石油与天然气化工  2016, Vol. 45 Issue (4): 68-72
一种新型低固相油溶性暂堵型修井液的研制
谢英 1, 熊启勇 2, 孟祥娟 1, 乔欣 3, 彭建云 1, 周理志 1     
1. 中国石油塔里木油田油气工程研究院;
2. 中国石油新疆油田油气工程研究院;
3. 西南石油大学材料科学与工程学院
收稿日期：2015-11-19
基金项目：国家科学自然基金“特高温高盐油藏驱油用TTSS系列表面活性剂的开发”(51071433)
作者简介：谢英(1981-), 女, 工程师, 2007年7月毕业于中国石油大学(北京)油气井工程专业, 现从事提高采收率和注水相关工作。E-mail:xy-tlm@petrochina.com.cn.
摘要：针对柯克亚高温高盐凝析气藏储层敏感性强、修井液与储层不配伍导致地层严重伤害以及修井液漏失严重等生产实际问题, 制备了一种具有抗温抗盐好、对地层伤害低、暂堵屏蔽能力强和防漏失能力高的低固相油溶性暂堵型修井液。实验对不同单剂进行了优选, 并根据优选结果设计出最佳配方:净化地层水+1%(w)XF黏土稳定剂+0.01%(w)TF-280助排剂+0.7%(w) EDTA二钠铁离子络合剂+1.0%(w) KY-6S增黏降滤失剂+4%(w)油溶性暂堵剂(C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5:1.0)+0.030%(w) AES分散剂。对该修井液体系的表观黏度、静态悬浮时间、高温高压失水量(93 ℃, 3.45 MPa)、24 h耐温黏度保留率、暂堵率和岩心渗透率损害率进行了评价, 各项指标优于SY/T 5834-2014《低固相压井液性能指标及评价方法》, 表明该修井液性能良好, 能应用于高温高矿化度油藏修井作业。
关键词：高温    高矿化度    低固相    油溶性暂堵型修井液    暂堵率    岩心渗透率损害率    
Preparation of a new oil-soluble plugging workover liquid with low solid phase
Xie Ying1 , Xiong Qiyong2 , Meng Xiangjuan1 , Qiao Xin3 , Peng Jianyun1 , Zhou Lizhi1     
1. Tarim Oilfield Oil and Gas Engineering Research Institute, Korla 841000, China;
2. Xinjiang Oilfield Oil and Gas Engineering Research Institute, Karamay 834000, China;
3. Institute of Material Science and Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
Abstract: A new oil-soluble plugging workover liquid with low solid phase was prepared for application in high temperature and high salinity reservoir.Different single agents were selected in experiment, and according to the result the best formula was optimized:purified formation water +1 wt%XF clay stabilizer +0.01 wt% TF-280 Drainage agent +0.7 wt% disodium EDTA ferric ion stabilizer +1.0 wt% KY-6S filtration reducer +4 wt% oil soluble plugging agent(quality ratio of C9 petroleum resin and C5 petroleum resin is 1.5:1.0) +0.030 wt% AES dispersant.The optimized workover fluid properties such as apparent viscosity, static suspension time, high temperature and high pressure water loss(93 ℃, 3.45 MPa), retention rate of 24 h temperature resistance viscosity, temporary plugging rate and core permeability damage rate were evaluated.The results showed that the optimized workover fluid properties are better than the industry standard SY/T 5834-2014, and the workover fluid can be well used for workover in high temperature and high salinity reservoir.
Key Words: high temperature    high salinity    low solid phase    oil-soluble plugging workover liquid    temporary plugging rate    damage rate of core permeability    

目前, 柯克亚凝析气藏修井存在的主要问题是凝析气藏地层压力低, 部分接近或低于废弃地层压力, 修井作业时入井液漏失严重, 加之属于强水敏性地层, 储层伤害严重[1-4]。

储层修井液应具备对地层伤害小, 具有一定屏蔽暂堵能力和稳定低毒等性能。由于凝析气藏储层敏感性及现有修井液与储层不配伍等问题, 岩心流动实验表明, 现有的固化水压井修井液、聚合物修井液、采出水修井液和早期无固相压井液体系等对储层的伤害率达到50%以上, 不能满足凝析气藏后期生产的需要[5-7]。因此, 从地层敏感性及与储层配伍性出发, 有必要研究出一种既可以用于高矿化度凝析气藏, 具有较强的耐温能力, 本身也属于低固相的修井液, 以减少对地层的伤害。

