注水增注剂研发及应用电子教案

注水增注剂研发及应用第二部分：注水压力升高原因分析注水压力升高原因分析地层粘土堵塞第二部分：注水压力升高原因分析

长庆油田是典型的的低产、低压、低渗透油田，全油区平均渗透率56．6×10-3μm2，其中特低渗透油藏仅有2．0×10-3μm2。地层沉积的储层内有大量的低渗透泥质夹层，其成分主要为易膨胀的粘土，其中蒙脱石和伊/蒙混层具有较高的亲水性、膨胀性及较高的比表面,在所有粘土矿物中水敏性最强。由于砂层组分渗透率变异系数快，岩石湿润性偏亲水。因此，在注入水时，泥质夹层中的粘土就会膨胀，造成地层堵塞。第二部分：注水压力升高原因分析

主要表现在注入水造成地层粘土矿物水化膨胀;注水速度过快,引起地层松散,微粒分散、运移;注入水中的悬浮固体、原油液滴、有机残渣及细菌和高密度盐水结垢共同作用会引起岩心严重堵塞。

油田在注水开发过程中,由于外来液体与储层岩石矿物、储层流体等不完全配伍导致结垢,水中悬浮物质、微生物的存在,以及原油中石蜡、沥青胶质等析出常引起地层堵塞,使油井产量下降,注水压力升高,影响正常生产。注入水水质导致地层堵塞第二部分：注水压力升高原因分析注入水水质伤害导致油层堵塞

试验表明,水中溶解氧的浓度在1mg/L的情况下,就能引起碳钢的严重腐蚀。溶解氧加剧腐蚀的原因有两个：一、氧很容易与阴极上的氢离子结合;二,如果pH值超过4时,Fe2+易被氧化为Fe3+,形成难溶于水的Fe(OH)3。Fe(OH)3

可脱铁生成铁锈Fe2O3。所以,含

氧高造成的Fe(OH)3沉淀伤害是重要原因。

此外,细菌大量繁殖也会造成地层伤害,特别是硫酸盐还原菌,可造成管线腐蚀,导致地层伤害。第三部分：降压增注机理研究降压增注机理研究表面活性剂降压增注机理杀菌剂增注机理有机酸增注机理其他助剂的增注机理第三部分：降压增注机理研究

采用合适的表面活性剂，具有强乳化性，进入配注水中形成微乳液，遇油后很快形成油水混相乳状液，亲水亲油得到平衡，并使油水界面张力降低，从而降低油层孔隙中毛细管束缚力，提高水相渗透率和油水微乳液的运移速度。表面活性剂降压增注机理第三部分：降压增注机理研究杀菌剂增注机理

油田注水系统中，硫酸盐还原菌可能比其他任何细菌都更为严重。它们能把水里的硫酸根中的硫还原为负二价硫离子而生成硫化氢。硫化氢能引起腐蚀，且在腐蚀反应中产生的硫化亚铁是极易造成堵塞的物质。因此选择一种合适的杀菌剂是必要的。第三部分：降压增注机理研究

有机酸具有较强的溶蚀粘土能力和缓速性能，通过添加NH4F等添加剂可同时具有耐Fe3+能力强，对油管的腐蚀性小，抑制二次反应产生沉淀等功效，并能有效清除近井地带污染物堵塞，提高地层渗透率和吸水能力。其他助剂增注机理

除过以上表面活性剂、杀菌剂和有机酸外，缓蚀剂起到防止腐蚀的目的，阻垢剂起到防止结垢堵塞的目的，粘土稳定剂起到防止粘土膨胀的目的等。1、研发技术思路第四部分：室内技术研发

通过对长庆油田注水现状及注水增注机理的研究，制定出研发技术思路：筛选一种或几种表面活性剂进行复配，提高水相渗透率和油水微乳液的运移速度。同时添加具有不同功效的酸化剂、杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂等，使采出水回注时减少对地层的次生伤害，并降低油水界面张力，疏通地层堵塞，达到降压增注的目的。2、配方设计及助剂选择

配方设计包括表面活性剂、酸化剂、杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂等化工原料，以达到设计要求。根据油田注水井的一般情况和实际需要进行了各种化学剂的选择和组合。2.1、酸化剂的选择

表1酸化剂配比实验记录序号名称添加比例%溶解率（%）管材腐蚀速率mm/a碳酸钙硫化亚铁1氯乙酸220102.252柠檬酸215181.033氯乙酸+柠檬酸1:1230202.24盐酸2303015.85氯乙酸440202.456柠檬酸430401.057氯乙酸+柠檬酸1:1480502.38盐酸4606019.29氯乙酸650302.510柠檬酸640451.0511氯乙酸+柠檬酸1:1680502.312盐酸6707023.2

由表1数据看出：柠檬酸+氯乙酸在添加比例为4%时，效果比较好，最经济。与用盐酸等常规酸相比，该酸化剂具有溶蚀（碳酸钙、硫化亚铁等）能力强，缓速效果好，处理半径大等优点。用量范围在3-5%之间第四部分：室内技术研发2.2、缓蚀剂的选择序号名称添加比例%缓蚀率%配伍性1H-1152.1均相2H-2123.1均相3H-3118.9分层4H-1285.8均相5H-2245.2均相6H-3223.1分层7H-1386.2均相8H-2345.5均相9H-3325.1分层

