新型解堵剂的研制及在注聚后续水驱井的应用

李强，成梅华，陈利霞，何海峰，尚朝辉，杜宝坛，李建兵

（1.中石化胜利油田采油工艺研究院，山东东营257000；2.中石化胜利油田孤东采油厂，山东东营257000）

新型解堵剂的研制及在注聚后续水驱井的应用

李强1，成梅华1，陈利霞1，何海峰2，尚朝辉2，杜宝坛1，李建兵1

（1.中石化胜利油田采油工艺研究院，山东东营257000；2.中石化胜利油田孤东采油厂，山东东营257000）

聚合物堵塞是注聚井及后续水驱井油层伤害的重要因素之一。老化聚合物携裹泥沙、腐蚀产物、油污等组成复杂的堵塞物体系。传统使用善氧化氯、双氧水等解聚剂在储运、施工过程中危险性大，不适合油田生产。研制了系列氧化-还原体系解聚剂。室内评价了解聚剂对聚合物母液、交联聚合物、老化聚合物的解聚性能，结果表明，新型解聚剂对聚合物母液、交联聚合物的解除率在10 h内可达100%，对老化聚合物的解除率在24 h内可达90%以上，明显优于现有的解聚体系。现场应用了15井次，取得了良好的施工效果。

解聚；水井增注；胜利油田

三次采油是油田重要的开发方式之一，以胜利油田孤东采油厂为例，先后对三百余口注水井开展了注聚工作，取得了良好的开发效果。但是注水井在注聚后续水驱过程中，普遍出现了注水压力升高、注入困难的现象，难以达到配注量的情况，以现场洗井冲砂分析，堵塞物复杂，包括聚合物团聚物及储层泥沙及各种垢样，复杂的堵塞物及堵塞机理造成了解堵工艺难度大的特点。目前对此类欠注井的解堵主要以酸化、充填为主，由于针对性不强，工艺单一，效果不佳。

对于驱油用聚丙烯酰胺的降解，近年来的相关文献报道主要以水处理领域为主［1-5］。关于储层解堵技术，报道较少［6-7］，主要采用强氧化剂作为聚合物解除剂，但由于其具有较强的腐蚀性，同时在储运及施工过程中会产生爆炸性气体，对施工过程造成了较大的困难和安全隐患；另一方面，驱油用聚丙烯酰胺在储层条件下形成了交联强度大、分布广的老化聚合物，传统的强氧化剂类解聚剂对该类聚合物解除效率低、作用范围小，难以有效解除聚合物在储层的堵塞。本文采用氧化-还原体系作为解聚剂，通过特种铁螯合物的催化作用，将强氧化剂分解产生的氧气转换为羟基自由基，大大提高了解聚体系对老化聚合物的解除速度及效率，室内实验表明新型解聚剂对聚合物母液、交联聚合物的解除率在10 h内可达100%，对老化聚合物的解除率在24 h内可达90%以上，明显优于现有的解聚体系。同时由于氧化-还原体系解聚过程中没有可燃性气体产生，保证了施工的安全性。现场应用了10余井次，取得了良好的施工效果。

1　实验部分

1.1主要药剂与仪器

过硫酸钾，分析纯（天津科密欧）；双氧水，30%（天津科密欧）；解聚剂（惰性过氧化物、自制催化剂按一定比例混合）；驱油用聚丙烯酰胺（胜利油田宝莫生物）；老化聚合物，现场洗井过程中取得。

主要仪器：电子天平；美国Brookfield DV-Ⅲ粘度计；数显恒温水浴箱。

1.2实验方法

对于聚合物母液、交联聚合物的降解能力的评价采用粘度法，具体实验步骤如下：在常温下配制2 500 mg/L的聚合物母液或相应浓度的交联聚合物，采用GJ-1型高速搅拌机持续搅拌1 h后放入恒温水浴箱，水浴保持储层温度。将配制好的解聚剂体系与母液混合，保持水浴加热，使用DV-Ⅲ粘度计测定并记录初始粘度及不同反应时间内的粘度变化，通过粘度变化衡量聚合物的分解速度。

对于老化聚合物，采用浸泡的方式评价解聚剂的解聚效果，具体实验步骤如下：配制100 mL解聚剂，放置于恒温水浴中恒温。将取得的井下老化聚合物称量5 g，并投放于盛放解聚剂的烧杯中，密封，恒温，在不同的反应时间内过滤、干燥称重，通过质量变化表征解聚剂的解聚效率及效果。

2　结果与讨论

2.1氧化-还原型解聚剂对聚合物母液的降解能力评价

采用不同使用浓度的氧化-还原型解聚剂对聚合物母液的降解能力数据（见表1）。从表1中可以看出，随着解聚剂浓度的增加，对聚合物母液的降解速度越来越快，在10 h内，可将聚合物母液的粘度降至水的粘度。

表1　不同使用浓度下解聚剂对聚合物母液降解能力数据表

2.2氧化-还原型解聚剂对交联聚合物的降解能力评价

采用不同使用浓度的氧化-还原型解聚剂对聚合物母液的降解能力数据（见表2）。从表2中可以看出，随着解聚剂浓度的增加，对交联聚合物降解速度越来越快，在10 h内，可将交联聚合物的粘度降至水的粘度。

