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毕业设计_暂堵酸化工艺 高等职业教育毕业设计论文题 目 暂堵酸化工艺技术研究 学 生 张 旭 东 指导教师 张 益 评 阅 人_专 业 油气开采技术 完成日期 2012年4月14日 高职毕业设计论文任务书学生姓名张旭东专业班级采油09301学号200930060134题 目暂堵酸化工艺技术研究设计论文内容及基本要求研究内容 国内外暂堵酸化技术暂堵酸化机理分析暂堵酸化技术研究及效果评价技术国内暂堵酸化技术国外暂堵酸化技术技术研究及效果评价技术技术研究及效果评价1 绪 论111 目的和意义112 国内外现状12暂堵酸化机理分析321 暂堵酸化的原理322 暂堵酸化技术423 暂堵剂注入工艺4com 暂堵剂注入量确定5com 堵剂注入参数确定5com 选择性注入技术依据6com 注入压力确定7com 堵液注入速度确定方法824 堵剂封堵半径和用量确定方法9com 堵剂封堵半径计算9com 堵剂用量确定925 影响注入酸速度的因素研究及注酸速度确定1026 现场应用11com 施工步骤11com 现场应用情况113暂堵酸化技术研究及效果评价1231 暂堵剂类型的选择1232 暂堵理论1333 固相颗粒在地层孔隙中的堵塞机理1334 暂堵剂优选及性能评价15com 暂堵剂油溶性实验15com 暂堵剂酸不溶水不溶评价实验1735 暂堵剂在携带液中分散性实验研究18com 分散性实验18com 携带液及暂堵剂悬浊液粘度测试1936 暂堵剂粒径分布选择2037 暂堵剂模拟封堵岩心实验研究20com 验原理及实验装置20com 实验分析2138 暂堵带酸化解除研究224 酸化体系的研究与评价2341 常用砂岩酸化液体系2342 适宜的酸型选择2443 常规土酸研究25com 常规土酸酸岩反应的机理25com 酸化引起地层的伤害25com 常规土酸酸化存在的问题2644 新型酸液体系研究26com 添加剂的选择标准26com 基本作用原理2745 新型酸液体系的筛选及性能评价27com 酸液配方的选择27com 添加剂的优选28com 酸液体系的评价3046 酸液体系配方确定305 结论与认识31参考文献321 绪 论11 目的和意义对于非均质性强的低渗低压和低产油藏其注水剖面和产液剖面极为不均加之在油田开发过程中部分措施对储层也造成了一定伤害 从而使层间矛盾更加突出严重影响了油田开发水平的提高目前酸化是油气井稳产增产注水井稳注增注的主要措施之一但对于非均质性地层笼统酸化施工时酸液遵循阻力最小原则首先大量进入渗透率最高的层位只有少量酸液进入渗透率较低的层位形成酸液的指进不但未有效清除中低渗透层伤害反而进一步加大了层间渗透率差异 并造成大量酸液的浪费未能达到解除中低渗透层伤害的目的酸化效果不理想油量不增13 针对这一问题国内外报道过采用暂堵酸化技术4即在注入酸液之前注入油溶性或水溶性暂堵剂或将暂堵剂加到酸液中随酸液一同注入这时注入的暂堵剂对高渗透水层会形成较好的封堵作用使后续注入的的酸液大部分进入低渗透油层从而取得一定的酸化转向的作用本文主要针对我国长庆油田的安塞低渗砂岩油藏展开了暂堵酸化工艺技术动态研究为现场提供依据并且完善室内实验关于暂堵酸化的动态研究12 国内外现状80 年代末期 国外曾报道过暂堵酸化技术 这种技术是在注酸前注人油溶性暂堵剂 或将暂堵剂混到酸液中注人 以便在高渗透层界面快速形成滤饼 使后续注人的酸液进人低渗透产层及污阻部位 而这种暂堵剂则在酸化后随油流排出但因为井周地带不均质 渗透率不均匀 压力分布也不一样 加上注人的暂堵剂粒径大小也不一定合适 所以很难形成致密滤饼 即使形成致密滤饼 承压能力也很低 极易被后续注人的酸液突破 故这种技术在现场应用中成功的机率不大针15先对注水井进行选择性投球调剖6暂堵高渗强吸水层密度接近且略小于注入水的调剖球在动态水流携带下进入井筒依注入水的概率性分配选择性地流至强吸水层炮眼附近并封堵主强水层炮眼在炮眼内侧注入压差作用下靠贴压实封堵在炮眼上在施工压力和正常注水压力下不产生形变从而改变注水在层间的分配大大降低强吸水层吸水量增强弱吸水层及可能启动的新吸水层的吸水量暂堵结果相对改变了不同吸水强度的吸水层间的注水分配投球暂堵高渗强吸水层作业以水井注水量下降或注水压力上升为完成标志投球暂堵作业之后注入酸液此时调剖球在注水压差作用下仍压贴封堵在炮眼上不因井筒内进入酸液周围环境密度变化而移位阻止酸液进入高渗强吸水层酸液主要进入并酸化弱吸水层和可能启动的新吸水层使这些层孔喉变大弱吸水层吸水量增大不吸水层开始吸水从而有效地改善吸水剖面和提高油藏动用程度27这种粘性酸液体系在高温下能保持较高的粘度8耐温性能良好酸化后其粘度能很快降低对储层伤害小粘性暂堵技术解决了常规颗粒暂堵剂耐温性能较差的问题适用于非均质性较强小层较薄的气藏采用这项技术在大北气藏进行了暂堵酸化施工获得了显著的增产效果采气指数增加了22199310411590 