新型环保洗井液评价及利用-辽宁化工2022年02期

摘      要：洗井液是油田常规洗井作业过程中需要用的洗井介质。针对华北油田某区块洗井作业中油井结垢、结蜡等严重问题，对研制的新型洗井液性能进行评价，并根据储层条件优选出化学洗井液体系，在其基础上优选洗井工艺参数并加入适量添加剂优选性能，形成一套完善的洗井工艺和洗井液配方。现场洗井作业效果反馈表明，根据实验筛选的洗井配方和工艺参数具有良好的洗井效果。

关  键  字：稠油井;评价试验;洗井效率;防膨性能

中图分类号：TE252.9     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）02-0277-04

因各地油井储层不一，产出原油所带出来的杂质不同，导致对油管清洗的目标物各异。为确保稠油井的正常生产，需对油井进行洗井作业，以除去沉积在井筒表面的有机质组分。各大油田在洗井过程中，一方面是没有针对性导致效果不好，另一方面是过量使用，虽效果明显，但是对储层也产生不可逆的伤害，特别是对低渗透储层。根据上述问题和洗井的目的，该作业区使用了新型环保洗井配方，并优化了体系，对提高产量、安全洗井及地面清洁有着重要意义。

1  仪器与药品

仪器：采用2PB00C系列平流泵，电子天平，HX-I单联自控恒温箱，NDJ-1黏度计，HH-6数显恒温水浴锅等。

药品：除油清洗剂（白色颗粒状固体，由表面活性剂和分散剂等组成，河北廊坊市金智有限公司生产，GQ-58746）、黏土稳定剂、助排剂。

2  洗井液性能评价

2.1  表面张力的测定

影响洗井效果的主要因素是洗井液的表面张力，洗井液中的表面活性剂使得其表面极性差减小，造成其自由表面能也随之减少，最终使得表面张力降低。加入表面活性剂的洗井液在注入地层时可以通过对原油的乳化作用[1]，使得井下的沉积物随洗井作业带出井筒。采用最大气泡法测量表面张力，分析表面张力与冲洗液质量分数之间的关系，以及温度对冲洗液表面张力的影响，筛选出冲洗液的合理质量分数。洗井液表面张力和质量分数的变化关系如图1所示。

从图1可知，不管在那种温度下的表面张力，其数值都随着洗井液质量分数的变化而变化，洗井液质量分数越高，表面张力越低。但当质量分数达到0.8%时，表面张力却维持不变[2]。这是由于洗井液中的表面活性剂吸附量达到饱和所导致[3]。从图1可以看出，在洗井液质量分数保持一致的情况下，它的表面张力随温度的增加而降低。原因是温度的升高，表面活性剂在洗井液中增大了吸附量[4]。

2.2  洗井液的防膨性

在洗井过程中，洗井液进入储层不可避免地会对其造成破环，例如水锁损害和水敏损害。为了应对这些地层和不引起水锁伤害，就需要洗井液具有很好的防膨性。

防膨性能试验方法参照SY/T5971—94所规定的注水用黏土稳定剂性能的评价方法[5]。这些黏土稳定剂分别属于季铵盐型阳离子聚合物和其他聚合物类，防膨试验所用到的岩屑取自目标区块储层段，步骤如下：

1）取研磨好的膨润土，放入电热恒温干燥箱150 ℃下恒温6 h，放置干燥器冷却至室温，放入广口瓶备用[6]。

2）称取0.50 g的膨润土，精确至0.01 g，加入黏土稳定剂的溶液10 mL，待样品均匀分布再放置室内2 h。

3）离心机转速调至1 500 r·min-1，观察15 min，读出膨胀土膨胀后的体积V1[7]。

4）用一样的方法取出10 mL的注入水和煤油（经无水氯化钙处理），测定膨润土在水中和煤油中的体积，分别为V2和V0。

5）按式（1）计算防膨率B，结果如表1所示。

B=（V_2-V_1）/（V_2-V_0 ）×100%。        （1）

式中：V2—为膨润土在水中的体积，cm3;

V0—为膨润土在煤油的体积，cm3。

以上试验结果表明，HCS黏土稳定剂具有好的防止黏土膨胀的性能。观察HCS黏土稳定剂与洗井液配方体系的配伍性能。具体试验方法：将不同质量分数洗井液放置烧杯，加入3%的HCS黏土膨胀剂，均匀搅拌后放置水浴锅调至50 ℃，静止观察  2 h，判断其配伍性。实验结果如表3所示，3%的黏土稳定剂加入洗井液中并在50 ℃静止2 h后，烧杯底部无沉淀或者浑浊现象，这表明HCS黏土稳定剂与除油清洗剂具有好的配伍性。

2.3  洗井液水锁伤害

洗井作业结束后，滞留在储层的残留洗井液会阻止原油进入油井，这一结果会导致油井的产量降低。对渗透和特低渗透的储层来说，在钻完井和洗井的过程中，水锁损害高达70%～90%，所以在油井作业过程中，洗井液注入储层，一方面要防止由于洗井液降低岩石渗透率而造成储层伤害，另一方面也要防止洗井液的水锁损害。

