李強，成梅華，陳利霞，何海峰，尚朝輝，杜寶壇，李建兵

（1.中石化勝利油田采油工藝研究院，山東東營257000；2.中石化勝利油田孤東采油廠，山東東營257000）

新型解堵劑的研制及在注聚后續(xù)水驅(qū)井的應(yīng)用

李強1，成梅華1，陳利霞1，何海峰2，尚朝輝2，杜寶壇1，李建兵1

（1.中石化勝利油田采油工藝研究院，山東東營257000；2.中石化勝利油田孤東采油廠，山東東營257000）

聚合物堵塞是注聚井及后續(xù)水驅(qū)井油層傷害的重要因素之一。老化聚合物攜裹泥沙、腐蝕產(chǎn)物、油污等組成復(fù)雜的堵塞物體系。傳統(tǒng)使用善氧化氯、雙氧水等解聚劑在儲運、施工過程中危險性大，不適合油田生產(chǎn)。研制了系列氧化-還原體系解聚劑。室內(nèi)評價了解聚劑對聚合物母液、交聯(lián)聚合物、老化聚合物的解聚性能，結(jié)果表明，新型解聚劑對聚合物母液、交聯(lián)聚合物的解除率在10 h內(nèi)可達100%，對老化聚合物的解除率在24 h內(nèi)可達90%以上，明顯優(yōu)于現(xiàn)有的解聚體系?，F(xiàn)場應(yīng)用了15井次，取得了良好的施工效果。

解聚；水井增注；勝利油田

三次采油是油田重要的開發(fā)方式之一，以勝利油田孤東采油廠為例，先后對三百余口注水井開展了注聚工作，取得了良好的開發(fā)效果。但是注水井在注聚后續(xù)水驅(qū)過程中，普遍出現(xiàn)了注水壓力升高、注入困難的現(xiàn)象，難以達到配注量的情況，以現(xiàn)場洗井沖砂分析，堵塞物復(fù)雜，包括聚合物團聚物及儲層泥沙及各種垢樣，復(fù)雜的堵塞物及堵塞機理造成了解堵工藝難度大的特點。目前對此類欠注井的解堵主要以酸化、充填為主，由于針對性不強，工藝單一，效果不佳。

對于驅(qū)油用聚丙烯酰胺的降解，近年來的相關(guān)文獻報道主要以水處理領(lǐng)域為主［1-5］。關(guān)于儲層解堵技術(shù)，報道較少［6-7］，主要采用強氧化劑作為聚合物解除劑，但由于其具有較強的腐蝕性，同時在儲運及施工過程中會產(chǎn)生爆炸性氣體，對施工過程造成了較大的困難和安全隱患；另一方面，驅(qū)油用聚丙烯酰胺在儲層條件下形成了交聯(lián)強度大、分布廣的老化聚合物，傳統(tǒng)的強氧化劑類解聚劑對該類聚合物解除效率低、作用范圍小，難以有效解除聚合物在儲層的堵塞。本文采用氧化-還原體系作為解聚劑，通過特種鐵螯合物的催化作用，將強氧化劑分解產(chǎn)生的氧氣轉(zhuǎn)換為羥基自由基，大大提高了解聚體系對老化聚合物的解除速度及效率，室內(nèi)實驗表明新型解聚劑對聚合物母液、交聯(lián)聚合物的解除率在10 h內(nèi)可達100%，對老化聚合物的解除率在24 h內(nèi)可達90%以上，明顯優(yōu)于現(xiàn)有的解聚體系。同時由于氧化-還原體系解聚過程中沒有可燃性氣體產(chǎn)生，保證了施工的安全性?，F(xiàn)場應(yīng)用了10余井次，取得了良好的施工效果。

1　實驗部分

1.1主要藥劑與儀器

過硫酸鉀，分析純（天津科密歐）；雙氧水，30%（天津科密歐）；解聚劑（惰性過氧化物、自制催化劑按一定比例混合）；驅(qū)油用聚丙烯酰胺（勝利油田寶莫生物）；老化聚合物，現(xiàn)場洗井過程中取得。