而对油相封堵能力弱堵油率低 小于20 要求采用相应的选择性注入工艺以保证选择性堵水剂最大限度的进入高渗透水层并达到一定的的封堵半径和封堵强度以便能承受足够的正向 注入酸液 和反向 排酸或采油生产抽吸 压力冲击应使选择性堵水剂尽可能少的进入低渗透油层酸液尽可能多的进入低渗透油层从而取得降水增油效果12132暂堵酸化机理分析21 暂堵酸化的原理砂岩储层酸化技术是一种重要的解堵投产措施 在油田应用十分广泛酸化作业时如果多层油气藏注入能力十分悬殊例如各层渗透率差异较大或各层受伤害程度不一致注酸时酸液总是按最小阻力原理优先进入高渗透层这样必然造成低渗透层或伤害严重层不能进酸由此导致两个方面的问题其一按照多层设计的酸量主要进入其中部分高渗透层使高渗透层吸酸过多对岩石溶蚀过量易造成砂岩储层垮塌过多液量必然造成返排困难引起储层二次伤害降低酸化效果其二酸液不能按设计要求进入低渗透层和伤害严重的层使低渗透层和伤害严重层得不到改善不能达到酸化解堵的目标因此应考虑采用适当的工艺技术将酸液分流进入低渗层或伤害严重层提高酸化效果根据达西定律进入每一层的酸量可表示为 1Ki第i层的渗透率pi第i层流动压差Ai第i层渗流面积 第i层流体粘度Li造成Pi压差的距离Qi第i层的流量 应满足下述条件 2显然 各层的储层压力所含流体的压缩性流体粘度天然缝洞的发育情况以及伤害程度的不同都会影响进入各层的流量分布如果考虑各层压力及流体性质大致相同则进入各层的酸量主要取决于各层的渗透性能因此只要设法造成各产层产生的渗流能力接近就能实现各层均匀进酸达到改善低渗层或解除伤害提高酸化效果的目的暂堵酸化技术就是通过在酸液中加入暂堵剂由于酸液首先进入高渗层高渗层吸酸多暂堵剂进入量也多对高渗层的堵塞也大从而使进入高渗层的流量逐渐减少 低渗层的流量逐渐增大井口压力增加最终各小层流量趋于均匀酸化结束后靠产出液自动解除暂堵剂堵塞疏通所有渗流通道从而达到各层均匀改善提高酸化效果的目的2 暂堵酸化技术选井原则暂堵酸化具有一定的针对性在进行暂堵酸化施工前应认真做好选井工作在进行暂堵酸化选井时应遵循以下几条原则应选近井地带油层出现严重堵塞或污染的油井这些井在开采过程中常表现出油井产液量下降动液面下降等现象应选择单层开采或相隔较近的多小层开采的油井在这些油井中单层开采的储层内应存在渗透率值差异较大非均质性极强或存在天然裂缝及人造裂缝情况而对于相隔较近的多小层开采井不便于封隔酸化储层间大多存在渗透率值差异较大或储层受污染堵塞程度不同等问题应选择储层含油性能较好地层能量较高低渗透层有潜力挖掘的开采井应选择距离水线较近常规酸化后容易引起含水快速上升的油井3 暂堵剂注入工艺由实验我们知道在渗透率一定的情况下随着注入速度的逐渐增大进入低渗层的流量分数也逐渐增加并且注入压力的升高可以对进入低渗层的暂堵颗粒起到压实作用通过上面两方面作用使低渗层暂堵后的渗透率大大降低所以根据上面的原理在注入暂堵剂时应在地层允许的最大压力下采用最大排量对低渗层实现有效封堵同时暂堵剂可以深入高渗层在堵水措施范围内由于沉降和堵塞机理使这段区域内的孔隙度下降从而可以使后面的堵剂溶液进入更深距离和发挥更大封堵作用创造了条件所以在笼统注入暂堵堵剂溶液时最优的施工压力为地层破裂压力的7080使暂堵剂在相对低渗层尽量快速的形成致密的暂堵带施工排量确定 53Q 最大注入排量m3minPFrac 地层破裂压力MPaKav 相对低渗层平均渗透率10-3m3h 相对低渗层层厚度mPs相对低渗层压力MPa流体地下粘度mPas31 暂堵剂注入量确定假设悬浮颗粒暂堵剂在相对低渗层的形成暂堵带的半径为累计体积为4c暂堵剂质量浓度vL一相对低渗层进入量m3rp一暂堵剂在低渗层进入深度mhL相对低渗层的高度m一暂堵剂密度gcm3则累计注入暂堵剂悬浮液量为 55 KLKH 分别为相对低渗层和高渗层的渗透率m3 V 总的注入体积cm332 堵剂注入参数确定堵剂与调剖剂不同通常其成胶时间要低于调剖时所用调剖剂的成胶时间此时若采用控制注入压力法即采用低压低排量的注入方式往往堵剂的初凝时间不能达到注入总时间的需要并且随着注入过程得进行在保持恒定注入速度的条件下由于堵液的不断注入和前面堵液粘度的逐渐增大不可避免地会造成注入压力逐渐升高在高渗层和低渗层渗透率保持一定的情况下随着注入压力的逐渐升高进入低渗层的分流量也越来越大会对低渗层造成严重的伤害也降低了堵剂的有效利用率所以本文通过暂堵保护法实现堵液的选择性注入由于暂堵剂在非目的层端面形成有效暂堵后非目的层的渗透率达到很低值此时即使采用较高的注入压力低渗层中进入堵液的量也很少对其造成的伤害也很小所以暂堵保护后注入后续堵液时可以采用较高的压力和排量下注入同时笼统堵水作业时在成胶时间允许的条件下适当采用较低的注入排量更有利于堵液的选择性进入从而高渗地层被高强度堵剂有效地封堵达到了选择性堵水或调剖的目的33 