解堵型注水井洗井液体系研发与评价

李晓亮，苏延辉，江安

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

渤海油田目前多采用清污混注的注水方式，注入水与地层水不配伍时易生成碳酸钙镁垢[1]。含油污水长期注入，会造成井筒及地层有机垢沉积[2]。注入水中硫酸盐还原菌等微生物的存在，形成腐蚀产物铁锈等物质[3]，造成注入压力高，达不到配注量，影响油田正常注水。

洗井是陆地油田注水井常规管理手段，是注水井保持地层吸水能力经济而有效的办法[4]。海上油田由于作业空间有限，无法利用洗井车等移动设备，同时需提高作业时效，降低作业成本。为了提高洗井效率，本文针对注水井堵塞物组分研发解堵型洗井液体系，并进行了体系性能评价。

1 解堵型洗井液体系研发

1.1 体系构建思路

注水井井筒结垢或堵塞物成分主要有碳酸（钙镁）盐型垢、腐蚀产物铁锈（Fe2O3和FeCO3等）以及油污和沥青质等形成的复合垢。

针对这类物质的化学反应特性，优选和配置适宜的处理剂，其中对于无机垢，酸性处理剂效果较好。同时考虑到成本、腐蚀性及溶蚀性能等因素，配制两种有机酸体系：WJCG-1为有机酸及螯合剂复配而成；WJCG-2为一元有机弱酸。对于油污及沥青质，配制两种活性有机清洗剂体系：YJQX-1由多种肪烃及芳烃为基液，复配渗透剂、润湿剂、分散剂而成；YJQX-2选用柴油为基液，复配OP-10、渗透剂及助溶剂，可与生产污水、地层水配制乳液体系使用。

1.2 无机垢处理剂优选

称取一定量（m1）粉末状无机垢（碳酸钙、碳酸镁、氧化铁），置于100 mL（V）不同质量分数的处理剂水溶液中，60 ℃水浴中静置1 h （t）后过滤，105 ℃烘箱干燥，称重剩余固体质量（m2），计算失重质量（Δm），计算溶蚀能力=Δm/(V·t)，单位为g·L-1·h-1，从而表征不同处理剂的无机垢溶蚀能力，结果见表1、表2。

表1 不同质量分数WJCG-1溶液对无机垢的溶蚀能力

表2 不同质量分数WJCG-2溶液对无机垢的溶蚀能力

随WJCG-1质量分数增加，溶蚀能力逐渐增强，对碳酸钙和碳酸镁的溶蚀能力优于氧化铁，当质量分数大于4.0%时，溶解能力均趋于平缓。推荐使用WJCG-1的质量分数为1.0%～4.0%。

WJCG-2对于碳酸盐垢具有良好的溶蚀性能，但与铁锈的反应速率较慢，溶蚀能力较弱。考虑到腐蚀性及成本费用，推荐2.0%～6.0%为使用质量分数。

1.3 有机垢处理剂优选

称取一定量（m1）有机垢（30#沥青、58#石蜡），置于100 mL不同质量分数YJQX-1、YJQX-2溶液中，60 ℃恒温水浴1h（t），观察溶解情况，称取剩余有机垢质量（m2），计算失重质量（Δm），溶蚀能力=Δm/(V·t)，单位为g·L-1·h-1，实验结果见表3。

表3 有机垢处理剂溶蚀能力

YJQX-1体系，随质量分数增加，对沥青的溶解分散作用增强，推荐使用质量分数1%～2%；YJQX-2体系，由于溶蚀组分易在加热时漂浮于上层，影响溶解分散有机垢的能力，不推荐使用。

1.4 缓蚀剂优选

为防止对井筒及井下设备的腐蚀，须优选适宜的缓蚀剂。

1.4.1 配伍性研究

选择常用5种酸化缓蚀剂，按1.0%质量分数加入洗井液中，60 ℃水浴下放置4 h，实验结果见表4。

优选出配伍性良好的HSJ-01作为洗井液体系缓蚀剂。

1.4.2 防腐性能试验

参考石油天然气行业标准《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》[5]，在实验温度60 ℃、实验压力为常压下，对N80标准腐蚀钢片进行防腐性能试验，结果见表5。

表5 缓蚀剂HSJ-01腐蚀保护性能实验

1#体系腐蚀性较强，HSJ-01加量4.0%时，仍高于行业标准中酸化缓蚀剂一级品5 g·m-2·h-1的要求。2#体系 HSJ-01加量 2.0%时，腐蚀速率降到0.31 g·m-2·h-1，远低于行业标准要求。

综上，确定解堵型洗井液配方为：4.0%WJCG-2+2.0%YJQX-1 +2.0%HSJ-01。

2 解堵型洗井液性能评价

2.1 洗井液与地层水配伍性

将洗井液原液分别用渤海油田两种典型生产水配制质量分数为2.0%的溶液，70 ℃恒温水浴静置2 h，体系状态均无变化（图1），过滤无沉淀，表明洗井液与生产水配伍性好。

图1 洗井液与地层水配伍性实验

2.2 洗井液与水处理流程配伍性

参考石油天然气行业标准《原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）》[6]，选取渤海某典型油田现场水处理流程数据，将油水混合样两管各100 mL置于70 ℃水浴，分别加破乳剂（100 mg·L-1）、清水剂（43 mg·L-1）和絮凝剂（21mg·L-1），1号作为空白样，2号加入洗井液体系，用力振荡10下后静置。实验结果表明，加入洗井液体系后，脱水量、脱水速率及油水界面几乎无变化，不会影响流程稳定性。

2.3 岩心渗透率恢复率实验

采用洗井液体系作为污染液，实验方法参考《钻井液完井液损害油层室内评价方法》（SY/T 6540—2002）[7]，人造岩心烘干后用地层水饱和，70 ℃条件下，煤油正向驱替，驱替速率为1.5 mL·min-1，测定基础油相渗透率；然后用洗井液对岩心反向驱替污染10 PV，保持温度，静置0.5 h；将污染后岩心再用煤油正向驱替，测定污染后油相渗透率；计算污染前后油相渗透率比值，即为渗透率恢复率。评价实验结果见表6。

表6 洗井液岩心渗透率恢复率实验结果

实验结果表明，解堵型洗井液体系岩心渗透率恢复值均大于90%，体系对储层伤害较低，储层保护性能较好。

3 结 论

通过对无机垢处理剂、有机垢处理剂及缓蚀剂的优选，确定解堵型洗井液体系配方为：4.0%WJCG-2+2.0% YJQX-1 +2.0% HSJ-01。

该体系对无机垢和有机垢均具有良好的溶蚀能力，且腐蚀速率远低于行业标准要求。体系与地层水配伍性良好，且不会对油田地面水处理流程造成不良影响。岩心渗透率恢复值大于90%，体系储层保护性能较好。推荐用于海上油田注水井洗井作业，可有效提高洗井效率。