主要儀器：電子天平；美國Brookfield DV-Ⅲ粘度計；數(shù)顯恒溫水浴箱。

1.2實驗方法

對于聚合物母液、交聯(lián)聚合物的降解能力的評價采用粘度法，具體實驗步驟如下：在常溫下配制2 500 mg/L的聚合物母液或相應(yīng)濃度的交聯(lián)聚合物，采用GJ-1型高速攪拌機持續(xù)攪拌1 h后放入恒溫水浴箱，水浴保持儲層溫度。將配制好的解聚劑體系與母液混合，保持水浴加熱，使用DV-Ⅲ粘度計測定并記錄初始粘度及不同反應(yīng)時間內(nèi)的粘度變化，通過粘度變化衡量聚合物的分解速度。

對于老化聚合物，采用浸泡的方式評價解聚劑的解聚效果，具體實驗步驟如下：配制100 mL解聚劑，放置于恒溫水浴中恒溫。將取得的井下老化聚合物稱量5 g，并投放于盛放解聚劑的燒杯中，密封，恒溫，在不同的反應(yīng)時間內(nèi)過濾、干燥稱重，通過質(zhì)量變化表征解聚劑的解聚效率及效果。

2　結(jié)果與討論

2.1氧化-還原型解聚劑對聚合物母液的降解能力評價

采用不同使用濃度的氧化-還原型解聚劑對聚合物母液的降解能力數(shù)據(jù)（見表1）。從表1中可以看出，隨著解聚劑濃度的增加，對聚合物母液的降解速度越來越快，在10 h內(nèi)，可將聚合物母液的粘度降至水的粘度。

表1　不同使用濃度下解聚劑對聚合物母液降解能力數(shù)據(jù)表

2.2氧化-還原型解聚劑對交聯(lián)聚合物的降解能力評價

采用不同使用濃度的氧化-還原型解聚劑對聚合物母液的降解能力數(shù)據(jù)（見表2）。從表2中可以看出，隨著解聚劑濃度的增加，對交聯(lián)聚合物降解速度越來越快，在10 h內(nèi)，可將交聯(lián)聚合物的粘度降至水的粘度。

表2　不同使用濃度下解聚劑對聚合物母液降解能力數(shù)據(jù)表

2.2.1氧化-還原型解聚劑對老化降解能力評價老化聚合物及其附著物是油水井堵塞的主要原因，老化聚合物的解除效率是儲層解聚體系是否有效的關(guān)鍵，分別對孤東、孤島、勝采等采油廠注聚轉(zhuǎn)水驅(qū)井開展堵塞物取樣分析。從樣品形態(tài)可分為凝膠狀老化聚合物、粘稠狀老化聚合物、塊狀老化聚合物等不同類型，具有強度大、穩(wěn)定性好、不溶于水、耐酸、耐熱、耐普通氧化劑等特點。對于儲層條件下老化聚合物的形成機理報道較少，對于老化聚合物的解除室內(nèi)實驗及評價也未見報道，本文以老化聚合物為研究對象，評價了常規(guī)氧化劑以及新型氧化-還原型解聚劑對老化聚合物的降解能力。

傳統(tǒng)氧化劑與氧化-還原型解聚劑對老化聚合物的解除實驗數(shù)據(jù)（見表3）。從表3中可以看出，傳統(tǒng)氧化劑對井下老化聚合物的解除率較低，過氧化物對老化聚合物在72 h內(nèi)的解聚率小于65%。新型解聚劑對于老化聚合物的解聚率可達90%以上，相對于傳統(tǒng)氧化劑表現(xiàn)出較大的優(yōu)勢。

2.2.2不同反應(yīng)溫度對解聚劑解聚速度的影響從圖2中可以看出，反應(yīng)溫度對解聚劑的反應(yīng)速度有一定的影響，溫度越高，反應(yīng)速度越大，勝利油田注聚區(qū)儲層溫度分布在40℃～70℃，在現(xiàn)場施工過程中可根據(jù)不同儲層的溫度條件，調(diào)整解聚劑在儲層的反應(yīng)時間。

圖1　勝利油田注聚井老化聚合物堵塞物

表3　傳統(tǒng)氧化劑與氧化-還原型解聚劑對老化聚合物的解除數(shù)據(jù)表

圖2　不同反應(yīng)溫度下解聚劑對老化聚合物的反應(yīng)速度比

2.2.3不同濃度解聚劑對反應(yīng)速度的影響從圖3中可以看到，隨著解聚劑濃度的增加，反應(yīng)速度呈現(xiàn)出增快的趨勢，但在解聚劑濃度大于1%后，反應(yīng)速度增加不明顯，這主要是由于過高濃度的解聚劑中包含了更高濃度的羥基自由基，使得羥基自由基直接發(fā)生了間滅反應(yīng)，對解聚過程中的斷鏈反應(yīng)沒有貢獻，在解聚反應(yīng)過程中應(yīng)控制解聚劑的濃度，過高濃度并不能提高解聚效率。