选择性注入技术依据对于笼统注入来说选择性注入工艺技术主要是用控制注人压力的方法来达到堵剂有选择性地进入地层堵液流量分配的表现之一是注入压力越高中低渗透层所占的吸水比例越大当压力上升到一定值后中低渗透层的吸水比例有突变性上升现象图1是渗透率级差为137三个物理模型组成的一组模型试验结果从图41可以看出当注人压力梯度值超过004MPam时例如达到005MPam中低渗透层的吸水百分比有一突增性的变化com 注入压力确定确定施工工艺参数主要是确定压力和排量但两者是相关参数所以通常主要是确定压力对于多层非均质油藏压力的选择原则一方面是不能超过地层的破裂压力另一方面是压力也不能太低太低满足不了排量的要求关键是找出合理的注入压力标准和具体的压力指标来控制选择性注入经试验研究和现场验证找出了注入压力梯度值和选择性注入之间所存在的规律性关系注入压力梯度Pt同时受多个因素制约的可由下式表示Pt PinjpPh-Pf -Pe L 6式中Pt注入压力梯度值MPamPinjp挤注堵剂时的井口注入压力MPaPh油层中部液柱压力Ph Hm100MPam堵液比重无因次H油层垂深mPe 地层压力MPaPf堵液与油 套 管的摩阻MpaL油井井距m从式6以看到Pt的大小决定注入压力的大小因此如何人为地确定合理的Pt值是选注工艺技术的关键一般Pt值的确定依据地层启动压力地层间吸液能力差异和不同渗透率岩心流量分配等因素经过试验研究得到的我国陆上油田选择Pt值不能大于004MPam可将这个数值作为最高注入压力界限指标来控制选择性注入对3种堵剂在几个个油田的试验结果证明其符合率可达90100具体应用时Pt比004MPam越小效果会越好对于暂堵酸化一体化技术来说由于暂堵保护的作用注入压差可以较大所以注入压力大小为Pinjp PtLPhPe 7Pe按照11Mpa计算不考虑注入时摩阻大小则注入压力上限应控制在约925MPa以内实际实施时应分区块不同依据单井资料计算合理注入压力com 堵液注入速度确定方法注入速度的大小与注入压力高低密切关联考虑到堵液的最大限度优先进入高渗透含水层并不压破地层因而控制注入速度 通过控制注入压力来实现 我们应选择低压低排量注入模式根据 57 式确定出的注入压力上限用下式计算堵液注入速度 58在上式中平均渗透率取200010-3m2封堵层有效吸液厚度取10m注入压力按照725MPa计算地层压力取4MPa流体粘度粘度取2mPaSre和rw分别按250m和012m计算则初始注入速度为应小于 25m3h当堵剂进入地层后随着反应的进行粘性堵剂向井周围扩散由于层内渗透率的变化和堵剂粘度的变化流动阻力亦发生变化正常压力下压力会逐渐逐渐爬坡上升反映了堵剂在地层中渗流能力和方向的变化如果压力没有发生爬坡说明地层存在漏失段这是应通过加大堵剂浓度或加大堵剂注入量或注入速度来建立爬坡压力反之起始压力高爬坡压力也高说明地层吸液能力不强这时应当调整注入速度控制爬坡压力4 堵剂封堵半径和用量确定方法 59rp一平均封堵半径mre一采油井泄油半径mrw一采油井泄油半径me一处理前后的生产指数比值e J0J 10J0为措施前的生产指数m3 dMP J一为措施后的生产指数m3 dMP FRR一残余阻力系数表示注入堵剂前后储层渗透率的变化特征可用实验室岩心驱替试验得到此时的残余阻力系数是整个储层内包括处理区域和非处理区域在内的平均残余阻力系数要使含水降低幅度越大所需要的封堵半径越大残余阻力系数越大则所需封堵半径越小42 堵剂用量确定利用上面得到的封堵半径求出堵剂用量堵剂用量表示堵剂的深入半径或扩散范围根据地层特点和堵水剂径向流动公式计算 512式中V一堵剂用量m35 影响注入酸速度的因素研究及注酸速度确定 513式中Qmac一最大注酸排量m3minPFrac一地层破裂压力MPaKav一酸化层平均渗透率10-3m2 h一酸化层厚度mPS一酸化层压力MPa一流体地下粘度mPasS一表皮系数由式513可见在储层厚度一定的条件下流度系数 Kavh 和地层伤害程度 S 对注酸速度影响较大其中注酸速度与Kavh成正比对于酸化注酸速度的选择基本原则是在不压破地层的条件下尽可能提高注入速度有利于活性酸液向地层深部推进也有利于酸液的分流施工排量Q Q为了确保不压破地层按经验常取Q 095 Q 514根据上述计算结果并考虑到暂堵颗粒注入后在酸化目的层形成的暂堵带尽可能让酸液少挤入堵水层段注酸速度的最终确定应遵循以下几个原则1注液初期选择相对较低的排量使酸液与暂堵形成的暂堵带充分溶解2在注入压力有明显降低后再提高排量26 现场应用1按油层需要量用水泥车将暂堵剂泵入井筒用顶替液将暂堵剂顶替到油层部位憋压达到一定压力一般为35MPa对高渗透层进行暂堵2正常酸化施工com 