段塞技术

2024-08-22

段塞技术（共6篇）

段塞技术篇1

摘要：钻井液段塞技术是一种采用有别于井筒内钻井液性能的塞段式钻井液, 可有效规避钻井作业风险、解决井下复杂情况、在海上作业中较高频率使用的处理复杂情况的钻井液技术。它可以有针对性的调整所需要的粘度、密度、封堵性、润滑性等性能, 合理而方便快捷的控制所需性能, 达到高效、安全的解决井下复杂情况的目的。

关键词：段塞技术,钻井液,渤海湾,井下复杂情况,环空

钻井液段塞可分为稠塞、稀塞、重塞三类, 下面将结合工程情况介绍几种常用段塞在渤海湾的应用情况。

一、稠塞

一般来说稠塞就是高粘高切的钻井液。在渤海湾其应用与作用主要有以下几个方面:

1. 完钻长起钻前封闭局部裸眼段

对裸眼存在易垮塌岩性的井, 起钻前在井底垫入150-200m稠塞, 调整该稠塞粘度较井浆高30-50秒, 可以防止钻屑和井壁塌块下沉堆积并有效避免井底沉砂过多影响测井作业, 同时保证套管下到预定深度。

在稠塞中提高润滑剂、防塌抑制剂和封堵材料的加量, 又可以同时起到稳定井壁, 防卡、防塌、防漏的作用。

2. 循环钻进中泵入稠塞

循环钻进过程中, 注入稠段塞, 可以大大提高钻井液悬浮携带钻屑能力, 把滞留在井内的较大塌块和粘软泥岩钻屑团块带出井筒, 从而起到清洁井眼的作用, 该段塞粘度可以配置到180秒以上以保证将较大的塌块携带出来。

应用此种方法能判断正在使用的泥浆性能是否能满足正常的携砂要求, 还可以判断是否有大肚子井段的存在。

3. 垮塌井段注入稠段塞

在垮塌井段 (大肚子井眼处) 注入悬空稠段塞, 并在其中加大防塌剂、封堵剂材料的加量可以稳定井壁和防止钻屑塌块聚集形成砂桥。

各种稠塞配置要求:有足够的结构强度, 同时具有可泵性。段塞的配置量要灵活掌握, 封闭井底段塞一般控制150-200m;悬空段塞应覆盖要封闭井段上下50m为宜;循环段塞应根据循环井深, 井塌的严重程度, 塌块的大小来确定, 更重要的是要观察稠塞返出地面时的携砂效果来制定下一步作业方案, 有时要重复多次用稠塞扫井, 必要时稠塞稀塞并用, 稀塞在前稠塞在后, 清扫携砂效果更好。

二、稀塞

1.稀塞的种类:

(1) 清水。 (2) 清水+烧碱+清洗剂。 (3) 清水+烧碱+降粘降失水剂。 (4) 清水+烧碱+降粘降失水剂+KCl。

2. 稀塞的作用原理:

(1) 紊流形态增强搅动和冲洗作用。 (2) 对地层钻屑有水化分散和渗透作用。 (3) 可以削弱、消除环空堵塞强度, 穿透堵塞壁垒打通循环通道。

3. 稀塞的功能:

(1) 解除泥包

在钻头发生泥包时扭矩明显减小, 甚至没有扭矩, 没有进尺, 泵压升高, 尤其钻头接触井底时泵压升高明显, 甚至憋泵;钻具钻铤扶正器泥包, 会使环空受阻, 泵压升高, 扭矩增大。

环空堵塞和钻头泥包基本都是因为钻头附近和环空有钻屑等聚集形成的泥团包住了钻头或者扶正器造成, 这种情况下, 尤其是钻头钻铤刚刚有泥包征兆时, 及时泵入稀塞, 在稀塞要出钻头时, 将钻头提离井底到合适的位置, 用高转速, 大排量冲洗钻头, 利用低粘度稀塞对钻头和扶正器进行紊流冲刷, 可以冲刷掉钻头和扶正器上的泥团, 从而起到打通环空和解除钻头泥包的作用。

(2) 消除钻具阻卡、环空憋压现象

在钻速过快, 钻屑大量聚集在环空使环空通道受阻, 造成憋泵、憋扭矩甚至钻具遇卡时, 及时泵入稀塞常常可使钻具解卡, 环空受阻憋泵现象得到缓解。

(3) 破坏岩屑床

在大斜度井中, 钻速较快时会经常因为大量钻屑聚集形成岩屑床造成憋泵遇卡, 利用稀塞及时进行冲洗, 破坏岩屑床, 配合稠塞及时进行携带, 常常能及时解决该问题。

4. 注意事项:

