泡沫酸酸化技术

2024-08-05

泡沫酸酸化技术（共3篇）

泡沫酸酸化技术篇1

姬源油田整体投注压力相对较高和正常注水后注水压力上升速度过快, 对注水系统造成巨大压力, 系统不仅已无大幅度提压可能, 高的注入压力也将给中后期油水井处理带来巨大困难［1］。因此, 寻找新的降压增注的方法, 对保持姬塬长8长期稳定注水、实现高效开发极为重要。

1姬塬长8降压增注的现状

油田注水开发过程中, 由于外来液体与储层岩石矿物和储层流体等不配伍, 引起地层堵塞, 使注水井吸水能力下降, 注水压力升高。对已经堵塞的注水井必须采用相应的解堵增注技术才能继续注水。目前注水井解堵增注的技术包括土酸酸化技术、复合酸酸化技术、暂堵酸化技术、多元缓速有机酸酸化技术、氧化性深穿透酸化技术、多氢酸酸化技术等, 这些措施有效率高 ( 一般>90%) , 但有效期较短 ( 3 ~5个月) ［2，3］。针对物性相对差的层, 开展了注水井压裂增注, 措施有效率低, 效果不理想。目前没有一种有效的降压增注技术, 既可以降低注水压力又可以保持注水压力长期稳定。

酸化是一项措施效率较高的增注工艺, 但目前无论什么体系的酸液, 均存在措施有效期偏短 ( 3 ~ 5个月) 的缺陷。所以寻找一种更为有效的酸液体系降压增注是我们需要研究的方向。

2泡沫酸酸化工艺技术研究

2. 1技术原理

泡沫酸酸化原理是在土酸或者复合酸液体系中加入起泡剂和稳泡剂, 通过泡沫发生器与气体 ( 一般为N2) 混合, 形成以酸液和气泡混合的泡沫体系, 使得配制的酸化液体系具有泡沫的流体性质, 溶解砂岩孔隙及喉道中酸溶性结垢物、胶结物和堵塞物, 解除近井地带的阻塞, 改善储层渗流。

根据研究, 泡沫酸酸化工艺其技术特点主要表现在3个方面: 一是泡沫流体具有较高的表观黏度, 在较低的返排速度下, 其携带固相颗粒的能力强。二是泡沫流体密度低, 并且泡沫中气体膨胀能为残酸返排提供能量, 使得残酸返排更彻底, 防止形成二次沉淀, 对地层污染小。三是泡沫酸是一种缓速酸, 具有良好的缓速效果, 可以实现深部酸化。

泡沫酸化所用酸与通常使用的酸化液体系也可以相同, 但其核心在于泡沫与酸液的联合使用所起到的酸液分流效果［4，5］。泡沫能暂堵井段的高渗部位, 使得井筒内布酸均匀, 避免酸液大量进入高渗部位引起地层坍塌。泡沫酸还可以控制反应速度, 提高pH值, 起到缓蚀作用。同时, 在施工过程中, 可以分段塞注入酸液, 通过调整不同段塞的酸液体系, 实现全井段的均匀反应, 避免二次污染。

泡沫酸与储层岩石反应的化学方程式主要包括:

2. 2室内研究

2. 2. 1酸液配方研究

起泡剂是形成泡沫的必要组份, 目前, 常用的起泡剂为表面活性剂, 可分为阴离子型、阳离子型、两性离子型、非离子型、聚合物型及复合型起泡剂等。在表面活性剂结构分析基础上, 结合各类起泡剂的起泡能力及泡沫的稳定性, 本次选用了六种具有起泡能力的表面活性剂用于室内实验评价, 代号分别是OP-10非离子型、K12阴离子型、1227阳离子型、 FOP—4复合型、BS—12两性离子型、EL—23复合型, 采用吴茵混调器法, 转速18 000 r/min, 常温下, 量筒搅拌3 min, 评价泡沫的稳定性。由实验结果看, 起泡倍数最高的是BS—12两性离子型和EL— 23复合型。