现场应用情况暂堵酸化技术在安塞油田现场应用25口井成功率为90酸化后产液量由施工前的平均39td上升到103td产油量由施工前的平均097td上升到359td平均单井增油量为262t截至2007年12月累计增产为14589t暂堵酸化技术在该油田现场应用情况见表5-1表-1 现场数据井号产液量 m3d 产油量 m3d 含水 增油前后前后前后塞436王28-04谭16-9侯129-1坪30-15坪32-36塞1-21王49-028王47-0290677774335613塞160王37-030坪31-31候12-13候126-9王24-7坪57-14王17-27东75-20候11-29王13-10198-725198候4-13坪44-16坪40-28东35-30019390937570371坪32-21059353164092943暂堵酸化技术研究及效果评价1 暂堵剂类型的选择目前在堵水和调剖过程中采用的暂堵剂主要分为两种一种是采用聚合物为主剂有机物为交联剂加入破胶剂通过控制组分的加入量使成胶时间和破胶时间保持在一定的范围内在注入堵剂过程中暂堵剂不破胶注完堵剂后一段时间内自动破胶从而起到保护低渗层的目的另一种是采用油溶性树脂为主剂通过添加悬浮剂一般采用高分子聚合物溶液形成悬浮颗粒体系利用一定的粒径与孔隙直径的比值使暂堵剂在低渗层形成有效的堵塞使后续注入的堵剂进入高渗层关井一段时间后投入生产进入低渗层的油溶性树脂在产出油的作用下逐渐溶解从而恢复低渗层的渗透率128为了使暂堵功效最大暂堵剂在油气藏壁上应尽可能生成渗透率小于或等于最致密层代厉害严重层的滤饼这样可能使酸液进入低渗层酸化地层同时阻止高渗层过多进酸为了获得最大的暂堵效益和最小的清洗问题必须防止暂堵剂颗粒深度浸入油气藏深部结合上述两条要求必须对暂堵剂粒度分布进行选择 寻求最佳粒度分布 使其同时满足两条要求2暂堵剂必须与处理液酸液及其添加剂诸如缓蚀剂表面活性剂及防膨剂铁离子稳定剂稠化剂等配伍性好在油井处理温度条件下 它不与携带液起化学反应即保持化学惰性暂堵剂必须在产出液生产井或注入液注水井中是完全可溶的也即当酸化起到暂堵剂作用后在生产过程中它们必须能被快速而完全地清洗掉 恢复处理带渗透性 解除暂堵状况2 暂堵理论通过优选出的形成最优桥堵的粒径与低渗层孔隙直径之比选用一定粒径的暂堵颗粒这种颗粒的粒径与高渗层孔隙直径相比要小得多所以在笼统注入过程中由于压差作用颗粒悬浮液经过入口的选择将颗粒带入孔隙体系中在注入速度足够大的情况下颗粒被孔喉捕获而形成桥堵使流动阻力增大流量减少一部分颗粒开始沉降于孔隙内相对较小的粒子仍能运动到桥堵处填充桥堵缝隙最后采用比桥堵颗粒粒径次一级的颗粒就会堵死孔隙与此相反由于高渗层的平均孔径较大的通道占绝大多数进入高渗层的颗粒绝大部分在高渗层内不能形成有效堵塞只能通过沉淀的方式减少高渗层的孔隙度对于层内非均质的高渗层中的小孔道还可以形成堵塞这样可以通过减小堵剂的作用范围内的孔隙度起到增加作用距离的作用通过上面这种选择性暂堵作用使后续注入的堵剂几乎全部进入了高渗层段从而实现了堵剂的选择性注入待堵剂成胶后再以笼统的方式注入酸液体系由于暂堵层段的构成几乎全部是酸溶性颗粒所以形成的暂堵带的酸溶率基本上可以达到90以上同时随着酸液对低渗层表面堵塞的解除此时注入的酸液绝大部分进入了低渗层段可以进一步进入到低渗层的深部发挥作用从而增加低渗层的渗透率简单的说暂堵机理就是在近井壁地带形成一个极低渗透性的暂堵带该暂堵带渗透率远低于地层原始渗透率良好的暂堵带不仅可最大限度地减少后续注入堵剂进入暂堵层位的程度而且可防止暂堵液中的固相和液相侵入储层深部后续注入的酸液可以解除暂堵带的堵塞使其恢复储层渗透率达到有效保护储层的目的实现暂堵技术的关键在于有合适粒度级配的架桥粒子能迅速分段桥塞目的层随之用较小的的填充粒子来填补剩余的间隙固相颗粒在地层孔隙中的堵塞机理多孔介质中固相颗粒随携带液的运移是固一液两相流中极为复杂的一种流动用数学方法研究固相颗粒在多孔介质中的渗流与沉积对于深入研究固相颗粒侵入运移沉积和堵塞而造成的地层渗透率下降具有重要意义固相颗粒随携带液在地层孔隙中运移最终被地层孔隙壁所捕获的过程实际上是一种过滤过程固相颗粒被地层孔隙所捕集的机理主要有沉降拦截惯性扩散等1机械过滤作用拦截一般情况下悬浮在流体中的颗粒随流体在岩石孔隙中呈层流流动随流体流线流过孔隙流道但因孔隙流道在孔喉处流道缩小和分支则流线绕岩石颗粒分流和会聚若在此时颗粒处于岩石颗粒中心与颗粒中心之间的距离小于的位置上颗粒会与孔隙壁发生碰撞而常被孔隙壁捕获是颗粒斯托克直径是地层颗粒直径拦截发生的概率与喉道直径和颗粒直径有很大关系2水力过滤作用惯性作用质量是物体惯性的量度即是保持物体原来运动状态的量度由于孔隙流道的弯曲性和直径变化性当流体在孔隙流道中改变流速的大小和方向时悬浮在流体中的颗粒会在惯性作用下偏离流线运动因此产生颗粒被捕获的趋势扩散作用当悬浮流体进入地层后由于地温的作用使流体升高温度加剧了