2.4  动态损害评价实验

洗井液动态损害实验采用岩心流动实验完成。

岩心取样：对实验所用的岩心的洗油、烘干、测定气体渗透率和测孔隙度都按照中国石油天然气总公司的行业标准进行[8]，参数见表4。

实验流程：将准备好的岩心抽空饱和地层水（矿化度为56 000 mg·L-1）[9]，然后装入流动试验装置中。以低于临界流速的注入速度将地层水注入岩心，待压力稳定后测定流量，记录压差，用达西公式计算地层水渗透率K1，该渗透率为岩样初始渗透   率[10-11]。改注洗井液，每注20倍孔隙体积，测      3次流量和压差，取平均值。

数据处理：岩心渗透率按达西公式计算[12]。

K=qμL/A∆P×1/10。          （2）

式中：K—岩心渗透率，m2;

q—体积流量，cm3·s-1;

μ—流体黏度，mPa·s;

L—岩心轴向长度，cm;

A—岩心横截面积，cm2;

△p—流体通过岩心的压差，MPa。

岩心伤害率按下式计算：

K_d=（K_1-K_i）/K_1 ×100%。         （3）

Kd=（1- ）×100式中：  Kd—岩心伤害率，%;

K1—注地层水渗透率，μ地2;

Ki—注不同PV洗井液后岩心的渗透率，μ不2。

表5是目标区块岩样洗井液动态损害评价实验结果。

由表5可以看出，注入的洗井液的量的增多，岩样的渗透率下降，说明洗井液对地层造成损害，其主要原因是水敏损害。

2.5  水锁损害评价实验

低渗透储层水锁损害定量方法步骤如下：

1）正向油驱水（建立束缚水饱和度，测定束缚水饱和度下油相有效渗透率）。①将饱和地层水的岩心正向放入岩心夹持器（标注正向符号），中间容器装入煤油，连接好平流泵、中间容器、入口压力表、岩心夹持器、手动计量泵、围压表，用量筒记录流出液体体积。②以一定的流量油驱水，持续驱替出10倍以上孔隙体积至岩样岀口端不出水[14]，记录驱替后水的体积。③等到岩样两端压力不变化数值后，记录此时的入口压力、围压和时间，并统计此时的出油体积，所得数据计算油相有效渗透率Ko1。

2）反向洗井液入侵地层（模拟洗井液入侵地层）。以一定的入侵速度v1注入1倍孔隙体积的洗井液进入岩样中驱油，并记录驱替压力的变化和驱出的油量。

3）正向原油返排洗井液（模拟洗井后地层油驱替洗井液，计算水锁损害）。①以一定的返排速度v2将原油通过岩样驱替洗井液，持续驱替出10倍以上孔隙体积的原油至岩样出口端不出水，记录驱替出的水的体积。②等进口和出口的两头压力不变后，记录此时的入口压力、围压和时间[15]。记录一共出油体积，计算油相有效渗透率Ko2[16]。

4）利用公式（4）计算水锁损害程度。

Is=（Ko1-Ko2）/Ko1×100%。        （4）

式中：Is—水锁损害率。

按照低渗透储层水锁损害的方法测定了4组不同质量分数的洗井液和SDS表面活性剂复配样本的水锁伤害率，结果如表5所示。

由表5可知，加入0.03%的SDS表面活性剂的洗井液效果好[17]。这是因为有效减少了洗井液在储层的滞留量，降低了水锁伤害[18]。而氢氧化钠、碳酸钠与洗井液复配，效果微小[19-20]。

2.6  洗井效果

按照以上提出的洗井液配方体系，针对不同类型油井区块，进行洗井作业，施工结果表明，洗井效果达到现场洗井作业的标准。

3  结 论

1）洗井液表面张力最低时的最优洗井液质量分数为0.8%。

2）洗井液中加入3%的HCS黏土稳定剂，既能满足良好的配伍性，又能一定程度上提高洗井液的防膨性能。

3）质量分数为0.03%的SDS表面活性剂的洗井液，有效减少水锁造成的伤害。

4）现场施工结果看，按照实验得到结论设计的洗井液配方体系达到油田洗井的目标和要求。

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evaluation and Utilization of New

Environment-friendly Well Washing Fluid

GUJC7kVew9XTx5fjmpIiZShjMR7Wy3v7JY5bGv9nc2D4U=O Lei， WANG You-fu

（Yangtze University， Wuhan Hubei 430100， China）

Abstract：  Well flushing fluid is a well flushing medium needed in the process of conventional well flushing operations in oil fields. In this article， aiming at serious problems such as scaling and waxing in oil wells during well flushing operations in a certain block of Huabei oilfield， the performance of developed well flushing fluid was evaluated， and the chemical well flushing fluid system was optimized according to the reservoir conditions. On the basis of this， the well flushing process parameters were optimized， and appropriate additives were added to optimize the performance， forming a complete set of well flushing technology and cleaning fluid. On-site well flushing operation effect proved that the well flushing formula and process parameters screened according to the experiment had good well flushing effect.

Key words： Heavy oil well; evaluation test; Well flushing efficiency; Anti-swelling performance