1为OP-10;2为K12;3为1227;4为FQP-4;5为BS-12;6为EL-23

选择了这两种起泡剂, 观察它在酸液中的起泡能力, 结果如表1。

泡沫质量的高低, 要观察起泡剂在酸中的起泡能力和泡沫的稳定性。由试验结果看出, 在酸液中, 二种起泡剂EL—23 ( Ⅱ) 和EL—23 ( Ⅰ) 的起泡体积最大和泡沫稳定性最好, 二者相比较, EL—23 ( Ⅱ) 的耐温在130 ℃左右, 成本较高, EL—23 ( Ⅰ) 的耐温在90 ℃左右, 成本较低, 比较适合现场应用。 ES虽然半衰期较长, 但其起泡体积不够, 在现场应用不够理想。因此起泡剂选择EL—23 ( Ⅰ) 后面用字母B替代。

酸液配方的确定需要对酸液的体系中的起泡体积和泡沫酸稳定性, 泡沫特征值, 泡沫酸的相对密度, 泡沫酸液的缓速性, 泡沫酸热稳定性, 泡沫酸液常温放置稳定性, 起泡剂对矿物油的耐受性等因素进行综合考虑［6，7］, 对此进行了详细的室内试验和现场研究。

泡沫酸配方: 1% B + 0. 3% D + 12% HCL + 3% HF + 0. 5% N + 0. 3% X。

其中D是稳泡剂, 阳离子化合物与丙烯酰胺的高聚物, 在酸液中性能稳定, 不降解, 完全水溶。缓蚀剂用N ( 酮醛胺缩合物) , 浓度为0. 5% ~ 1%; 铁离子稳定剂为X ( 异抗坏血酸钠) , 浓度0. 3% ~ 1% 。泡沫酸气相介质: 氮气; 泡沫特征值: 60% ~ 80% ; 地面表观黏度35 ~ 45 mPa. s; 密度0. 3 ~ 0. 4 g / cm3; 滤失系数2. 35 ×10－ 5m / min。

2. 2. 2性能评价

( 1) 泡沫酸液的起泡性和泡沫稳定性。从表2中可以看到酸液配方在添加稳泡剂后基本上能够满足施工时从地面到地层注入过程中保持泡沫流体的状态。

( 2) 泡沫酸液的残酸起泡性能。泡沫酸残酸起泡性能的测定是确保现场施工时有停泵再重新注入时还能起泡的能力, 确保现场施工的可靠性。

( 3) 泡沫酸液的泡沫特征值。泡沫酸液的泡沫特征的测定是确保酸液维持泡沫流体的重要参数。也提供了现场施工时氮气注入时的参数。

( 4) 泡沫酸对微粒的携带能力。残酸中微粒如在地层中存在, 易造成地层的二次堵塞, 从而影响酸化效果［8，9］。因此, 将微粒带出地层是酸化后处理必备的一项措施, 残酸必须具有这一功能。酸液与地层反应后, 存在许多可运移的微粒, 微粒的成分主要是黏土、砂粒, 其他矿物组分较少, 因此, 我们主要观察泡沫酸残液对砂粒和黏土的携带能力［10，11］。泡沫酸中具有起泡剂和稳泡剂, 形成的泡沫具有一定的悬浮能力, 起泡剂的重复起泡能力满足要求, 稳泡剂本身具有一定的黏度, 虽然经地层吸附, 黏度有所降低, 但仍然具有一定的作用, 因而对砂粒有一定的悬浮作用, 能顺利地将微粒带出。

从图2中数据可以看到砂粒在泡沫中的沉降速度仅为在清水中的沉降速度的五分之一左右, 可以看出泡沫的携砂能力明显强于清水。

从图3中可以看到泡沫质量25% ~ 85% 之间时, 砂粒在泡沫中的沉降速度较小, 施工中要将泡沫质量控制在这个范围。试验用砂粒粒径为5 mm。

( 5) 对油水层的选择性评价。分流试验表明: 渗透率相近的两块岩心, 含油岩心的分流量远高于含水岩心的分流量, 这说明泡沫具有封堵水层的能力。油水同层或存在水层的油井, 可以利用泡沫选择性封堵含水层, 将酸液转向油层, 避免水层过度酸化。

( 6) 对不同渗透率地层的选择性试验。三块岩心渗透率分别为16 × 10－ 3μm2、6 × 10－ 3μm2、2 × 10－ 3μm2, 分流量由注泡沫前的9. 7∶ 5. 5∶ 1变为最终的1. 7∶ 1. 5∶ 1, 可见泡沫流体明显降低高渗层的注入量, 提高低渗层的注入量, 最终趋于接近, 使注入流体在不同渗透率地层内均匀推进。