稀塞的运用局限于上部井段和井壁稳定的地层中使用;深部地层谨慎使用 (使用时保证稀塞自身低失水、强抑制、合适的密度) ;易垮易漏的地层禁止使用。

三、重塞

重塞是密度高于循环钻井液的钻井液。其作用主要包括: (1) 增加静液注压力, 克服地层孔隙压力, 防止地层流体侵入井内造成井涌、井喷。 (2) 克服地层坍塌压力, 稳定井壁, 防止井垮。 (3) 起钻时补上钻进时的循环压耗, 减轻起钻时的抽吸作用, 达到防喷防塌的目的。 (4) 起钻时钻杆内打入重塞保持起钻卸扣时不喷泥浆, 提高起钻时效。

此外, 在渤海湾海上作业中, 采用纤维状、粒状、片状等各种不同粒径和形状的堵漏材料按一定的比例混合配制而成, 用来防漏、堵漏和提高易漏地层的承压能力[1, 2]的堵漏段塞;对地层微裂缝、孔隙较发育的高渗沙层和水敏性地层具有强封堵功能, 对易剥落, 易垮的泥页岩地层具有极强的防垮功能的防塌防卡段塞;用来解决卡钻事故而配置的解卡段塞等均有广泛的使用。

综上, 防止井下复杂情况和解决井下复杂情况都离不开钻井液段塞技术。各种段塞技术在应用的过程中都有很多需要注意的地方和关键的技术措施, 需要在工作中不断的摸索与完善。

四、结论

1. 使用稠塞时, 一定要观察到稠塞返出井口。如果稠塞返出并携带出很多塌块、钻屑表明井下有井跨、大肚子井眼或大量塌块滞留在井内。这时要重复上述作业, 直到稠塞返出没有塌块钻屑或明显减少为止。稠塞在现场可以回收重复利用。

2. 堵漏段塞至少要覆盖漏点200m以上, 具体量要视情况而定, 堵漏段塞顶替到位后, 要起钻至段塞顶部憋压挤注, 直到地层承压能达到预定的压力才算堵漏成功, 憋压挤注时最好使用固井泵, 不建议直接用泥浆泵。

参考文献

[1]徐同台, 刘玉杰, 申威等钻井工程防漏堵漏技术石油工业出版社, 2000年6月.

[2]鄢捷年钻井液工艺学中国石油大学出版社2000.

[3]梁大川, 蒲晓林, 徐兴华煤岩坍塌的特殊性及钻井液对策西南石油学院学报, 2002, 24 (6) .

段塞技术篇2

1驱油机理

聚合物驱油技术可以扩大波及体积, 进一步提高采收率[1], 但单一段塞的聚合物驱油技术, 使低渗透油层仍有大部分剩余油未动用。多段塞交替注入技术是通过向油层逐次注入高、低浓度聚合物溶液, 形成不同浓度的聚合物段塞, 驱替不同渗透率的油层。当注入高浓度段塞时, 段塞首先进入渗流阻力较小的高渗透油层。随着高渗透油层渗流阻力增加, 高渗透油层压差逐渐增大;再注入低浓度段塞时, 当低浓度段塞遇到高浓度段塞, 由于高浓度段塞两端的压差较大, 使低浓度段塞自动转向低渗透油层, 驱替低渗透层的剩余油[2] (图1) 。交替注聚技术使不同浓度的聚合物溶液与不同性质油层更为匹配, 这种驱替技术打破了传统的一种浓度单一段塞设计, 实现了注入方式多元化。与单一浓度段塞注入技术相比, 此项技术避免了单一高浓度聚合物注入低渗透油层, 造成对地层的伤害, 同时也避免了单一低浓度聚合物注入高渗透油层, 无法建立有效的驱替, 形成聚合物段塞的无效注入, 从源头降低了成本, 控制了无效注入。

2技术应用

针对萨北开发区注聚区块部分井区低渗透油层吸入厚度比例低、低值期时间短、干粉用量大等实际问题, 选取10 口注入井, 优化段塞组合, 实施交替注入, 现场应用取得了较好的聚驱效果。

2.1交替注入段塞组合优化

根据油层发育, 连通状况等静态资料, 建立10个井组的精细地质模型, 设计2 个多段塞交替注入方案和1 个单一段塞注入的常规注聚方案, 设计高浓度段塞浓度为2000 mg/L, 低浓度段塞浓度为1000 mg/L, 高、低浓度段塞的不同注入时间, 单一段塞常规注聚浓度为1800 mg/L。应用数值模拟技术, 研究不同交替周期对含水和采收率的影响, 预测开发指标, 对比设计方案, 优化最佳注入段塞组合方式。根据数模预测结果, 最佳周期方案为先注2 个月2000 mg/L高浓度段塞, 再注4 个月1000mg/L低浓度段塞。此方案含水运行最低, 较常规注聚低0.59%, 见图2, 阶段采出程度为6.91%, 比常规注聚多提高0.47%采收率, 见图3。