虽然选用的酸化剂对金属的腐蚀速率较盐酸要低的多，但仍不能满足现场的要求，需辅以一种特殊的酸化缓蚀剂使之达到指标要求。

选择了几种缓蚀剂与既定酸化剂实验，测量其配伍性、缓蚀率。见表2：由上表可看出：MH-16酸化缓蚀剂在添加比例为2%时缓释率最好，最经济。表2缓蚀剂配比实验记录第四部分：室内技术研发2.3、表面活性剂的选择2.4、杀菌剂的选择在油田注水系统中，硫酸盐还原菌能把水里硫酸根中的硫还原为负二价的硫离子而生产硫化氢。硫化氢具有强腐蚀性，且在腐蚀的过程中形成的硫化亚铁是极易造成堵塞的物质。

通过对石油磺酸盐、石油羧酸盐、非离子表面活性剂等表面活性剂进行了筛选，确定出适用于低渗透油田使用的表面活性剂。该表面活性剂可以分散油污，并可降低油层孔隙中毛细管束缚力，提高水相渗透率和油水微乳液的运移速度。第四部分：室内技术研发2.5、阻垢剂的选择

由于地层水Ca2+、Mg2+含量和注入水HCO-3

的含量高,两种水混合可结垢。为了防止对地层伤害，筛选一种阻垢剂达到防止结垢的目的。通过室内实验，筛选出了一种适合的阻垢剂(YS201硫酸钡锶阻垢剂)。加量一般为5%-10%。实验数据见表3：表3阻垢实验记录序号名称添加比例(%)阻垢率%CaCO3CaSO4BaSO41ATMP59192.5122ZG-108592.391.6243YS20159391.582.54SIB59091.205YS2011092.291.883.1第四部分：室内技术研发2.6、其他助剂的选择针对注水井地层的水化膨胀引起注水量不断下降，以及生产过程中某些工艺及条件的要求，我们还加入了诸如防膨稳定剂等其他功能的助剂，使产品的实用性进一步提高。表4添加助剂明细序号名称添加比例（%）1粘土稳定剂1-52油水互溶剂2-4第四部分：室内技术研发3、室内合成及评价实验

按照配方设计，通过大量室内实验，最终优选出六个小样。根据行业标准《SY/T5405-1996酸化用缓蚀剂性能实验方法及评价指标》及《SY/T5370-1999表面及界面测定方法》，考察了腐蚀速率和界面张力。实验数据如下：表5常压静态腐蚀速率及界面张力测定实验数据在对6个样品界面张力及腐蚀速率测定的实验数据来看，CQ-6的效果为最好，达到了项目预期的技术指标。名称CQ-1CQ-2CQ-3CQ-4CQ-5CQ-6腐蚀速率（g/m2.h）1.20.80.70.90.80.7界面张力（0.2%水溶液mN/m）0.431.20.580.320.270.0193.1、常压静态腐蚀速率及界面张力测定第四部分：室内技术研发

实验目的3.2、注水增注剂岩心驱替实验岩芯特征取芯位置实验结果

使用地层水和增注剂溶液驱替3块岩性相近的岩心，每组岩心驱替30小时。记录下不同时刻下的流压和流量值，并绘制出相应曲线。

实验用岩心渗透率介于0.1-0.5mD，平均渗透率0.38mD，孔隙度介于7%-10%，平均孔隙度8.6%

刘峁塬区的江57-29钻取位于井深2773~2775米间的岩心

注水增注剂对本组岩心发挥了较好的的减阻增注能力第四部分：室内技术研发

图1的三组对比实验中，可以看出地层水驱替岩心过程，岩心渗透率缓慢下降。图2中在加入注水增注剂后，岩心的渗透率明显增加。这很好的说明该注水增注剂对本组岩心发挥了较好的的减阻增注能力。第四部分：室内技术研发图1地层水驱替岩心实验图2减阻剂溶液驱替岩心实验3.3、浓度优化岩心驱替实验

通过室内浓度优化岩心驱替实验，可以看出在加药浓度为0.1％时，渗透率增大。第四部分：室内技术研发图3减阻剂浓度优化实验

2010年9月生产了6吨注水增注剂在采油四厂化子坪作业区进行现场实验，通过两个多月的现场实验，效果明显。平均泵压下降0.5Mpa。

第五部分：现场应用情况井号所属站2010.09.202010.12.02日配注m3日实注m3油压Mpa套压Mpa日配注m3日实注m3油压Mpa套压Mpa化115-29化一转23239.49.7232312.512.4化117-25化一转303015.315.2303213.813.5化119-25化一转232315.214.8232311.311.2化119-31化一转252512.812.8303011.511化121-25化一转252513.613.6252513.313.1化121-27化一转252510.210.2252510.19.4…………………………化128-27化一转28281414252513.813.2化128-29化一转303011.611.630301212塞440化一转202012