( 7) 耐油性能评价。随着原油含量的增加, 泡沫稳定性能下降, 泡沫半衰期明显缩短, 验证了泡沫酸对含油层起泡性差, 具有遇油消泡的特性。

( 8) 溶蚀性评价。从图6中可以看到相同反应时间下泡沫酸的溶蚀量要低于土酸, 泡沫的高黏度束缚了泡沫酸中H+的运动, H+存在于泡沫的泡沫壁上, 使H+的扩散路径复杂化, 减缓了H+的传播, 达到缓速的效果, 从而实现深部酸化。

( 9) 腐蚀性评价。从图7中可以看到相同反应时间下泡沫酸基液腐蚀性能与土酸相当, 泡沫酸的腐蚀率要远低于土酸, 泡沫酸具有较好的缓蚀作用。

( 10) 抗滤失性评价。从图8中可能看到在15 min时泡沫酸滤失量是土酸滤失量的1 /5, 而且随着时间的延长, 泡沫酸滤失相对很稳定, 有良好的防滤失功能。

( 11) 热稳定性评价。从表6中数据上看在50 ℃ ~ 90 ℃ 范围内, 泡沫酸半衰期的变化不大, 热稳定性良好。

( 12) 泡沫酸的耐盐性。配制不同矿化度的起泡剂酸溶液。在65 ℃下, 恒速搅拌起泡, 读取泡沫半衰期, 测试结果如图9所示。随着矿化度的升高, 泡沫半衰期逐渐变小, 矿化度在小于90 g/L时, 泡沫半衰期变化不大, 具有较好的耐盐性。

通过实验评价可以确定, 该泡沫酸体系能够满足现场应用条件。与施工时所用的助排剂、防膨剂、黏土稳定剂以及铁离子稳定剂进行配伍性实验, 无反应发生, 无沉淀产生, 配伍性良好。

3泡沫酸酸化工艺的现场应用与技术完善

从2012年所实施的2口井的施工情况和注水压力数据分析, 效果都不理想, 分析主要有以下四方面原因: 现场酸液用量不够, 现场酸液缺少检测, 施工返排效果不好。

2012年针对前期分析效果不好的原因, 做了改进。2013年现场实施了5口井。从现场施工的五口井前后注水压力对比来看, 施工后注水压力从施工前18 ~19 MPa下降到16 MPa左右, 平均下降了2 ~ 3 MPa, 效果较好。

从试验井效果统计表中我们能够看出, 在经过了现场工艺改进方案后, 施工的五口井效果比前面提高了很多。从中也可以看到, 不管是哪种措施技术都要对具体的井的基础数据进行细致充分地分析, 现场方案设计也需要相应地改变保证合理, 效果就会接近预期的目的。

4结论

( 1) 针对姬塬长8部分井呈现注水压力高开发出了一种全新的酸液, 泡沫酸酸化液体系, 该体系泡沫酸液的相对密度0. 3 ~0. 4 g/cm3, 滤失系数2. 35 × 10－ 5m / min, 地面表观黏度35 ~ 45 mPa. s, 具有液柱压力低、返排能力强、黏度高、滤失小、对地层损害小、酸液有效作用距离长等特点。

( 2) 在姬塬长8储层现场应用了5井次, 五口井前后注水压力对比来看, 施工后注水压力从施工前18 ~ 19 MPa下降到16 MPa左右, 平均下降了2 ~ 3 MPa, 效果较好。通过5口井的现场试验, 说明泡沫酸酸化也是一种注水降压增注措施之一。

摘要：针对姬塬长8部分注水井呈现整体投注压力相对较高, 正常注水后注水压力上升速度过快, 注水系统压力大, 提出了泡沫酸酸化工艺。该酸液具有液柱压力低、返排能力强、黏度高、滤失小、对地层损害小、酸液有效作用距离长等优点。在室内对泡沫酸配方、酸液体系进行评价试验研究, 首次现场试验, 根据实验结果对工艺进行了改进, 目前已在现场成功试验5口井, 取得了较好的增产效果。