2.2实施效果

2.2.1低渗透油层动用比例增加

按照方案优化结果, 对10 口井实施多段塞交替注入:2000 mg/L高浓度注入2 个月, 1000 mg/L低浓度注入4 个月。方案实施1 个周期后, 注入井吸入剖面得到明显改善 (表1) , 全井吸入厚度比例由65.6%增加到71.5%, 增加了5.9%。各类油层的动用比均有所提高, 其中渗透率k小于300×10-3μm2的低渗透油层吸入厚度比例由62.1% 上升到68.5%, 上升了6.4%, 相对吸入量由16.0%上升到24.3%, 上升了8.3%, 低渗透油层的动用程度得到明显的加强。

2.2.2含水回升速度减缓

10 口注入井注入量较实施前下降70 m3, 1 个周期内累计节约聚合物溶液1.26×104m3, 周围22 口采油井日产液减少42 t, 累计少产液0.54×104t, 月含水回升速度0.12%, 较实施前下降了0.13%, 累计节约干粉87 t, 见表2。

2.2.3节能效益评价

通过应用多段塞交替注入驱替技术, 有效的增加了低渗透油层的动用, 节约了注水, 降低了无效产出, 达到了降本增效的目的。实施1 个周期, 10口注入井共创经济效益140.544 万元[3]。

3结论

1) 多段塞交替注入使不同浓度聚合物段塞与不同渗透率油层更为匹配, 从方案设计源头上控制了聚合物溶液的无效注入。

2) 多段塞交替注入技术应用后, 增加了低渗透油层的动用, 达到控水降液, 减少了无效注入。

摘要：萨北开发区由于聚驱的开发对象由一类油层转向二类油层, 聚合物用量逐年加大, 油层动用比例降低, 开发效果和效益逐渐变差。为了降低聚驱成本, 提高开发效果, 选取10个典型井组, 应用多段塞交替注入技术, 建立不同渗透率油层有效的驱替段塞, 实施后低渗透油层的动用比例增加了6.4%, 创造经济效益140.544万元, 实现了降本增效的目的。

关键词：聚合物驱,多段塞交替注入,低渗透油层

参考文献

[1]王德民, 程杰成, 吴军政, 等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用[J].石油学报, 2005, 26 (1) :74-78.

[2]李鹏华, 李兆敏, 赵金省, 等.多段塞平行聚能提高聚合物驱后采收率实验研究[J].石油学报, 2010, 31 (1) :110-113.

段塞技术篇3

随着油气开发由陆地走向深海,海底管道运输已成为海上油气生产中油气传输的主要方式。海底管线中多相混输的应用能够削减海上平台工艺设施的建设费用,简化操作管理。

深水压力较大,温度低,对海底混输管道提出了更为严格的要求。海底油田产出油及其伴生气经过井筒、海底管道、立管后,被输送到海洋平台预处理装置。在此混输过程中,容易出现一系列问题如段塞流、析蜡、水化物、腐蚀、固体颗粒冲蚀等,有的已经严重威胁到生产的正常进行和海底集输系统的安全运行。

严重段塞流主要是由立管系统特殊的几何形状引起的。当立管系统上游管线为下倾管时,在油田开发末期或油气流速较小时,气液混合物流过下倾管后进入立管。在重力的作用下,液体在立管底部聚集,形成液塞。气体被堵塞在上游管线中。随着来流的增加,液塞向立管顶部和上游管线中增长。当液塞头部达到立管顶部的时候,液塞流出立管。上游管线中的气体压力也逐渐增大。当气体压力足够克服立管中液塞形成的静水压力的时候,气体推动液塞向下游移动。气体进入立管,推动液塞快速流出。立管中压力下降,液体在重力作用下回落,形成新的液塞。根据严重段塞流的形成过程,分为液塞生长、液塞移动、气体进入立管、气体冲出液体回落四个阶段。

通常情况下,严重段塞流由于其瞬变性和周期性,容易引起分离器溢出或压力过高、压缩机超负荷运行、造成阀门或弯头处压力过高、管线机械疲劳、高摩擦压力损失,影响末期油田生产等。因此,海洋油气开发过程中应积极做好严重段塞流的预防和控制工作[1]。

从1973年开始,Yocum[2]、Schmidt[3]、Taitel等人[4]对立管系统严重段塞流特性进行了研究,分析了立管倾角、气液流速等因素对严重段塞流的影响。然而,大多数理论模型并没有考虑气、液相之间的传质、传热过程及温度对于严重段塞流的影响。天然气凝析液(以下简称流体)在混相输送过程中,随着温度和压力的降低,很容易发生相变。海洋深处海水的温度较低,在油藏产出物输送过程中,管道沿线温度并不恒定,在压力、温度共同作用下气液相特性在管道内各处并不相同,如气相与液相的混合摩尔质量、黏度、液相密度等。流体性质的变化又会影响流体流动特性,引起压力、温度的变化。因此,仅采用不考虑温度及气液相质量流量不变的水动力学模型来模拟管道-立管系统的流动状态将与实际情况有偏差。