流体中的颗粒的热运动增加小尺寸的颗粒与孔隙壁的碰撞而被孔隙壁捕获的几率沉降作用悬浮在流体中的固相颗粒在自身重力作用下始终有脱离流线的趋势而沉淀到孔隙壁沉降作用是固相颗粒在井壁附近减小地层孔隙的一个重要机理67水力效应当流体以层流状态在孔隙流道中流动时孔隙处速度为零孔隙流道界面存在着速度梯度则悬浮在流体中的颗粒必受剪切应力的作用颗粒在剪切应力的作用下必将横过流体的流线向孔壁流动而被孔隙壁捕获颗粒在岩石孔隙流道中造成堵塞一般是由以上几种因素共同作用的结果若一个较大尺寸的颗粒在孔隙喉道中先被拦截下来使孔喉面积大大减小后面的水力过滤作用使小尺寸的颗粒堵塞剩余孔隙这样就形成了架桥堵塞在颗粒被孔隙捕获过程中拦截作用沉降作用惯性作用以及水力效应是随着颗粒尺寸的增加而增大而扩散作用是随着颗粒尺寸的减小而增大对于相对低渗层来说暂堵技术在低渗层中以有效的稳定架桥和填充达到极低渗透性暂堵带为目的简单的说就是架桥粒子架稳填充粒子填死所谓稳定架桥是指固相粒子一经架桥和填充不再受外来流体流动或压力变化而发生运移它是粒子尺寸形状和强度的函数而填死是指使表层的有效渗透率降至最低直至为零因此整个暂堵带的建立过程可以概括为三个部分架桥填充堵死而在高渗层中充分利用高渗层内的非均质性使暂堵颗粒在大孔道中产生沉降作用在小孔道中形成堵塞从而使高渗层的近井地带的孔隙度有一定的减少这样后续注入的堵剂就可以在地层中进入更大的距离起到增大封堵作用的效果并且暂堵剂进入高渗层后仍保持较高的渗透率与暂堵后的低渗层之间的渗透率级差比暂堵前更大这样就对后续堵剂顺利进入高渗层位的影响很小34 暂堵剂优选及性能评价长庆油田常用的三种油溶性树脂类暂堵剂DR-ZN2F-TB01AGZD24进行了性能评价并优选出最佳暂堵剂DR-ZN41 暂堵剂油溶性实验1实验方法分别称取两份5g的暂堵剂试样分别倒入500ml烧杯中分别加入300ml煤油和原油搅拌30min后静置于60恒温水浴锅中放置24小时后采用已恒重称过的滤纸在普通漏斗上对样品溶液进行过滤过虑完毕取滤纸烘干后称取其质量按公式计算溶解率23实验数据及结果实验数据及结果如表3-1所示表3-1 暂堵剂油溶性实验暂堵剂类型介质暂堵剂颗粒重g残渣重g油中不溶物质含量溶解率DR-ZN煤油50200204996原油504033669342F-TB01A煤油50501428972原油500080160840GZD-24煤油503098196804原油501126252748图3-2 暂堵剂油溶性实验DR-ZN暂堵剂在煤油和原油中有很高的溶解度2F-TB01A暂堵剂次之进入地层的暂堵剂与油井产出液接触时可在较短时间内溶解而失去堵塞作用因而不会增加油流压力返排带来的困难也不会对地层造成永久性损害42 暂堵剂酸不溶水不溶评价实验1实验方法称取两份5g左右暂堵剂分别倒入500ml烧杯中一份加入200ml油田酸化用土酸酸液另一份加入自来水并进行搅拌然后放置于60恒温水浴锅中24小时后将烧杯取出在普通漏斗中用已经干燥恒重称出质量的滤纸对样品进行过滤对虑出的暂堵剂及虑纸进行干燥后称取其质量减去滤纸质量得出虑出暂堵剂样品质量3实验数据及实验结果暂堵剂酸不溶及水不溶性能数据及实验结果见表3-2所示表3-2 暂堵剂在酸及水中的不溶解性项目溶剂颗粒重 g 不溶物重g不溶率DR-ZN清水506148779636土酸4966468994222F-TB01A清水501248889752土酸500645269041实验结果表明DR-ZN暂堵剂在土酸和水中均具有不被溶解及溶蚀性能同时油溶性也优于其他产品具备暂堵酸化的基本要求5 暂堵剂在携带液中分散性实验研究暂堵剂只有均匀地悬浮分散在携带介质中时才能被带到目的层段在酸不溶水不溶性实验中DR-ZN暂堵剂在自来水中不能很好的悬浮分散所以须配制并使用携带液来携带DR-ZN暂堵剂进入封堵目的层位携带液并不起暂堵作用其作用主要使暂堵剂能够被均匀携带至酸化层并使暂堵剂在一定注入压力下顺着流动阻力小的方向进入大孔道或裂缝从而使暂堵剂在大孔道或裂缝的一定深部进行堆积达到封堵效果经过实验我们选择了一种具有一定粘度的HPAM水溶液作为DR-ZN暂堵剂的分散介质51 分散性实验1实验方法分别配制不同浓度的聚丙烯酰胺溶液500ml倒入1000ml烧杯中在不断搅拌下分别加入不同浓度的DR-ZN暂堵剂将其放置观察其悬浮稳定性情况及稳定不发生沉降的时间2 实验数据实验数据如表-3所示表-3 暂堵剂在不同浓度聚丙烯酰胺溶液中的静态悬浮分散性介质暂堵剂含量时间10min1h8h12h24h36h清水15颗粒沉降上部变清01HP溶液15颗粒均匀分布颗粒沉降02HP溶液1颗粒均匀分布悬浮性好大颗粒沉降02HP溶液1颗粒均匀分布悬浮性好大颗粒沉降02HP溶液15颗粒均匀分布悬浮性好03HP溶液3颗粒均匀分布悬浮性好03HP溶液4颗粒均匀分布悬浮性好03HP溶液5颗粒均匀分布悬浮性好03HP溶液7颗粒均匀分布悬浮性好大颗粒沉降04HP溶液4溶液粘度太大暂堵剂颗粒不易分散3实验结论携带液并不起封堵作用因此应尽量采用较低浓度的聚丙烯酰胺溶液做携带液从表-3的实验情况可知当用02浓度的聚丙烯酰胺溶液做携带液时能使DR-ZN暂堵剂稳定其最大DR-ZN暂堵剂携带量能达到15左右52 