关键词：注水压力,泡沫酸化,工艺试验,措施效果

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泡沫酸酸化技术篇2

关键词：化学转向酸化酸压压裂技术,酸化压裂技术,现状,未来发展

我国地形复杂地质结构种类多, 碳酸盐岩油气资源量大, 勘探开发程度低, 由于原油总体埋藏较深, 原油开发力度大比较困难, 因此转向酸化酸压裂技术近几年正在兴起。转向酸化酸压裂技术原理就是转向酸和酸化压裂技术的合成。转向酸是指能够在特定条件下实现酸性化学溶剂或溶液从低渗层向高渗层转向的酸液体系即为转向酸, 它的作用是在石油开发油井过程中遇到了低渗层或高污染层无法顺利进行开采工程时使用转向酸来改进目前的困难, 使得低渗透压油层提高其压强原油能够上升另一方面时与高污染物进行反应解除困难。目前经常用到的转向酸有泡沫酸、基于粘弹性表面活性剂的VES、DCA等酸液体系。在使用这些化学溶剂发生油井转向的机理为:使用化学试剂和储层或者岩石反应后在岩石表面迅速形成片状胶束。这样就地迅速变粘糊在岩石表面, 阻止酸液的滤失并阻止了酸液继续入侵已经发生反应的岩石表面, 从而达到降滤失和缓速效果。该酸液体系形成的高粘凝胶减少酸液在裂缝和大的孔隙中滤失, 酸液可以形成长的高导流的有效裂缝。像转向酸这样的酸性溶剂体系的优点有很多比如:体系中不含聚合物, 返排后储层无残留物, 不至于造成井下出现废弃物, 对储层具有良好的保护作用, 从而达到对储层高效改造的目的。其次, 它是基于粘弹性表面活性剂技术, 具有独特就地自转向性能, 可以实现长井段均匀改造和形成长的高导流的有效裂缝。因此, 这种酸化压裂的技术手段又称为酸化酸压裂技术, 扩大地层原有裂缝的压力下对地层进行酸处理工艺。酸化酸压裂主要用于堵塞范围较深或者低渗透区的油气井。比较转向酸来说酸化酸压裂技术程度更深解决的困难更大。注酸压力高于油 (气) 层破裂压力的压裂酸化, 人们习惯称之为酸压。而酸化酸压裂技术的基本原理指在足以压开地层形成裂缝或张开地层原有裂缝的压力下对地层挤酸的酸处理工艺, 主要用于油井中堵塞范围较深或者低渗压很低的油气井。

1 转向酸化酸压裂技术应用水平的现状

由于这种促进石油开发力度和质量的技术近几年正在兴起, 国内外有许多的石油公司正在使用中, 但是由于我国的地形和地质条件的差异, 因此和国外来比此技术还没有达到合理利用的技术水平, 有些细节和环节还有所欠缺, 但是比传统的开发技术手段提高了不少, 在某些技术领域已经有所建树。那么转向酸化酸压裂技术使用的现状如何呢?

1.1 转向酸化酸压裂技术在应用中的优点

可实现油井大排量和大规模施工;在施工中出现如果出现井下吸热使得酸性溶剂的粘度增大, 可实现深穿透;由于使用的溶剂是酸性的所以自然可以和多种物质进行反应, 可以后自动降解井内的难分解物质和堵塞物使得油井开发更容易, 原油疏导能力增强, 而且酸性溶还具有自动变粘特性, 可对非均质储层或非均匀损害储层进行全面、均匀、深度改造。在油井开发中容易出现热量的升高现象, 酸性溶剂耐高温自乳化酸体系, 酸液经过高温的作用其稳定性好, 可以满足150℃井酸化酸压施工要求。能够以高质量去实现对油井的清洁、均匀酸化, 深穿透裂缝高导流酸压的目的。