为了研究海洋立管系统中发生相态变化时对严重段塞流特性的影响,首先需要建立严重段塞流水力学模型,然后与相平衡计算模型、温度计算模型进行耦合计算,完成严重段塞流组分计算。

1 严重段塞流水力学计算模型

严重段塞流水力学模型是组分模型的基础。根据液塞生长、液塞移动、气体进入立管、气体冲出液体回落四个阶段,结合严重段塞流形成原理,采用一系列常微分方程建立了一个简化的、准平衡态的严重段塞流模型,以模拟立管底部和上游管线压力随时间的变化、段塞头尾在管线中的移动、段塞周期等特性参数。

模型建立在以下假设的基础上:

(1) 在整个流动过程中,立管系统内流体温度保持不变。

(2) 立管系统出口压力为常数。

(3) 保持入口气液质量流量恒定。

(4) 气体按照理想气体状态方程进行计算。

(5) 液塞形成时,液塞中无气泡夹带。

(6) 上游管线中持液率与空间无关,且随时间变化微小。

输入参数包括:水平管长度L1、倾斜管在水平方向的投影长度L2、立管高度H、下倾管倾角θ、入口气相质量流量 $\dot{m}_{g}$ 、液相质量流量 $\dot{m}_{l}$ 、流体温度T、出口压力Ps、气相黏度μg、液相黏度μl、液相表面张力σ、液相密度ρl、气相摩尔质量M。

根据严重段塞流形成的过程,建立数学模型如下。

气液流速较低时,由于立管系统特殊的结构,液塞在立管底部聚集,液塞分别向立管下游和倾斜管上游增长。图1给出了该阶段理想的液塞生长结构图,其中h1、h2分别为液塞头部和尾部的高度。

根据气体质量守恒、气体状态方程、压力守恒、液体质量守恒,推导得到以下四个方程:

Vg=(L1+L2/cosθ-h2/sinθ)A(1-ε0) (1)

$\dot{m}_{g} = \frac{Μ}{z R Τ} \frac{d (Ρ_{p} V_{g})}{d t} (2)$

$(\frac{d h_{1}}{d t} - \frac{d h_{2}}{d t}) ρ_{l g} = \frac{d (Ρ_{p} - Ρ_{s})}{d t} (3)$

$\dot{m}_{l} = ρ_{l} A (\frac{d h_{1}}{d t} + \frac{1 - ε_{0}}{\sin θ} \frac{d h_{2}}{d t}) (4)$

式中,Vg为被液塞所堵塞的上游管线中气体的体积; ε0为上游管线中持液率;A为管线截面积; z为气体压缩因子;R为气体常数; Pp为上游管线的压力; g为重力加速度。

以上方程组含有ε0、Pp、Vg、h1和h2五个未知量,需要引入封闭方程。将ε0采用明渠模型进行计算作为该方程组的封闭条件,采用Runge-Kutta法进行求解。

液塞生长阶段结束的标志为液塞头部高度达到立管顶部。液塞移动阶段的基本原理与液塞形成阶段相似(图2),结束条件为液塞尾部到达立管底部。

当液塞尾部到达立管底部后,气体开始进入立管(图3)。通过实验观察可以发现,气体以泰勒气泡的形式进入液塞。液塞尾部之下呈现气液两相混合的状态。根据入口气液流速的不同,此时的两相流状态也不同,可呈现出泡状流、段塞流、环状流等状态。为了计算的方便,研究者们通常仅采用一种流型进行计算。现采用段塞流进行计算。在文献[5]的基础之上建立气体进入立管的模型。

根据立管系统中液相质量守恒、气相质量守恒、动量方程、液塞流动速度、液塞相液体连续性方程可得

$\dot{m}_{l} = ρ_{l} A (\frac{d L_{s}}{d t} + \frac{d (ε h_{2})}{d t}) (5)$

$\frac{Μ V_{g h}}{R Τ} \frac{d Ρ_{Ρ}}{d t} + \frac{Μ}{R Τ} \frac{d (Ρ_{4} V_{g r})}{d t} = \dot{m}_{g} (6)$

$\begin{array}{l} Ρ_{p} A - Ρ_{s} A - Δ Ρ_{f} (Η - h_{2}) A - Δ Ρ_{m} h_{2} A - ρ_{l} A g (Η - \\ h_{2}) - ρ_{m} A g h_{2} = \frac{d (ρ_{l} A u (Η - h_{2}) + ρ_{m} A h_{2} u)}{d t} (7) \end{array}$

