ for 48 hours

實驗結果表明，這4種防水鎖劑在120 ℃老化不同時間后均有一定的抗溫性能。其中F-32、F-305在100 mg/L加量下，界面張力小于1 mN/m；L1在500 mg/L加量下，界面張力為1.247 mN/m。所以選擇這3種防水鎖劑來考察其在鹵水中的耐鹽性能。

2.3 耐鹽性能評價

將上述3種防水鎖劑加入密度為1.25 g/cm3的鹽鹵水和1.34 g/cm3鈣鹵水中，考察其常溫和在120 ℃下的耐鹽性能。

2.3.1 在1.25 g/cm3的鹽鹵中耐鹽性能評價

將防水鎖劑加入鹽鹵水中，按照1.2.3耐鹽性能評價方法開展實驗，結果如表6、7所示。

表6 常溫下在1.25 g/cm3的鹽鹵中界面張力實驗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的鹽鹵老化48 h后界面張力Tab.7 Interface tension after 48 hours of salt brine aging with 1.25 g/cm3 at 120 ℃

如表6、7和圖1所示，在1.25 g/cm3的鹽鹵水中，F-32防水鎖劑在100 mg/L加量、120 ℃溫度下考察48 h后，其界面張力為0.89 mN/m，表明F-32防水鎖劑在鹽鹵水中具有較好的降低界面張力效果。

圖1 F-32加量在100 mg/L、120 ℃老化后界面張力圖Fig.1 Interface tension diagram of F-32 after aging at 100 mg/L and 120 ℃

2.3.2 鈣鹵中耐鹽性能評價

根據前面實驗，優選F-32和F-305 2種防水鎖劑加入不同密度鈣鹵水中，按照1.2.3耐鹽性能評價方法開展實驗。

將F-32和F-305分別加入密度為1.30、1.35、1.47 g/cm3的改性鹵水中，加量為100 mg/L，在120 ℃老化8、24、48 h，然后測試其界面張力。

圖2～4表明，將F-32和F-305防水鎖劑分別在120 ℃、加量100 mg/L的條件下老化8、24、48 h后，F-32界面張力大于2 mN/m，F-305防水鎖劑在密度1.47 g/cm3的鹵水中界面張力小于2 mN/m，其性能優于F-32防水鎖劑。因此，鈣鹵水中選擇用F-305防水鎖劑。

圖3 F-305防水鎖劑在不同密度的鈣鹵水中界面張力值Fig.3 Interface tension values of F-305 waterproof locking agent in calcium brine of different densities

圖4 F-305在密度1.47 g/cm3鈣鹵水加量100 mg/L、120 ℃老化后界面張力圖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 助劑的優選及實驗評價

3.1 助劑的優選和配方

為了使優選的防水鎖劑在改性鹵水中具有更好的降低界面張力效果，優選了破乳劑和互溶劑，以促使入井液能夠快速返排和保護油氣層。經過多次室內實驗，最終選取破乳劑FX-02和互溶劑HJ-03。破乳劑有利于抑制原油乳化、降低毛細管效應和賈敏效應；互溶劑有助于增加各體系組分的互溶性，可以進一步增加殘液的返排效果。

將防水鎖劑、互溶劑、破乳劑加入改性鹵水后相混合，充分搖勻后靜置48 h，溶液中無沉淀產生，表明優選單劑與改性鹵水具有良好的配伍性。防水鎖阻垢型改性鹽鹵修井液（1.15～1.25）基本配方為（1～1.5）%鹽鹵阻垢劑+（0.1～0.2）%防水鎖劑F-32+（0.02～0.05）%破乳劑+（2～3）%互溶劑；防水鎖阻垢型改性鈣鹵修井液（1.26～1.40）基本配方為（1～1.5）%鹽鹵阻垢劑+（0.1～0.3）%防水鎖劑F-305+（0.02～0.05）%破乳劑+（2～3）%互溶劑。

3.2 阻垢實驗評價

對已獲得的2種體系配方進行阻垢性能評價，在模擬地層溫度120 ℃條件下，結垢48 h后，測定其阻垢率，結果如表8所示。

表8 防水鎖阻垢型改性鹵水修井液阻垢性能評價Tab.8 Evaluation of scale inhibition performance of modified brine workover fluid with waterproof locking and scale inhibition

表8數據表明，防水鎖阻垢型改性鹽鹵/鈣鹵修井液的阻垢率均達到了90%以上，具有很強的阻垢能力，可以滿足修井作業需求。

3.3 巖心傷害實驗評價

對于修井作業，不僅要求其能夠快速有效降低修井液的界面張力，而且要求在作業后能夠恢復地層的滲流通道和作業井的產能。因此，滲透率恢復性能也是需要評價的一項重要性能指標［5-6］。

評價方法：室內采用不同滲透率的人造巖心，測定滲透率K0后，先用普通鹵水驅替并測其滲透率K1，再用防水鎖阻垢型改性鹵水反向驅替，然后測量正向滲透率K2，最后計算滲透率恢復率。數據如表9所示。

表9 巖心傷害實驗數據Tab.9 Experimental data of core damage

表9數據表明，防水鎖阻垢型改性鹵水修井液具有較好的防水鎖能力，巖心滲透率恢復率達到80%以上。

4 現場應用

防水鎖阻垢型改性鹵水修井液在檢泵作業上應用5井次，總用量200余m3，作業成功率100%，平均排水期2 d，平均滲透率恢復率132.5%，滿足修井作業的需求。以典型井港15*2為例：2019年10月5日至10月9日作業檢泵，用1.25 g/cm3鹵水40 m3反循環洗井，深度1 804.01 m，泵壓2 MPa，排量20 m3/h，無漏失，歷時4 h。施工發現，原井尾管結垢嚴重，完井更換部分油管，但是作業后只產水不產油。

本次修井作業采用1.25 g/cm3的防水鎖阻垢型改性鹵水修井液技術，作業效果良好。作業前日產油平均0.242 t，作業后日產油1.372 t，產量恢復率為566.94%，排水期2 d。

5 結 論

通過實驗對比，優選了適用鹽鹵水的防水鎖劑F-32和適用于鈣鹵水的防水鎖劑F-305，在高礦化度鹵水中，界面張力值均小于2 mN/m；形成了防水鎖阻垢型改性鹽鹵水和防水鎖阻垢型改性鈣鹵水的體系配方，其阻垢率大于90%，滲透率恢復率大于80%。現場應用表明，防水鎖阻垢型改性鹽鹵水和防水鎖阻垢型改性鈣鹵水的體系作業成功率100%，平均產量恢復率大于132.5%，應用效果良好。