针对柯克亚凝析气田存在的上述问题和修井液应具有的特征, 研制了一种新型低固相油溶性暂堵型修井液, 其主要成分有:油溶性暂堵剂、黏土稳定剂、铁离子络合剂、增黏降滤失剂及助排剂。

1 实验部分
1.1 实验药品与仪器

C9石油树脂, 软化点115 ℃; C5石油树脂, 软化点90 ℃; KCl、NH4Cl、XF防膨剂; 柠檬酸、EDTA; 羧甲基纤维素钠、KY-6S、KY-5SH; 磺酸盐双子表面活性剂HB、生物表面活性剂LN-1、氟碳表面活性剂TF280、有机硅表面活性剂TS; 十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠。

TA Q20型差示扫描量热仪; NXS-11A旋转黏度计, 成都仪器厂; JK99B型全自动表面张力仪, 上海中晨数字技术设备有限公司; DOZ-Ⅱ型多功能岩心驱替装置, 海安县石油科研仪器有限公司。

1.2 实验步骤
1.2.1 软化点的测定

利用差示扫描量热法测量树脂软化点, 方法如下:取研碎成粉末的树脂样品约7 mg置于铝坩埚中, 以氧化铝为参比物质, 以N2为载气, 流量为50 mL/min, 升温速率为5 ℃/min, 测试温度为25~150 ℃, 采集DSC曲线, 分析曲线中的峰温, 即软化点的值。

1.2.2 油溶率的测定

测试温度为柯克亚凝析气藏温度93 ℃, 将树脂颗粒破碎成74 mm的粉体, 称取4 g溶于100 mL凝析油中, 搅拌4 h后过滤, 称量未溶树脂质量, 计算油溶率, 如式(1)所示:

$ \eta = \frac{{{m_0}-{m_1}}}{{{m_0}}} \times 100\% $ (1)

式中:η为油溶率, %; m0为初始树脂质量, g; m1为溶解后树脂未溶质量, g。

1.2.3 防膨率、铁离子络合能力、黏度、表面张力、降滤失性的测定

根据SY/T 5971-2016 《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》测定防膨率, 根据SY/T 6571-2012《酸化用铁离子稳定剂性能评价方法》测定铁离子稳定剂的稳铁能力, 参照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》, 测定剪切速度为170 s-1, 温度为93 ℃时, 加入不同添加量的不同增黏降滤失剂的溶液黏度。参照SY/T 5370-1999《表面及界面张力测定方法》测定不同助排剂的表面张力, 参照SY/T 5834-2014《低固相压井液性能指标及评价方法》, 利用GGS71-A型高温高压失水仪测试增黏降滤失剂在温度为93 ℃、压力为3.45 MPa时的失水量。

1.2.4 封堵率和解堵率的测定

在93 ℃时, 利用DOZ-Ⅱ型多功能岩心驱替装置进行岩心驱替实验, 通过式(2)和式(3)计算暂堵率及解堵率。

$ 暂堵率 = \frac{{{K_{\rm{w}}} -{K_{{\rm{w1}}}}}}{{{K_{\rm{w}}}}} \times 100\% $ (2)
$ 解堵率：{R_{\rm{S}}} = \frac{{{K_{01}}}}{{{K_0}}} \times 100\% $ (3)

式中:Kw1为暂堵后岩心的正向水相渗透率, 10-3μm2; Kw为暂堵前岩心的正向水渗透率, 10-3μm2; Ko1为暂堵后岩心的反向凝析油渗透率, 10-3μm2; Ko为暂堵前岩心的反向原始凝析油渗透率, 10-3μm2。

2 结果与讨论
2.1 油溶性暂堵剂

油溶性暂堵剂既可溶于原油之中, 又可起到堵漏的作用[8]。模拟地层温度为93 ℃的凝析气藏, 不同质量比的C9石油树脂与C5石油树脂的软化点、油溶率见表 1。

表 1    油溶性树脂软化点及油溶率 Table 1    Softening point and oil soluble rate of oil soluble resins