$u = \frac{d L_{s}}{d t} (8)$

$\frac{d L_{s}}{d t} = ε \frac{d h_{2}}{d t} (9)$

式中,

Vgh=(L1+L2/cosθ)(1-ε0)A;

Vgr=h2(1-ε)A;

P4=0.5(P1+Pp);

P1=Ps+ρg(H-h2)。

Ls为立管顶部流出的液塞长度;ε为立管中两相区平均持液率;Vgh为上游水平段和倾斜段的气相体积;Vgr为立管中气体体积;P4为立管中两相区平均压力;P1为液塞尾部压力;ΔPf为立管内液塞段单位长度的沿程摩擦压降;ΔPm为立管内气液混合段单位长度的沿程摩擦压降,可通过经验公式计算[6];ρm为立管内气液混合段混合密度;u为液塞流动速度。

式(5)～式(9)含有六个未知量Ls、P1、Pp、h2、u、ε。将段塞段平均持液率采用Sylvester段塞流模型[6]计算,作为方程组封闭的条件,即可求解。

当液塞尾部达到立管顶部之后,该阶段结束。

气体进入分离器后,立管系统中的压力迅速下降,减小到一定程度后将停止下降。立管中为气液两相流状态,该阶段对两相流进行分析建模,与第三阶段相似,在此不再详述。

当气体压力下降至不足以继续吹散及推动立管中的液体时,液体在重力的作用下开始回落,与来流液体汇合,在很短时间内形成新的液塞。

该严重段塞流水力学模型可以对不考虑相态变化的两相流进行模拟,如空气、水两相流动。

2 相平衡计算模型

在严重段塞流水力学模型中,所需计算的物性参数有气液相密度、黏度、气相摩尔分数以及持液率等。天然气凝析液管道中,上述物性参数随着温度、压力的变化而变化。因此,需要采用相平衡计算模型对以上参数进行计算。采用PR状态方程。

$p = \frac{R Τ}{v - b} - \frac{a (Τ)}{v (v + b) + b (v - b)} (10)$

式(10)中,p为压力,T为温度,R为气体常数,v为摩尔体积, b为特征参数。

在凝析油气两相流工艺计算中,由质量守恒可知,管道沿线气液混合物的总摩尔组成不变。假设任一微元管段在准稳态压力、温度下处于相平衡状态,由闪蒸计算[7]即可求出气液相组成及摩尔分数,进而求得气液相质量流量等参数。

3 温度计算模型

温度计算是天然气凝析油管线流动计算中的一个重要组成部分。管线中的相态计算与流动过程是相关的。为了简化计算,对沿线流体温度计算采用稳态计算模型。

模型采用的凝析油气管线中温度计算模型[8,9]考虑了沿线温降、焦汤效应等,是两相流温降显式计算公式,在相态、流动耦合计算中大大提高了计算效率,并且能够准确的预测管道沿线的温度分布。

$\begin{array}{l} Τ_{i} = Τ_{e} + (Τ_{i - 1} - Τ_{e}) \exp (- Δ x_{i} / L_{r}) \times \\ \frac{L_{r}}{c_{p m}} (α_{h m} c_{p m} \frac{d p}{d x} - g s i n θ) [1 - \exp (- Δ x_{i} / L_{r})] (11) \end{array}$

式(11)中 $L_{r} = \frac{W_{m} c_{p m}}{U π D_{0}}$ ;D0为管道外径;Wm为混合物质量流量;Δxi为管段长度;认为总传热系数U、气液混合物的定压质量比热cpm、J-T效应系数αhm、环境温度Te、压降 $\frac{d p}{d x}$ 为常量,下标i代表节点。

4 相态、温度、流动的耦合求解

立管系统中热力学计算时,假设每一时刻各点为准稳态状态,即各点在此刻的压力、温度、相态都达到稳定状态。

图4给出了严重段塞流组分模型第I阶段液塞形成过程的计算框图。液塞移动、气体进入立管、气体冲出与液体回落阶段的计算过程与此相似。

5 模型验证

由于现场及实验数据的缺乏,将严重段塞流组分模型的计算结果与多相流模拟软件OLGA的模拟结果进行对比以验证该模型的实用性。

某海底管道立管系统的布置如图5所示。管道内径为307 mm,壁厚为8.0 mm,内壁绝对粗糙度为0.015 mm,总传热系数为11.62 W/(m2·K),管中输送介质为凝析油、气。表1为两组不同的输送组分。

采用严重段塞流模型和OLGA模型模拟了表1中组分1和组分2发生严重段塞流的情况。

OLGA模拟时选用了组分模型[10]进行计算,利用状态方程、热力学相态平衡方程进行泡点、露点和闪蒸计算,计算出气液相各自组成、气液密度、比热容及黏度等热物理性参数,继而进行工艺计算,由此可以模拟随着管道沿线温度和压力的变化,气、液相间的质量传递量、凝析和反凝析现象等。