1.2 转型酸化酸压裂技术的缺点

在油井酸化酸压裂作业次数和频率的增多, 相应而来的机械设备也会增多、机械操作的环节多, 技术含量要求高, 因此直接导致施工场地小人员活动不方便, 施工难度加大、作业环境恶劣、安全管理的工作难度大, 极易酿成重大的人员伤亡和财产损失事故。因此转向酸化酸压裂技术在施工时人员与设备高度集中, 井场人员和设备密集, 管理难度大, 出现危险情况不能及时的进行安全撤离, 对人员的管理难度增大。井场布置易存在隐患由于受井场场地的限制, 施工车辆距离井口过近, 压裂仪表车、其他辅助车辆和仪器距离高压区的距离较近, 存在安全隐患。施工过程不论是老井还是新井施工危险性高井下酸化酸压裂技术时压裂作业施工, 尤其是老井, 众多的机械设备极易造成井身结构破坏和输油管线爆裂, 等工程事故, 在井口处承受压力太大时极易引发井喷事故和物体打击事故。在危险发生时救援人员进行救援工作及施工人员逃生困难时会由于井场摆放着各种车辆机械设备, 施工人员就会出现视觉障碍视野范围大大减少, 一旦发生事故, 很难迅速逃生和得到救援, 极易升级为恶性事件, 存在安全隐患。

2 转型酸化酸压裂技术的发展前景

随着油气勘探开发地质需求的提高, 转向酸化酸压裂技术加速向独具特色的方向发展, 向多功能方向发展, 向不同系列的酸化压裂方向发展, 转向酸也会向着多元化的方向发展。转型酸化酸压裂技术在油井施工时会大大提高疏导能力, 降低油井阻碍, 全面改善油气的开发条件, 增大原油的开采效率和质量, 大大增加了经济效益。

3 结语

关于对化学转向酸化酸压技术的研究目前还不是特别的准确和完善, 提高化学试剂在工业上的应用效率和质量还得继续进行研究。

转向酸化酸压技术在目前的应用已经得到了大力的推广, 但是还存在着一些不可避免的弊端, 这就要求这项技术在日益发展中不断的适应生产提高工作效率和安全效率。

参考文献

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[3]刘祖文, 唐敏康.SBR工艺处理屠宰废水[J].江苏:南方冶金学院学报, 2001.22 (2) :117-120[3]刘祖文, 唐敏康.SBR工艺处理屠宰废水[J].江苏:南方冶金学院学报, 2001.22 (2) :117-120

[4]唐受印.水处理工程师手册.化学工业出版社[4]唐受印.水处理工程师手册.化学工业出版社

泡沫酸酸化技术篇3

关键词：超高温特低渗油藏,污染严重,复合酸,深部解堵

一、引言

南堡油田某区块储集层普遍发育, 沙一段为一套辫状河三角洲河道沉积储层, 储层岩性主要为浅灰色粉砂岩、细砂岩和黄灰色砂粒岩。沙一段发育水下分流河道及河口坝砂体, 粒度较粗, 交错层理发育。岩石类型为岩屑长石砂岩, 石英含量30-41%, 长石含量33-45%, 粘土平均含量3.88%。粘土矿物以伊蒙混层和伊利石为主, 伊蒙混层平均为77.0%, 伊利石平均为19.7%。碎屑颗粒分选差-中等, 胶结类型为泥质胶结, 岩石为颗粒支撑, 颗粒间接触关系为线接触, 磨圆次棱-次圆。测井解释平均孔隙度12.4%, 平均渗透率9.8×10-3μm2, 为低孔特低渗储层。储层非均质性表现为平面上非均质性较强, 层间非均质性较弱, 层内非均质强。储层敏感性具有弱速敏、中等偏强-强水敏、中等偏强盐敏、中等偏弱-中等偏强酸敏、中等偏强盐敏的特征。

1. 储层潜在伤害特征及主要堵塞类型分析

(1) 储层地质特征及潜在伤害因素分析[2]

值储层地质特征及潜在伤害因素分析

岩性特征地质特征:岩性以岩屑长石砂岩为主。储层岩性较细, 泥质含量高, 粘土矿物以伊蒙混层为主。

潜在伤害因素:储层具有储层敏感性具有弱速敏、中等偏强-强水敏、中等偏强盐敏、中等偏弱-中等偏强酸敏、中等偏强盐敏的特征。不适当的外来流体于储层岩石接触, 会引起粘土矿物膨胀、分散等造成流通通道的堵塞。