由表 1可知, 上述3种不同质量比的油溶性暂堵剂的软化点均与地层最高温度93 ℃相差不大。故还需通过动态流动实验评价其暂堵率及解堵率, 进一步确定油溶性树脂两组分质量配比。取3种不同组分配比的样品, 选用粒径为44~74 mm, 质量分数为5%, 暂堵率和解堵率见表 2。

表 2    油溶性暂堵剂性能评价结果(93 ℃) Table 2    Performance evaluation results of oil soluble temporary plugging agent(93 ℃)

由以上分析可知, 通过软化点不同的两种树脂进行不同比例的复配, 其复配后的暂堵率及解堵率均超过90%。C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5:1.0的配方其暂堵性能和解堵率最高, 故实验采用油溶性树脂质量比为1.5:1.0的配方作为暂堵剂的配方。暂堵剂的架桥粒子粒径一般为储层平均孔隙直径的1/2~2/3[9, 11], 应采取粒径分级措施, 以保证最佳暂堵屏蔽效果。

油溶性暂堵剂选用C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5:1.0, 在质量分数分别为3.0%、3.5%、4.0%、4.5%和5.0 %下的暂堵率和解堵率如图 1所示。

图 1     油溶性暂堵剂浓度对暂堵率和解堵率的影响 Figure 1     Effect of oil soluble temporary plugging agent concentration on temporary plugging rate and solving plugging rate

当油溶性暂堵剂低于4.0%(w)时, 随着油溶性暂堵剂浓度的增加, 暂堵率增加, 解堵率略有降低。当油溶性暂堵剂约为4.0%(w)时, 暂堵率达到97.8%, 解堵率达到97.2%, 暂堵率和解堵率均非常高; 当油溶性暂堵剂大于4.0%(w)时, 解堵率开始明显降低, 暂堵率增加不多。从降低成本和该储层严重漏失两方面考虑, 结合上述分析, 较适合的油溶性暂堵剂质量分数为4.0%。

2.2 黏土稳定剂

将黏土稳定剂KCl、NH4Cl和XF防膨剂配制成不同浓度的溶液, 分别测定2 h和24 h后的防膨率, 结果见表 3。

表 3    黏土稳定剂KCl、NH4Cl和XF的防膨率 Table 3    Swelling ratio of clay stabilizer KCl, NH4Cl and XF

由表 3可知, KCl和NH4Cl防膨率均较低, 未达到油田公司防膨率大于90%的指标。而XF防膨剂是有机无机复合防膨剂, 具有长效作用, 防膨效果更好, 1.0%(w)XF防膨剂效果可达93%以上。因此, 黏土稳定剂选用1.0%(w)XF防膨剂。

2.3 铁离子络合剂

在加入1.0%(w)XF作为黏土稳定剂条件下, 考察了两种铁离子络合剂(0.7%(w)柠檬酸和0.7%(w)的EDTA)铁离子稳定能力(见表 4)。

表 4    柠檬酸和EDTA稳定铁离子(Fe3+)能力比较 Table 4    Comparison of iron(Fe3+) stable capacity using citric acid and EDTA

由表 4可知, 在常温下稳铁能力:柠檬酸＞EDTA; 93 ℃老化后稳铁能力:柠檬酸＜EDTA。根据地层温度93 ℃, 选用0.7 %(w)EDTA作为铁离子络合剂。

2.4 增黏降滤失剂

在加入1.0%(w)XF防膨剂和0.7%(w)EDTA铁离子络合剂条件下, 采用旋转法测黏度, 对羧甲基纤维素钠、KY-6S及KY-5SH 3种常用增黏降滤失剂进行了筛选, 结果见表 5。

表 5    不同增黏降滤失剂在不同浓度条件下的黏度 Table 5    Viscosity of different tackifying and filtration reducing agent under different concentration conditions

由表 5可知, 随着各种增黏降滤失剂用量的增加, 其黏度增加。羧甲基纤维素类增黏剂常温下有一定的增黏效果, 但抗温抗盐性较差, 在柯克亚凝析气藏温度93 ℃, 矿化度5×105 mg/L时, 长期热稳定性差, 使得黏度和性能明显下降, 无法满足要求。如果黏度增大, 则摩擦阻力增大, 注入性差。KY-6S与KY-5SH相比, KY-6S的表观黏度较大, 体现出KY-6S的抗温抗盐性好。综上所述, 选择具有增黏效果好、耐温性好、抗剪切性能优良的阴离子抗盐聚合物KY-6S作为增黏降滤失剂, 其质量分数为1.0%。