管道立管系统运行参数:管道入口温度为30 ℃,环境温度为5 ℃,立管出口压力保持在5 MPa,模拟流量为20 kg/s。

组分1和组分2的管线入口压力的模拟结果分别如图6和图7所示,压力最值和周期比较结果见表2。由于出口压力固定,因此入口压力即可反应立管系统入口与出口之间的压降的动态变化。

这两个算例中,严重段塞流组分模型的计算结果与OLGA模拟相比,相对偏差在±15%以内,因此本文所建立的严重段塞流组分模型与OLGA软件模型具有可比性,可以为凝析油气管线中严重段塞流的预测提供参考。

6 结论

(1) 基于严重段塞流的形成原理,建立了海洋立管系统严重段塞流水力学模型。模型根据严重段塞流的流动过程分为液塞形成、液塞移动、气体进入立管、气体冲出液体回落四个阶段。将严重段塞流水力学模型与相平衡计算模型、温度计算模型相结合,建立了严重段塞流组分模型。该模型能够计算天然气凝析液立管系统中严重段塞流的流动特性。

(2) 研究表明,该严重段塞流组分模型的预测结果与OLGA模型的模拟结果进行了对比,计算结果说明了该模型的实用性。

(3) 该模型可用于海洋立管中的严重段塞流的预测,对于严重段塞流的预防和控制具有一定的借鉴和指导意义。

参考文献

[1]徐孝轩,宫敬.海底混输管线严重段塞流动的预测与控制.海洋工程,2005;23(4):121—128

[2]Yocum B T.Offshore riser slug flow avoidance:Mathematical models for design and optimization.SPE4312,1973

[3]Schmidt Z.Severe slugging in offshore pipeline riser-pipe systems.SPE12334,1985

[4]Taitel Y.Stability of severe slugging.Int J Multiphase flow,1986;12(2):203—217

[5]李明.海底立管系统流固耦合动态特性.北京:中国石油大学(北京),2010

[6]刘淼儿,李清平,宫敬,等.立管系统中严重段塞流的一维瞬态模型.中国海上油气,2007;19(2):125—130

[7]郭天民.多元气-液平衡和精馏.北京:石油工业出版社,2001

[8]邓道明.天然气-凝析液混输管流特性模拟研究.北京:中国石油大学(北京),2005

[9]邓道明,宫敬.天然气-凝析液混输管线温降计算.工程热物理学报,2008;29(10):1691—1694

段塞技术篇4

但是,油气集输海管立管较高、气液比大,上岸油气混输管线末端极易出现段塞流。段塞流的产生使多相管流出现不稳定振动,会造成管路压降急剧增大,影响站内正常生产和安全,危害极大,因此需要采取一定的方法来消除段塞流,在混输管路终端设置段塞流捕集器就可以有效地解决该问题。它主要有两个作用[3]:(1)有效地进行气液分离和捕集气体中携带的液体,确保下游气体处理设备正常工作;(2)在最大液塞到达时,可作为带压液体的临时储存器,能均匀连续地向下游供液,使液体处理设备正常工作,对设备起到了很好的保护作用。

1 段塞流捕集器的设计

1.1 设计原则

①从Prudhoe Bay油田试验得到的经验指出,从1000个段塞中选择最大的段塞近似符合于实际观察到的最大段塞[4],所以本文以1/1000概率的最长液塞相应的体积作为捕集器的设计处理量;

②容器式用于海洋平台上,有较大的缓冲容积,其缓冲容积对应的高低液面约为0.25～0.7[2],以满足气液瞬时流量的较大变化;

③捕集器的优化设计以满足捕集器功能和现场条件、少投入获取最大经济效益为目标。

1.2 捕集器结构尺寸初算

容器式液塞捕集器的结构和工艺计算方法与常用的油气分离器无本质差别。本文就采用以往油气分离器的工艺计算方法(采用载荷波动系数[5]来考虑进入分离器的气液相比例随时间的变化)进行容器式液塞捕集器的初步计算。这种方法的计算结果虽然与实际情况存在难以预料的偏差,但可作为捕集器动态模拟的初始结构尺寸。捕集器工作时应同时满足从气体中分出液滴和从液体中分出气泡的要求因此。计算和选择捕集器时,应参照下述步骤进行。

1.2.1 初步确定捕集器尺寸

按液体中分出气泡由液体在捕集器内的要求停留时间t和原油处理量Qt,根据在t时间内进入捕集器的液体量与捕集器控制液面至出油口这段高度范围内液体量相等的原则,可决定捕集器尺寸直径D:

$D = [\frac{Q_{t} β t}{360 π k_{l} (n_{2} - n_{1})}]^{\frac{1}{3}} (1)$

式(1)表示液体处理量、捕集器结构尺寸和要求液体在器内停留时间三者的关系式,由它可决定捕集器结构尺寸。据此,初选捕集器直径D=2.9和长度L=11.6。

弓形面积与捕集器横截面积之比为:

$n = \frac{1}{n} [(\frac{y}{r} - 1) \sqrt{1 - (\frac{y}{r} - 1)^{2}} + \sin^{- 1} (\frac{y}{r} - 1)] + \frac{1}{2} (2)$

式中:y—— 捕集器内液位深度; β——载荷波动系数

1.2.2 初选捕集器的气体处理量

用阿基米德准数计算100μm粒径的液滴在气相中的匀速沉降速度,根据欲求沉降速度的液滴直径d(100μm)和分离条件下的油气物性,按下式计算阿基米德准数Ar

$A_{r} = \frac{d^{3} (ρ_{t} - ρ_{g}) g ρ_{g}}{μ_{g}^{2}} (3)$

按表1计算雷诺数Re:

计算液滴沉降速度:

$ω_{0} = \frac{μ_{g} Re}{d ρ_{g}} (4)$

计算捕集器气体处理能力:

$Q_{g s} = 67858 D l_{e} ω_{g v} \frac{Ρ Τ_{s}}{Ρ_{s} Τ Ζ β} (ω_{g v} = 0.7 ω_{0}) (5)$

式中:μg——分离条件下气体的动力粘度,Pa·s

le——重力沉降部分的有效沉降长度,一般取圆筒长度的0.6～0.8[6]

ωgv——捕集器内允许气体流速,m/s

将捕集器气体处理能力与实际气体处理量比较,若大于实际气体处理量,则满足要求;否则,重新选择捕集器结构尺寸。

1.3 容积式段塞捕集器动态模拟计算

所谓动态模拟计算就是通过对入口段塞流工况下捕集器工艺参数(主要是液位和压力)随时间的波动情况的模拟,来校核和优化捕集器尺寸。在模拟中考虑了段塞流工况下的最大液塞长度,因此这种工艺计算方法更贴近实践。随着液塞单元的不断进入会导致捕集器内液位和压力的波动,这种波动可通过控制液位和压力控制阀的开度,进而调节液体和气体的排出流量加以缓解。这种工艺计算方法的应用,首先必须建立捕集器系统。

1.3.1 捕集器系统

图1为容器式液塞捕集器系统示意图[7]。假设其内部无构件,分别用比例积分(PI)控制器控制气体排放管线上的控制阀,及液体排放管线上的控制阀。设气体排量不受限制,而液体的最大排量受排放管线输量的限制,最小排量受下游管线最小流量的限制。

1.3.2 数学模型

针对上述的捕集器系统,可建立其工况动态模拟的数学模型,它是一组常微分方程,主要包括以下六种方程:

①液体体积变化方程

$\frac{d V_{L}}{d t} = \frac{1}{n} (u_{s} Η_{L f} A_{p} - Q_{L o u t}) (6)$

式中:Vt——捕集器内液体体积 HLf——液塞含夜率

QLout——捕集器排液量 n——捕集器台数

us——液塞速度 Ap——管道横截面积

②压力变化方程

$\frac{d p_{c a t c}}{d t} = (ν_{s} A_{p} - Q_{g o u t} - Q_{L o u t}) \frac{p_{c a t c}}{n V_{g}} (7)$

③液位变化方程

$\frac{d p_{L c a t c}}{d t} = \frac{n}{2 L_{c a c t}} (d_{c a t c} h_{L c a t c} - h_{L c a t c}^{2})^{- 0.5} \frac{d V_{L}}{d t} (8)$

④控制器方程

压力控制器送往压力控制阀的压力Pc随时间的变化

$\frac{d p_{c}}{d t} = Κ_{c} Κ_{Τ} [- \frac{d p_{c a t c}}{d t} + \frac{1}{t_{i}} (p_{c a t c}^{s e t} - p_{c a t c})] (9)$

液位控制器送往液位控制阀的压力P′c随时间的变化

$\frac{d p^{'}_{c}}{d t} = Κ^{'}_{c} Κ^{'}_{Τ} [- \frac{d h_{L c a t c}}{d t} + \frac{1}{t^{'}_{i}} (h_{L c a t c}^{s e t} - h_{L c a t c})] (10)$

式中:Kc——偏差增益 KT——变送器增益

ti——积分时间

$Κ_{Τ} = \frac{0.08}{p_{c a t c \max} - p_{c a t c \min}} Κ^{'}_{Τ} = \frac{0.08}{h_{L c a t c \max}}$