携带液及暂堵剂悬浊液粘度测试对02聚丙烯酰胺及加入不同浓度暂堵剂后搅拌均匀采用旋转型粘度计测试其表观粘度值其结果如表4所示-4 暂堵剂悬浮液粘度测试结果暂堵剂悬浊液浓度粘度mm2S02HP24502HP10DR-ZN25502HP15DR-ZN260图3-4 暂堵剂悬浮液粘度柱状图由所测粘度值可以看出暂堵剂悬浊液粘度较低暂堵剂加入至携带液中并未对粘度产生较大影响因此在实际施工中不会影响暂堵剂由井筒向地层中泵入36 暂堵剂粒径分布选择根据所查阅有关资料暂堵剂的封堵效果应与暂堵剂粒径大小分布有重要关系对于刚性颗粒暂堵剂的粒径与地层孔道或裂缝平均孔喉径的最佳匹配关系是2311而对于柔性颗粒暂堵剂的粒径应略大于此值根据调研结果和参考邻近油田情况采油一厂油田地层的孔径分布情况10100m层理溶缝天然微裂缝张度在0022mm之间以及压裂裂缝填砂粒径0209mm之间因此选择暂堵剂粒径分布在10m2000m之间较为适宜粒径大于150m的粒子占多数平均粒径为200m7 暂堵剂模拟封堵岩心实验研究 71 验原理及实验装置-5下所示1驱替液体 2平流泵 3中间容器 4多点测压的岩心夹持器系统 5电子天平6数据采集器 7数据处理系统 8输出设备根据单向渗流场理论的等压面原理在岩心表面引出若干个测压点测定沿岩心长度方向上的压力分布这样就可以在不破坏岩心原有结构性质的条件下计算与评价岩心各小段的渗透率及其变化情况将达西定律公式KQL AP 变形为Ki4VLi D2PiT 式中KKi岩心整段及分段渗透率mV液体体积ml液体粘度mPaSLLi岩心整段及分段长度cmD岩心直径cmT挤入液体所需时间Pi对应各段及整段的压差01MPa72 实验分析影响选堵效果的因素堵剂浓度为探明施工用液的浓度以达到最佳的封堵效果室内考察了暂堵剂悬浮液注入量相同而浓度不同时的封堵效果堵剂浓度增大封堵效果提高突破压力明显增大此外试验中还发现相同浓度时渗透率增大 即孔道变大 则承压能力降低说明随着地层渗透率增大施工浓度相应要增加 根据泵压和注人速度渐增大浓度封口时达10以上 堵剂注入量表明堵剂注人量越多封堵效果越好从满足施工效果和经济效益方面考虑以选择5倍孔隙体积的注入量为宜因此在现场施工时要求设计的堵剂注人量在高渗透层中能达到一定的封堵深度 1 m 这样才能承受较高的正反向压力冲击避免酸液突破进人高渗透水层而漏失同时可延长堵水的有效期暂堵剂的堵水效果评价实验选择渗透率级差较大的3组平行岩心在相同压差下注人5倍孔隙体积的堵剂其中堵剂悬浮液浓度为7携带液的浓度别为02关闭阀门12h后高渗透率岩心用1 NaCl溶液返排低渗透率岩心用煤油返排其堵前的水油相渗透率Kw1 Ko1堵后的水油相渗透率Kw2 Ko2以及堵水堵油率wo其测试结果如表-5 所示表-5 暂堵剂的选堵效果岩心号Kw110-3m2Kw210-3m2wKo110-3m2Ko210-3m2o116350002100016701411592603500139980596053310631032000299970987090286表3-5表明堵剂主要进入高渗透率岩心对水流封堵率几乎达100图-6 暂堵剂对不同岩芯的堵水率和堵油率的影响8 暂堵带酸化解除研究一种暂堵剂能否用于保护油气层关键看它能否在完成暂堵使用后从储层中吐出来目前解堵的方法有三类第一类是压力解堵利用油井生产时储层内的压力比井筒内的压力大而将堵水过程中吃进的堵剂吐出来试验己经证明很多暂堵剂可以部分地压力解堵即反排出来第二类是利用增产措施酸化将储层喉道中的暂堵剂溶解掉这是最现实的解堵办法也是最彻底的解堵办法但要求暂堵剂必须具有很高的酸溶性第三类是油溶解堵由于油溶性暂堵剂多是由聚合物组成往往成本较高难以推广将利用多级填充暂堵后的二块岩心在一定压差下正向注入8HC1然后反向用水驱替测定酸化后渗透率的变化试验结果见表表-6 酸化对暂堵解除效果试验岩心号暂堵前渗透率10-3m2暂堵后渗透率10-3m2解堵后渗透率10-3m2渗透率恢复率4-1468321374472995514-22257305120022887结果表明酸化解堵后其渗透率恢复率分别为9551和887说明酸化可以解除堵塞酸化工作液是酸化作业必不可少的物质基础其质量的好坏直接关系到酸化作业的成败对增产增注的效果起着关键作用为了保护地层提高酸化效果最大限度地发挥酸液的作用必须依据地层特点及酸液和添加剂的作用性能综合筛选酸液配方使之满足酸化工艺要求与地层配伍以达到有效解除地层污染的目的砂岩地层酸化主要目的是溶解造成渗透率伤害的物质氢氟酸是溶解硅质的唯一普通酸所有用于砂岩基质酸化的配方均含有氢氟酸或其原始化合物其中最常用的是土酸随着砂岩酸化技术的发展研究人员针对矿场的不同要求开发出不同功能的酸液体系如氟硼酸体系 