采用质量分数为1.0%的KY-6S增黏降滤失剂, 在地层温度为93 ℃、压力为3.45 MPa时, 高温高压失水量为37 mL, 在标准值(不超过40 mL)要求范围内; 此外, 滤饼厚度为1.06 mm, 且油溶性暂堵剂颗粒在地层温度下软化, 在嵌入孔隙喉道及形成滤饼的过程中, 经压力作用出现堆积成饼。因此, 堵漏降滤失效果良好。

2.5 助排剂

在加入1.0%(w)XF防膨剂、0.7%(w) EDTA二钠铁离子络合剂和1.0%(w)KY-6S增黏降滤失剂条件下, 使用磺酸盐双子表面活性剂HB、生物表面活性剂LN-1、氟碳表面活性剂TF280和有机硅表面活性剂TS作为助排剂筛选剂, 表面活性剂降低表面张力的能力如图 2所示。

图 2     表面活性剂降低表面张力的能力比较 Figure 2     Comparison of reducing the surface tension of surfactants

由图 2可知, 随着浓度增加, 各表面活性剂降低溶液表面张力的能力提高, 尤其以氟碳表面活性剂TF280为甚, 其降低溶液表面张力的最低值可达到约20 mN/m。即使其质量分数为0.01%时, 水溶液表面张力仍能低至24.5 mN/m。TF280可满足助排剂的要求, 建议使用量为0.04%(w)。

2.6 分散剂

在加入1.0%(w)XF防膨剂、0.7%(w)EDTA二钠铁离子络合剂、1.0%(w)KY-6S增黏降滤失剂和0.040%(w)TF280的溶液体系中, 分别加入不同浓度的AES(AES为非离子阴离子表面活性剂, 抗盐性好, 耐温性好), 再加入74 mm的4.0%(w)油溶性暂堵剂, 观察6组分散剂对油溶性暂堵剂的分散能力(见表 6)。从表 6可知, 当AES质量分数较低时, 出现结块或起团现象, 分散性不好; 当AES质量分数大于等于0.030%时, 分散均匀, 分散性好。因此, 建议采用AES质量分数为0.030%。

表 6    AES浓度变化对油溶性暂堵剂分散性的影响 Table 6    Effect of AES concentration on the dispersion of oil soluble temporary plugging agent

根据以上的优化结果, 得出低固相油溶性暂堵型修井液的最佳配方为:净化地层水+1.0%(w)XF黏土稳定剂+0.01%(w)TF280助排剂+0.7%(w)EDTA二钠铁离子络合剂+1.0%(w) KY-6S增黏降滤失剂+4.0%(w)油溶性暂堵剂(C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5:1.0)+0.030%(w)AES分散剂。

3 修井液体系性能评价

参照SY/T 5834-2014中的相关方法对修井液体系进行性能评价, 其结果见表 7。由表 7可知, 该修井液各项性能指标符合SY/T 5834-2014的要求, 表现出优良的性能, 能满足该凝析气藏修井的应用。

表 7    新型修井液体系性能指标与标准性能指标对比 Table 7    Comparison of performance index between new type of well repairing liquid system and standard

4 结论

(1) 通过对单剂的优选, 确定最佳低固相油溶性暂堵型修井液配方:净化地层水+1%(w)XF黏土稳定剂+0.01%(w) TF280助排剂+0.7%(w) EDTA二钠铁离子络合剂+1.0%(w) KY-6S增黏降滤失剂+4.0%(w)油溶性暂堵剂(C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5:1.0)+0.030%(w) AES分散剂。

(2) 该低固相油溶性暂堵型修井液在柯克亚凝析气藏条件下的表观黏度为25.5 mPa·s, 静态悬浮30 h未分层, 初/终静切力均为2 Pa, 高温高压失水量为32 mL/30 min, 24 h耐温黏度保留率为91.6%, 暂堵率为92.88%, 岩心渗透率损害率为10.38%, 满足SY/T5834-2014的要求。

(3) 对于现场施工, 建议选用软化点为94~100 ℃的油溶性暂堵剂, 暂堵剂的架桥粒子粒径一般为储层平均孔隙直径的1/2~2/3, 应采取粒径分级措施, 以保证最佳暂堵屏蔽效果。

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