文南油田文72块S3中油藏清防盐工艺技术

1.原始压力高,初期有一定的产能,油层物性差,产量下降快 文72块S₃中原始地层压力60~65MPa,投产初期大压差生产,产量较高但递减很快｡投产10d内产量下降幅度是初期产能的50%,井口压力也有较大幅度下降,维持自喷生产的时间不到2个月｡

2.原始气油比高,溶解气驱开采,停喷后压力低 油井投产初期地层即在脱气状态下生产,井底流压比饱和压力低10~20MPa,多数油井在近井地带处于饱和压力以下生产,使井筒附近进入溶解气驱开采｡由于生产气油比高,井筒内流体密度小,停喷后井底压力低,液面深度超过1500m｡

3.地层水矿化度高,原油含盐高,造成盐堵 文72块S₃中地层水矿化度高达(30~35)×10⁴mg/L,属饱和盐水,Cl-含量(19~21)×10⁴mg/L;原油含盐量500~3000mg/L,最高达11643mg/L｡由于地层水矿化度高,原油中含盐易造成盐堵,给开发造成一定困难｡

二､盐垢的化学组成

文72块S₃中属盐间油藏(即盖层和下伏状地层均为盐层),致使储层孔隙中存在大量NaCl晶体微粒｡经电镜扫描岩心,可清楚地看到在岩石的表面和孔缝中有盐存在,结晶盐微粒粒径一般为2~3μm,因此,该储层孔喉直径5μm的孔隙中,盐微粒完全可以随流体穿过孔道进入井筒｡已有的计算资料表明,储层中流体的流动速度是结晶盐流沉降速度的数百倍,结晶盐是通过流体流动携带到井筒的｡这些流体由地层进入井筒后,压力骤然下降,温度降低,就在炮眼及近井地带､井筒等部位大量结晶｡对72-415井的盐垢成分分析表明,其化学组成以Cl^-､Na⁺为主,含有少量的Ca²⁺､Mg²⁺､HCO^-₃､SO^2-₄等离子｡

三､防盐剂的室内试验及配方

1.防盐剂作用机理 在盐水溶液中加入一定浓度的防盐剂,防盐剂在溶液中离解出对Na⁺､Cl^-有选择性吸附作用的正负电荷基团,防盐剂正电荷基团吸附在Cl^-上,负电荷基团吸附在Na⁺上,当一定量的防盐抑制剂分子基团吸附在NaCl晶核或Na⁺､Cl^-周围,并按一定次序排列时,将改变NaCl晶核表面的电荷分布,破坏NaCl晶核的产生,抑制NaCl从溶液中结晶析出｡因而,防盐剂的作用表现在2个方面:一是增大盐的溶解度,使之不易析出结晶;二是改变盐的结晶类型,由致密的立方晶体变为疏松､细碎的絮状结构,使之容易溶解､清除,被液流带走,从而避免油井结盐或盐卡｡

FAP和KFN均为有机防盐剂,它们有3个酰胺基团,由酰胺基团中各原子电荷极性的差别,使其产生极性电荷分布｡在溶液中,基团的—O—和—NHR+分别与Na⁺和Cl^-相互吸引,改变NaCl晶核表面的电荷分布,破坏NaCl晶体的继续生长;即使NaCl晶体能生长,也会因结晶畸形而变得松散,易于溶解､清除｡FAP和KFN都是水溶性物质,亲油性差｡为增加其在原油中的分散性,在药剂中,加入2种表面活性剂,并添加防垢剂等辅助剂,可防止Ca²⁺､Mg²⁺离子结垢｡

2.药剂优选 为了评价各种防盐剂的性能,应用FAP和KFN两种防盐剂在108℃饱和盐水中进行防盐能力试验,然后冷却到室温,用硝酸银标准溶液滴定上层清液,计算相对增加的溶解度,并观察结晶情况(见表1)｡

试验表明,微量的防盐剂就能增加盐的溶解度,药液浓度越大防盐效果越好,当浓度超过50mg/L时,随药液浓度增大,盐溶解的幅度减缓｡在浓度为50mg/L时,FAP和KFN分别能相对增加盐溶解度7.6%和4.8%,同时2种防盐剂都使NaCl晶型明显改变,但KFN比FAP对NaCl晶型的改变更为显著｡为发挥2种防盐剂的协同作用,将2种防盐剂复配成总浓度为50mg/L的防盐剂,其效果见表2｡

为防止油井结垢,在防盐剂中添加一定数量的防垢剂,同时,为提高防盐剂在原油中的分散性,添加了活性剂,通过一系列试验优化出配方:70%FAP2+25%KFN+3%防垢剂+2%活性剂｡

对所要加药油井的油水样进行含盐分析,水样含盐(17~28)×10⁴mg/L,油样含盐500~3000mg/L｡使用复配出的防盐剂浓度在40~60mg/L时可起到显著防盐效果｡

四､现场应用及效果分析

1.现场应用 选取了含水油井文72-457井及不含水油井文72-469井,采用加药车从套管加药,每天掺水加药1.5m³,药液浓度50mg/L,施工效果见表3｡在2口井加药防盐试验基础上,对文72块S₃中实施了整体加药防盐工艺,利用46号站现有掺水流程,稍加改造成加药防盐流程｡采用每天间歇加药方式｡

在加药时首先把防盐剂配成一定浓度的药液,根据每口井的日产液量确定该井加药量｡防盐药液从46号加药站输往各采油站的加药阀组,经过油井套管闸门进入油套环形空间｡

2.效果分析 1999年以来,现场施工18井次,可对比10井次,有效率100%,累计增油5281t,平均日增液35.2t,日增油15.4t,平均泵效增加10.5%,油井动液面上升,抽油机悬点载荷降低,上下行电流下降｡

五､结论

1.应用加药清防盐工艺,解决了文72块S3中油井生产中结盐､结垢问题,措施后未出现过盐卡､盐堵及由此引起的抽油杆断脱现象,抽油机上下行电流减小,该块油井平均泵效提高10.5个百分点,作业周期延长｡作业起出的管､杆无盐无垢,并且由于防盐剂的吸附作用,在管､杆本体上形成一层淡蓝色的保护膜｡

2.克服了原掺水洗盐时造成的压井污染,保证了油井的正常生产时间,日产液量和油量增加,液面上升,原油日产水平提高10~20t｡由1998年平均56.4t/d上升到1999年的69.7t/d,2000年平均日产74.3t｡

3.实施加药防盐工艺不需大量掺水､热洗,大大减小了生产管理难度和工作量,部分油井加药后换光杆次数减少｡文72-457加药前每月更换3~4根光杆,加药后一直未换,经济效益较好｡

4.实施化学防盐工艺简单,施工方便,成本低,见效快｡

参考文献

1 王鸿勋.采油工艺原理.北京:石油工业出版社,1989-07

2赵福麟.采油化学.山东东营:石油大学出版社,1989-05

3赵福麟.采油用剂.山东东营:石油大学出版社,1997-06