物性特征地质特征:低孔低渗储集层, 孔喉结构较差。储层润湿性为强亲水。潜在伤害因素:酸化施工会引起许多问题, 包括:油管上的伤害物质进入地层;表面活性剂使油藏变为油湿, 特别是缓蚀剂, 可能引起乳化堵塞;水锁等。

流体性质地质特征:层状构造油藏。常规轻质油, 具有密度低、粘度低、含硫量低, 含蜡量高、胶质沥青质含量中等的特点。潜在伤害因素:外来流体与储层流体接触, 或储层环境的变化, 易产生有机、无机垢。

(2) 主要堵塞类型分析

1钻、完井液污染;

2外来流体侵入, 由储层敏感性造成的堵塞;

3生产过程中颗粒运移堵塞;

4酸化过程中造成的损害。

2. 超高温酸液体系研究

(1) 低浓度土酸体系

160℃下, 利用沙一段岩心, 测定不同时间下岩心粉在不同配方土酸中溶蚀率, 实验结果表明:当土酸中氢氟酸浓度低于1.5%时, 随着反应时间延长, 4小时溶蚀达到终点, 最终溶蚀率20%左右;当酸液中氢氟酸浓度大于等于1.5%时, 随着反应时间的延长, 酸液对岩心粉溶蚀率呈下降趋势, 分析可能是生成了二次沉淀。[3,4]因此高温砂岩酸化宜降低土酸中氢氟酸浓度, 保证对地层适度、清洁改造。推荐土酸中氢氟酸浓度0.5-1%。具体实验结果如下。

(2) 多元缓速酸体系

筛选评价出的多元缓速酸、多氢酸等缓速酸体系, 在常规酸达到溶蚀终点时仍然具备反应能力, 随反应时间延长溶蚀率逐渐增大, 提高了酸液穿透距离、有效解除储层深部堵塞, 有效恢复地层渗透率, 最大限度恢复油气井产能。[5]

(3) 不同温度系列高温缓蚀剂

不同温度下, 利用高温高压动态腐蚀仪, 通过测定不同土酸体系配方4小时对P110钢片腐蚀速率, 优选形成不同温度系列高温缓蚀剂, 实验结果如下:

3. 复合酸深部酸化工艺

按照注入处理液能否实现深穿透, 分为常规酸化工艺和深部解堵酸化工艺。[1]深部酸化工艺采用低浓度土酸复合多元缓速酸、多氢酸、自生酸等缓速酸中的一种或几种做为主体酸。注入的工作液包括前置液、主体酸、后置液;注入顺序为前置酸-主体处理酸-后置顶替液;前置酸用量为0.5-1.2m3/m, 主处理液用量:1.0~1.5m3/m, 后置液用量:0.6-1.2m3/m。[7,8]

4. 酸化、排液一体化施工管柱

按设计要求地面组配管柱, 管柱组合由下至上为:喇叭口*3000.0m+2-7/8in P110外加厚油管至井口; (在903m、1754m、2340m、2792m处分别加装第一至四级气举工作筒) 。研究形成的一体化施工管柱简化了施工工序, 缩短了作业周期, 节省了作业成本。[8]

二、现场应用效果

该技术自2012年研发成果成功以来, 已在该区块推广应用3井次, 有效率100%, 平均单井有效期260天, 截止2014.9月累计增油达到30345吨。

结论

1、首次开展了常规土酸在160℃下酸岩反应特征研究, 针对高温下常规土酸二次沉淀量大, 酸化过程可能对地层造成严重伤害的问题, 优化形成低浓度土酸体系。

2、针对储层物性差, 既有近井伤害又有远端污染, , 采用快反应的低浓度土酸与一种或几种缓速酸形成的复合酸做为主体酸, 在低浓度土酸快速解除近井污染的同时, 利用缓速酸穿透距离长的特点, 对储层深部污染进行解堵, 最大程度恢复储层渗透率, 最大限度恢复油气井产能, 该项研究成果达到国内领先水平。

3、针对大型酸化, 酸液量大、施工周期长的问题, 优化形成酸化-排液一体化大型酸化施工管柱, 将注酸、排液两道工序有机结合, 减少了酸化过程起下管柱次数, 节省了作业费用;缩短了施工周期, 保证了残酸快速返排, 降低了残酸对地层的二次伤害, 有力保障了酸化措施效果。该项成果达到国内领先水平。

参考文献:

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