高压注水井解堵体系研制及实验分析

郭 奎，李燕承，魏 飞，董小刚

（延长油田股份有限公司 靖边采油厂，陕西 榆林 718500）

我国油气田开发已经进入中后期，需要进行地层能量补充，采取注水、注聚、酸化压裂等多重手段提高采收率[1]。而限于井况和开采时间影响，地层情况复杂、储层污染严重、地面附件缺失等情况不断困扰着现场生产。运用高效化学剂在低成本、高效率前提下，进行有效储层保护与整体系统优化能极大产生开发效益，提高综合效率[2,3]。

在油层解堵、防腐、清防蜡等过程中需要运用多种化学剂。而基于储层保护的主动性，储层保护类注水井解堵体系化学剂研制前景最为广泛，本文基于现场实际，针对高压注水井解堵体系研制进行实验探索[4,5]。

1 地层污染堵塞原因及解堵原理

1.1 地层堵塞原因

油气田的开发需要钻井、储层改造、工具下入等一系列工序。而漫长的开采调整还可能注入各种化学剂，并在人工异常高压下强化地层能量，实现原油的驱替开采[6]。在不同工况下，压裂液的破胶不彻底或者不及时发生反应，在驱替力不足时会发生地层渗透性的不可逆损坏。而在开发环节，由于需要补充地层能量，需要进行采出水的处理和回注，但是油田水的污染物复杂，夹杂有大量的细菌。其中SRB硫酸盐还原菌就会诱发不同程度的金属腐蚀并诱发大量重金属离子沉淀。有害物伴随着前期有机污染物会形成多重污染交互作用，在FeS作用下形成污染物机械堵塞。大规模损伤储层，造成不可逆损失。

1.2 地层解堵原理

化学污染物、碳酸盐类堵塞物及其金属杂质为解堵过程中需要首先考虑和祛除的。基于此，在保护井筒及其地面流程管线的前提下，首选以ClO2为主导的解堵剂，对碳酸盐、粘土矿物堵塞物进行清除，并结合杀菌剂和其他添加剂进行聚合物、细菌和FeS等复杂污染物的消除和抑制，在确保经济合理，施工安全，工艺可控的前提下进行现场施工[8]，其关键技术原理为：运用ClO2中正4价的强氧化性Cl-进行未饱和状态前提下的得电子和统一失电子。以至于充分发挥药剂反应特性，在电化学合规前提下确保腐蚀性最低，效果最佳。具体反应式为：

据相关研究可知，最佳反应过程中，相关电子的亲和力高达3.43eV，反应过程中电子得到较为容易，所以整体氧化能力能超过本同物质氧化氢的10～100倍。所以在用量上更少，效果更佳。比传统的氯酸盐综合效果高达10000倍。

利用ClO2在油田高压水井中进行解堵，主要是其具有在碱性条件下稳定，而只要与酸性物接触混合反应5～15min就能快速发挥活性，具有强氧化杀菌能力，在不同工况下，很好快速的分解堵塞物质和其他杂质的能力；更能氧化H2S气体能在一定承受下快速彻底的溶解FeS。所以进行改性后的ClO2氧化剂能在很大程度下氧化聚合物和细菌，分解金属离子，降低溶液粘度，创造较好的流变性环境，使其他堵塞杂质很好的排除，解除地层污染堵塞。而ClO2和FeS很好的反应能生成铁盐类溶剂，防止Fe3+离子沉淀或反应形成其他淤堵物，同时反应过程中不会产生剧烈的有害气体，其次最终的氧化氢产物在烃类中能较好溶解，不会形成氯化物，综合类比评定为最佳。

2 实验分析

在此基于ClO2氧化体系解堵剂性能，预设实验，进行聚合物、细菌和FeS作用的规律下的综合性能评定，确保真实使用前提下的效果可控[9]。

（1）聚合物分解降粘实验 预设恒温反应釜，粘度计和数据记录台架。进行两组共4个小样的配比封存。取井筒采出水，并模拟压裂液所用通用聚合物残留，测定粘度。配比：1.5%CMC 25mL+水25mL；1.5%CMC 25mL+ClO2水25mL；0.5%聚丙烯酸钾25mL+水25mL；0.5%聚丙烯酸钾25mL+ClO2水25mL溶液，分别置于反应釜中，搅拌均匀。封存保证无菌种干扰前提下24h。而后分别再次测定粘度核算μa/μb从而得出粘度下降率。

聚合物分解降粘实验科学可靠，得到数据真实可信，由表1可知，通过分组1对比a、b样在初始粘度64.76mPa·s的1.5%CMC溶液中进行25mL ClO2水溶液混配，其粘度骤降至3.87mPa·s。核算μa/μb仅为18，其粘度下降率为95%。通过分组2对比a、b样在初始粘度14.98mPa·s的0.5%聚丙烯酸钾溶液中进行25mL ClO2水溶液混配，其粘度骤降至3.01mPa·s。核算μa/μb仅为7，其粘度下降率为87%，可以看出，ClO2在不同主含介质用效果均优。