圖3　不同濃度下解聚劑對老化聚合物的反應(yīng)速度比

3　現(xiàn)場試驗

依據(jù)勝利油田注聚轉(zhuǎn)水驅(qū)高壓欠注井的堵塞因素分析及室內(nèi)解聚劑的研制和評價工作，在現(xiàn)場開展了10余口井的現(xiàn)場解聚增產(chǎn)、增注試驗。

以GO2-11-44井為例，該井54層吸水差，出砂，且多次洗井無效，措施前吸水能力為1.75 m3/h，不能滿足地質(zhì)配注，經(jīng)研究，該井具有較明顯聚合物堵塞因素，在普通作業(yè)無效的情況下，工藝所及采油院技術(shù)人員決定對該井開展溫和型解堵劑解聚試驗。

設(shè)計前置清洗劑段塞15 m3用以清除聚合物表面污油，為解聚劑反應(yīng)提供保障，后主體1%溫和型解聚劑100 m3用以實現(xiàn)對聚合物的解除，后置頂替液5 m3。施工設(shè)計使用盡可能大的排量注入，以保證對非均質(zhì)儲層達到均勻注入的目的。施工于午后1點正式開始，清洗劑放于配液池配制，同時為保證解聚劑濃度混合均勻，將解聚劑按照比例配制與水管車中。施工排量1 m3/min，施工壓力15 MPa，全施工過程順利，停井反應(yīng)48 h。施工后試注達到了5.95 m3/h，解堵效果顯著，施工后注入量達到了地質(zhì)配注，且一直有效，有效期超過一年。

4　結(jié)論

（1）所制備的氧化-還原解聚體系對聚合物有良好的解聚效果，特別是對儲層條件下形成的老化聚合物具有良好的解除效果，是一種適合于井下聚合物堵塞解堵使用的解聚體系。

（2）氧化-還原解聚體系對老化聚合物的解聚效率隨溫度的升高反應(yīng)速度增快；隨濃度的增高反應(yīng)速度呈先上升后平緩的規(guī)律。這是由于升高溫度增加反應(yīng)的速度，但過高濃度的解聚劑中包含了更高濃度的羥基自由基，使得羥基自由基直接發(fā)生了間滅反應(yīng)。

（3）在勝利油田孤東采油廠開展了12口井的現(xiàn)場試驗，現(xiàn)場有效率達100%。以GO2-11-44井為例，措施前吸水能力為1.75 m3/h，施工后試注達到了5.95 m3/h，解堵效果顯著，且一直有效，有效期超過一年。

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［6］張炳燭，趙海棟，康志娟，等.善氧化氯對聚丙烯酰胺降解作用的實驗研究［J］.無機鹽工業(yè)，2011，43（7）：59-61.

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The application of novel depolymerizing agent in polymer flooding injection well stimulation

LI Qiang1，CHENG Meihua1，CHEN Lixia1，HE Haifeng2，SHANG Chaohui2，DU Baotan1，LI Jianbing1
（1.Institute of Oil Production Technology Research，Shengli Oilfield Company，Dongying Shandong 257000，China；2.Oil Production Plant Gudong of Shengli Oilfield Company，Dongying Shandong 257000，China）

The blockage of polyacrylamide（PAM）polymer has been proved to be the most important cause for formation damage in polymer waterflooding well.The aged PAM has more intensity and agglomerate with sedimentary particle，oil，corrosion product to form complex blockage in formation.Stimulation system with chlorine dioxide or hydrogen peroxide solution has been proved danger in both transportation and treatment.A novel oxidation/reduction system has been design and can effectively disaggregate both PAM polymer solution，PAM agglomeration and metal cross-linking polymer in 10 h and 90%aged PAM in 24 h.The depolymerizing agent has been applied in 15 wells in Shengli oilfiled.

depolymerization；water well stimulation；Shengli oilfield

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.007

TE357.12

A

1673-5285（2015）02-0025-05

2014－11-28

李強，男（1978-），工程師，中科院福建物質(zhì)結(jié)構(gòu)研究所碩士畢業(yè)（2005），主要從事油層保護及油田化學(xué)藥劑研發(fā)工作，郵箱：liqiang935.slyt@sinopec.com。