表2　不同使用浓度下解聚剂对聚合物母液降解能力数据表

2.2.1氧化-还原型解聚剂对老化降解能力评价老化聚合物及其附着物是油水井堵塞的主要原因，老化聚合物的解除效率是储层解聚体系是否有效的关键，分别对孤东、孤岛、胜采等采油厂注聚转水驱井开展堵塞物取样分析。从样品形态可分为凝胶状老化聚合物、粘稠状老化聚合物、块状老化聚合物等不同类型，具有强度大、稳定性好、不溶于水、耐酸、耐热、耐普通氧化剂等特点。对于储层条件下老化聚合物的形成机理报道较少，对于老化聚合物的解除室内实验及评价也未见报道，本文以老化聚合物为研究对象，评价了常规氧化剂以及新型氧化-还原型解聚剂对老化聚合物的降解能力。

传统氧化剂与氧化-还原型解聚剂对老化聚合物的解除实验数据（见表3）。从表3中可以看出，传统氧化剂对井下老化聚合物的解除率较低，过氧化物对老化聚合物在72 h内的解聚率小于65%。新型解聚剂对于老化聚合物的解聚率可达90%以上，相对于传统氧化剂表现出较大的优势。

2.2.2不同反应温度对解聚剂解聚速度的影响从图2中可以看出，反应温度对解聚剂的反应速度有一定的影响，温度越高，反应速度越大，胜利油田注聚区储层温度分布在40℃～70℃，在现场施工过程中可根据不同储层的温度条件，调整解聚剂在储层的反应时间。

图1　胜利油田注聚井老化聚合物堵塞物

表3　传统氧化剂与氧化-还原型解聚剂对老化聚合物的解除数据表

图2　不同反应温度下解聚剂对老化聚合物的反应速度比

2.2.3不同浓度解聚剂对反应速度的影响从图3中可以看到，随着解聚剂浓度的增加，反应速度呈现出增快的趋势，但在解聚剂浓度大于1%后，反应速度增加不明显，这主要是由于过高浓度的解聚剂中包含了更高浓度的羟基自由基，使得羟基自由基直接发生了间灭反应，对解聚过程中的断链反应没有贡献，在解聚反应过程中应控制解聚剂的浓度，过高浓度并不能提高解聚效率。

图3　不同浓度下解聚剂对老化聚合物的反应速度比

3　现场试验

依据胜利油田注聚转水驱高压欠注井的堵塞因素分析及室内解聚剂的研制和评价工作，在现场开展了10余口井的现场解聚增产、增注试验。

以GO2-11-44井为例，该井54层吸水差，出砂，且多次洗井无效，措施前吸水能力为1.75 m3/h，不能满足地质配注，经研究，该井具有较明显聚合物堵塞因素，在普通作业无效的情况下，工艺所及采油院技术人员决定对该井开展温和型解堵剂解聚试验。

设计前置清洗剂段塞15 m3用以清除聚合物表面污油，为解聚剂反应提供保障，后主体1%温和型解聚剂100 m3用以实现对聚合物的解除，后置顶替液5 m3。施工设计使用尽可能大的排量注入，以保证对非均质储层达到均匀注入的目的。施工于午后1点正式开始，清洗剂放于配液池配制，同时为保证解聚剂浓度混合均匀，将解聚剂按照比例配制与水管车中。施工排量1 m3/min，施工压力15 MPa，全施工过程顺利，停井反应48 h。施工后试注达到了5.95 m3/h，解堵效果显著，施工后注入量达到了地质配注，且一直有效，有效期超过一年。

4　结论

（1）所制备的氧化-还原解聚体系对聚合物有良好的解聚效果，特别是对储层条件下形成的老化聚合物具有良好的解除效果，是一种适合于井下聚合物堵塞解堵使用的解聚体系。

（2）氧化-还原解聚体系对老化聚合物的解聚效率随温度的升高反应速度增快；随浓度的增高反应速度呈先上升后平缓的规律。这是由于升高温度增加反应的速度，但过高浓度的解聚剂中包含了更高浓度的羟基自由基，使得羟基自由基直接发生了间灭反应。

（3）在胜利油田孤东采油厂开展了12口井的现场试验，现场有效率达100%。以GO2-11-44井为例，措施前吸水能力为1.75 m3/h，施工后试注达到了5.95 m3/h，解堵效果显著，且一直有效，有效期超过一年。

［1］刘德新，赵修太，邱广敏，等.驱油用聚丙烯酰胺降解研究进展［J］.高分子材料科学与工程，2008，24（9）：27-31.

［2］王增宝，白英睿，赵修太，等.聚丙烯酰胺化学降解技术研究进展［J］.油气田环境保护，2012，22（4）：69-71.

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［5］柳荣伟.油田污水中聚丙烯酰胺降解机理研究［J］.石油化工应用，2010，29（4）：1-5.

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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

李强，男（1978-），工程师，中科院福建物质结构研究所硕士毕业（2005），主要从事油层保护及油田化学药剂研发工作，邮箱：liqiang935.slyt@sinopec.com。