表1 粘度对比实验数据Tab.1 Viscosity contrast experimental data

综合证明在常温条件下ClO2可以大幅度降低聚合物溶液粘度，获得最佳溶液流动性，充分氧化分解聚合物凝胶，以至于后续液体携带物顺畅排出。

（2）微生物菌体杀生实验 油田采出水由于长时间放置及其附属过滤设施污染，会滋生细菌，并存在微生物活动繁殖现象。最常见且危害最大的为SRB硫酸盐还原菌和TGB腐生菌。现简要介绍各细菌危害性原理如下：

通过化学反应式可以看出，反应生成的FeS会沉淀聚集与水垢混合，且最终堵塞过滤设备并严重损害储层。该细菌有厌氧特性，能在任何场景进行作用，腐蚀井下管柱和地面工艺流程，需要首先消杀。

预设实验通用采用恒温式反应釜，确保整个实验过程在45℃条件下进行。先后配置好200、100、30、20mg·L-1Cl O2溶液多份，依次进行不同反应时间前提下的SRB硫酸盐还原菌杀生实验。

由表2可以看出，200mg·L-1ClO2溶液浓度前提下30 min反应能获得100%杀生率。但基于成本考量，20mg·L-1ClO2溶液浓度前提下15min反应也能获得99.9%杀生率。不过限于现场水质和其他因素影响，运用30mg·L-1ClO2溶液浓度前提下进行60min的反应接触能获得稳定而高效的杀生率。而真实成品药剂中也可以添加一系列稳定剂和确保水质达标进行配比反应的手段进行杀生效果稳定。

表2 SRB硫酸盐还原菌杀生效果Tab.2 Killing effect of SRB sulfate reducing bacteria

TGB腐生菌主要为微生物菌群类细菌，在多重环境下会产生粘液。而这种有害粘液会附着管线并堵塞精细过滤器和储层孔隙，还会为其他有害堵塞物提供交互影响环境。最为典型的是产生腐蚀浓差电池效应，而导致长效性大面积腐蚀。需要注意该种细菌会有滋生其他危险物载体而变化溶液系统性质，以至于携带杂质类污染物，并且诱发其他菌群生长，严重危害相关系统安全。

同样预设实验，采用恒温式反应釜，确保整个实验过程在45℃条件下进行。先后配置好100、30、20、10mg·L-1ClO2溶液多份，依次进行不同反应时间前提下的TGB细菌杀生实验。

由表3可以看出，最大100mg·L-1ClO2溶液浓度前提下的60min反应也能获得100%杀生率。而最低限度的5mg·L-1ClO2溶液浓度前提下的15min反应也能获得100%杀生率。但是基于现场水质和其他综合工况，需要进行具体情况优选，在成本可控前提下综合考虑菌群交互影响关系，并做最终浓度和反应时间区分规定。

表3 TGB细菌杀生效果Tab.3 TGB bactericidal effect

3 成果及应用

在实际应用上，ClO2溶液在化学方面能有效清除FeS沉淀，且无H2S气体生成。在此不做阐述。基于前章论证，先做现场应用展示。

现场选取某距离联合站较近注水井，在排采管线沿途水力损失，并部署一定数据探头后。配置相应药剂。选用强氧化解堵技术，采用多段塞分级处理施工工艺。综合考虑研究区低渗透酸敏特征，在一定储层埋藏深度下进行井下温度控制。选用低酸性ClO2溶液替代原有土酸解堵溶剂，并将实用浓度进行室内优化。最终确定20mg·L-1浓度前提下的药剂使用量得到运用效果见图1。

图1 现场某井解堵效果Fig.1 Plugging effect of a well in site

由图1可知，当反应使用时间达到120min后，溶解效率达到最高85%。而当反应时间继续延长后相应效果不再增加，基于井下不同工况其他因素，室内实验杀生率发生因为交互作用影响的偏差，但现场85%的适应性效率已经达标。能综合适应现场要求，所以可以扩大运用规模。

4 结语

（1）在实验研究的基础上，聚合物分解降粘实验表明，1.5%CMC 25mL+水25mL；1.5%CMC 25mL+ClO2水25mL；0.5%聚丙烯酸钾25mL+水25mL前提下，加入预设Cl O2溶液，粘度下降率分别可达95%和87%。微生物菌体杀生实验结果表明，SRB硫酸盐还原菌前提下，ClO2溶液浓度为20mg·L-1的前提下，反应15min能获得99.9%的最优杀生率。TGB细菌前提下，最低限度ClO2溶液浓度为5mg·L-1时，反应15min也能获得100%的最优杀生率。

（2）在实际应用上，选取20mg·L-1浓度前提下的药剂使用量在反应120min后得到最佳处理效果85%。判定其他工艺流程无误、误差真实可信，反应效果良好。而基于现场不同井况下的交互作用影响，需要精细核算药剂稳定性、现场环境工况、井下液体影响以及其他人为因素导致的误差。