HBF4 地下生成酸体系铝盐缓速酸体系有机土酸体系 HACHF H3PO4HF体系以及有机磷酸体系等每种酸液体系特点不同41 常用砂岩酸化液体系1常规土酸体系由一定浓度的HCIHF和添加剂组成其优点是成本低溶蚀与解堵作用强缺点是酸与岩石的反应速度快穿透距离短对粘土矿物含量较高地层易酸跨井壁造成坍塌或出砂适应于井筒附近的伤害解堵2自生土酸体系HCI与NH4F2或NH4HF2在一定条件下生成HF酸优点是反应度慢可解除地层深部的堵塞但受温度限制3氟硼酸体系特点是可缓慢释放HF缓慢溶解地层和微粒以达到解除地层深部堵塞目的优点是活性酸穿透距离长解除深部地层堵塞可稳定粘土缺点是不耐高温 80以下使用 对缓蚀剂选择性强成本高特别适用于酸敏性砂岩地层4有机酸土酸体系由甲酸乙酸乙二酸柠檬酸HF和添加剂组成其有缓速低伤害特点耐高温酸作用距离长适用于盐酸敏感性地层高温下速效果好伤害低但成本相对较高5复合酸体系由HCIHFHAC及氟硼酸组成是一种通用性较强的商业酸体系但比普通酸成本高对添加剂要求严格6浓缩酸体系由H2PO4HCIHF及添加剂组成具有缓速低伤害效果防止CaF2沉淀及保持残酸低pH值高温下 大于90 酸岩反应速度高难以达到深度酸化目的对缓蚀剂选择性强成本高适用于含有绿泥石的酸敏性矿物的地层7胶束酸体系由HCIHF和胶束剂及其它添加剂组成能够延缓酸岩反应速度度既具有胶束溶液特点又具有酸化功能能同时解除有机类和无机类堵塞物但使用过程中胶束剂用量大胶束剂在90以上土酸中分散性较差胶束溶液的功能受浓度温度限制使用成本高适用于稠油地层及有机质污染地层8铝盐缓速酸在土酸中加入铝盐作为缓速剂的一种深部酸化技术在国外简称ALHF法适用于泥质胶结的砂岩油层可处理钻井或修井作业中泥浆污染的地层有泥质堵塞的疏松易出砂油层以及常规土酸不能解除的泥质污染油层9互溶剂土酸由土酸加乙二醇单丁醚等互溶剂组成用于砂岩地层酸化效果较好但成本比常规土酸高2 适宜的酸型选择选择酸液类型一般根据岩类岩芯矿物成分及储层伤害情况并考虑油井条件及工艺实施难度进行对于砂岩储层一般由硅酸盐类颗粒石英长石等组成砂岩储层酸化通常是用酸液溶解胶结物孔隙中充填的粘土矿物或堵塞物从而改善储层渗流能力砂岩储层酸化一般采用HCI和HF进行HCI主要溶解碳酸盐胶结物HF几乎可以溶解所有砂岩矿物尤其是对粘土矿物和胶结物具有高的溶解性对HCI可溶的砂岩矿物HCIHF均可溶解HCI不可溶的砂岩矿物HCIHF也可溶之HCIHF对基质骨架成分的溶解性较低而对粘土成分和胶结物的溶解性高一般选择酸型基本原则如下一般砂岩酸化中当碳酸盐类含量很高重点只溶解碳酸盐类和其它铁质胶结物时可以只采用HCI酸化当要求溶解更多的砂岩矿物成分特别是粘土矿物和一些外来堵塞物时可考虑采用HCI和HCIHF结合的酸液体系同时还要注意酸液与岩石矿物反应后产生的不利效果必须对酸型酸浓度及相应的酸液添加剂体系进行综合分析在砂岩储层的酸化中应用最多的主酸是HCIHF其提供于地层的是一种强酸性环境 PH 4 酸一岩反应速度受溶液中HF浓度的控制HF浓度愈高反应进行得愈快HF浓度太高会破坏地层岩石的强度3 常规土酸研究所谓酸化解堵就是利用盐酸溶解地层中的钙镁等化合物而利用氢氟酸溶解粘土等其它物质地层中盐酸可溶解的矿物一般有碳酸盐和铁化合物氢氟酸几乎与所有矿物都反应其反应速度依次为碳酸盐和铁化合物粘土长石石英常规土酸酸岩反应的机理酸与反应物的化学反应方程式如下1HClCaCO 石灰岩 2HClCaC1CO2H2OCaMg CO3 2 白云岩 4HC1CaC1MgC12 2CO2H2OFeCO3菱铁矿 2HC1FeC CO2H2O2HFAl2Si2H4O9 高岭石 18HF2H2SiF62A1F39H2 AlSi3O10 Mg5 AIFe OH 8 绿泥石 HFA1Fn3-nSiFm4-m MgF2FeFk3-kH2ONaAlSi3O8 钠长石 HFNaF A1Fn3-n SiFm4-m H2OCaCO32HFCaF2H2OCO2SiO24HFSiF42H2O酸化引起地层的伤害1二氧化硅骨架被破坏引起颗粒分散运移堵塞孔隙土酸中盐酸和氢氟酸比例不合理会直接影响酸化的效果氢氟酸用量太大易造成骨架被破坏引起颗粒分散运移堵塞孔隙用量太少则对地层溶蚀量小增产增注效果不理想因此对于不同的区块应通过实验确定合适的配方才能取得较好的效果2氟化钙沉淀地层中存在钙质胶结易产生此类沉淀采用先注入预处理液的方法或酸化后及时返排可有效消除此类沉淀3氟硅酸盐沉淀高浓度的氢氟酸易引起此类沉淀采用注入预处理液的方法或酸化后及时返排可有效消除此类沉淀4氢氧化铁沉淀通常所说的二次沉淀以氢氧化铁为主在PH 45 时酸中的二价铁离子会形成三价铁离子产生沉淀采用酸后及时返排或在酸中加入铬合剂的方法可避免此类沉淀常规酸化存在的问题1溶蚀能力太强容易引起骨架破坏2无预处理液并且一般不添加铬合剂如果返排不及时容易造成二次沉淀3返排后的残酸容易造成环境污染4容易产生新的污染因返排压差较大易引起地层深部的死油及粘土颗粒向近井地带运移造成新的堵塞为减少酸化过程中引起油层伤害的无机沉淀和有机不溶物必须采用多组分酸和复合添加剂利用它们所特有的性质加上合理的施工工序创造一定的条件抑制或减少二次沉淀4 新型酸液体系研究41 添加剂的选择标准延缓酸液消耗以便在井眼周围获得足够的穿透距离避免反应产物在井眼就近沉淀避免反应地层注入带的松散化避免微粒运移基本作用原理依靠该酸液体系HCl磷酸等提供的H溶蚀灰质组分铁化合物的堵塞物依靠该酸液体系的HF组分溶蚀硅质泥质类的堵塞物依靠该酸液体系中的添加剂实现渗透增溶防乳清除残余油及有机沉淀物5 新型酸液体系的性能评价实验表明酸液体系具有较好的缓速性溶蚀能力能有效防止Fe OH 3沉淀防止酸渣的产生并与地层流体具有良好的配伍性对储层岩心进行溶蚀试验主要是了解各种增注液对岩心中可溶物的溶蚀率的大小针对安塞杏河地区的岩粉与不同浓度的土酸单体缓速酸和酸液体系进行了溶蚀实验分析岩粉在不同时间段与不同类型酸液反应时的溶蚀率大小了解酸对岩心的溶解强度甲酸乙酸磷酸作为缓速酸均可以满足储层的要求但是单体缓速酸与岩粉作用时不可避免的是溶蚀率过小的问题所以加入一定量的盐酸和氢氟酸同时采用复合缓速酸可以最大限度的控制溶蚀率同时使作用时间和作用半径更长从实验结果可以看出1HCl15HF5H3PO48HCOOH和15HCl2HF7H3PO410HCOOH以及30HCl05HF5HCOOH的酸液体系与长6储层岩粉作用时在180min之后溶蚀率超过20且溶蚀率未趋于稳定随着酸液体系作用时间越长这就证明了这三组配方满足长6储层的要求 岩粉与酸液体系作用溶蚀率时间时间30609012018015HCl15HF5H3PO48HCOOHA119002038216324802540B11668169517342008201415HCl2HF7H3PO410HCOOHA217181952204622762324B21756185319061936205030HCl05HF5HCOOHA316981718191720382276B314271612165818212048图-1 安塞杏河长6储层岩粉与酸液体系作用溶蚀率随时间变化曲线注A1B115HCl15HFH3PO48HCOOH A2B215HCl2HF7H3PO410HCOOHHCl05HF5HCOOHcom 添加剂的优选为了更好地发挥主酸液的解堵作用选择合适添加剂是非常重要的所以对以下几种添加剂进行了优选1缓蚀剂2粘土稳定剂3铁离子稳定剂4助排剂缓蚀剂的优选缓蚀剂的优选是确保酸化解堵措施正常施工的关键缓蚀剂能抑制金属在腐蚀性介质中被破坏酸化缓蚀剂主要用于油井酸化施工时防止盐酸或土酸溶液对金属设备和井下管住的腐蚀以保证油井酸化压裂工艺的实施和增产稳产技术措施的实现缓蚀剂选择不当会造成酸液对施工车组及管线的严重腐蚀甚至不能保证正常施工对油管柱和套管柱的腐蚀将影响作业井的正常生产同时因腐蚀引入的铁离子也可能在储层中产生铁沉淀物进一步加剧储层伤害实验方法执行SYT 5883-95 标准根据缓蚀剂的使用浓度分别将不同种类的缓蚀剂置于酸液中然后将称量好的试片放入动态腐蚀仪中实验6h后取出并冲洗后凉干称重利用失重法测其腐蚀速率腐蚀速率按下式计算V M1-M2 SH 1式中V腐蚀速率gm2hM1腐蚀前试片重量gM2腐蚀后试片重量gS试片表面积H试片在酸中浸泡时间hHJF-94缓蚀剂的缓蚀效果最佳平均缓蚀速率0 253 gm2h15可达到较好的缓蚀效果粘土稳定剂的优选针对安塞油田低渗透储层粘土含量较高存在一定速敏性和水敏性的地质特点研究了相关粘土稳定剂其中COP-1它不改变粘土表面的水湿性成本低使用浓度1能有效阻止水分子进入而引起的粘土膨胀聚季胺盐则对粘土具有特殊的选择性通过在粘土颗粒表面的架桥作用从而有效抑制粘土的运移铁离子稳定剂的优选铁离子的稳定能力是在pH值56的试液中单位体积 或质量 铁离子稳定剂时体系不发生微浑时稳定铁离子 Fe3 的质量稳定铁离子 Fe3 能力计算公式如下 2式中N稳定铁离子 Fe3 能力液体型样品单位为毫克每毫升 mgml 固体型样品单位为毫克每克 mgg a氯化铁标准溶液铁离子 Fe3 的含量单位为毫克每毫升 mgml V1铁离子 Fe3 标准溶液体积用量单位为毫升 ml b试样中铁离子稳定剂样品含量液体型样品单位为毫克每毫升 mgml 固体型样品单位为克每毫升 gml V2试样体积用量单位为毫升 ml 柠檬酸 CA 与Fe3形成的化合物具有较高的稳定常数稳定时间长所以优选柠檬酸 CA 但是由于加入过量的柠檬酸 CA