⑤仪表风管线方程

压力控制阀压力pν(Pa)随时间的变化

$\frac{d p_{ν}}{d t} = \frac{p_{c} - p_{ν}}{t_{0}} (11)$

液位控制阀压力p′ν(Pa)随时间的变化

$\frac{d p^{'}_{ν}}{d t} = \frac{p^{'}_{c} - p^{'}_{ν}}{t^{'}_{0}} (12)$

式中:t0——与仪表风管线长度有关的时间常数

⑥控制阀方程

压力控制阀 $\frac{d x}{d t} = [0.10 - p_{ν} - \frac{0.08}{100} x] \frac{100}{0.08 C_{0}} (13)$

液位控制阀 $\frac{d x^{'}}{d t} = [0.10 - p^{'}_{ν} - \frac{0.08}{100} x^{'}] \frac{100}{0.08 C^{'}_{0}} (14)$

$C_{0} = \frac{t_{t e x t}}{\ln [\frac{100}{100 - x_{t e x t}}]}$

xtext为阀试验百分数开度;ttext为阀百分开度由0到xtext所需时间。

1.3.3 模型的求解

用四阶龙格-库塔法求解式(6)至(15)组成的一阶常微分方程组,即可以得到以下捕集器工艺参数随时间的变化情况:捕集器内液体体积、捕集器压力、捕集器液位、压力控制器压力、液位控制器压力、压力控制阀压力、液位控制阀压力、压力控制阀开度、液位控制阀开度。

1.3.4 实例分析

优化计算后得到捕集器的参数:直径为2.8m,长度为11.2m,共需要并联3台捕集器。液位波动如图2,图中5条水平线从上向下依次为:液位上限、高液位、控制液位、低液位、液位下限。

液位波动曲线解释如下:液体段塞以及与之相关的气泡的动力特性变化发生在立管中上升以及进入分离器的时候。当液体段塞进入到立管底部时,由于重力作用它将减速,结果使尾随的气泡受到压缩,这样继续下去,直到气泡的压力足以克服重力作用,让液体段塞继续在立管中上升,进入段塞流捕集器。首先进入的是气泡段,随着气泡的进入,捕集器内液面迅速降至最低液面0.85m,接着液塞段开始进入捕集器,液塞的重力作用逐渐减少,致使段塞在立管中以明显高于平均的流速进入段塞流捕集器中。液位迅速上升,预计时段塞流捕集器中的液位最高,相应的,剩留给气流和泡沫的体积则最小。此后,液位控制器送往液位控制阀的压力升高,液位控制阀开度变大,液位逐渐波动着下降,最终时趋于平稳。所以图1选择的尺寸比较合理。

如果捕集器的液位超过高液位或者低于低液位(见图3),说明捕集器尺寸太小,应增大尺寸(直径和长度,或者二者选其一),如果捕集器的液位波动幅度不大(见图4),说明捕集器尺寸太大,虽然能更好的消除段塞流保护好下游设备,但是这样就会浪费资源,增加设备的投资,不经济,所以应减小尺寸。

2 结论

本文采用理论推导与计算机模拟相结合的研究方法,对捕集器内液体体积、捕集器压力、捕集器液位、压力控制器压力、液位控制器压力、压力控制阀压力、液位控制阀压力、压力控制阀开度、液位控制阀开度以及常微分方程的RK-4解法进行研究。主要取得以下研究成果:

(1)编制了检验捕集器尺寸的MATLAB程序;

(2)根据生产要求,设计出合理的捕集器尺寸,D=2.8m,L=11.2m台数为3台;

(3)利用MATLAB模拟程序绘制出三种捕集器尺寸的液位波动图,并且进行了分析比较。

摘要：在对捕集器系统进行理论研究的基础上,先根据标准油气分离器的工艺计算方法进行初步设计,再建立了捕集器系统的常微分方程组,利用MATLAB编制了容积式捕集器结构尺寸设计程序。可动态模拟液塞进入捕集器时液位和压力的动态变化,据此确定捕集器最优结构尺寸直径、长度、台数。模拟结果表明在最优结构下捕集器液位最终趋于稳定。有效地清除了段塞流。

关键词：多相混输,段塞流,段塞流捕集器,动态模拟

参考文献

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[5]罗小明,等.水平管气液两相段塞流的波动特性[J].化工学报,2008,59(11):2781-2786.

[7]李琦瑰.国外混输管路终端液塞捕集器[J].油气田地面工程,1997,16(5):1-5.

段塞技术篇5

目前, 聚合物驱油技术已在全国各油田推广, 大庆油田利用聚合物驱年产油量已达到1 000×104t的规模, 提高原油采收率幅度在10%以上。胜利油田达到年产油约300×104t的规模, 提高采收率7%左右, 获得了巨大的经济效益。其他如辽河、大港、新疆、河南以及渤海油田等也进行了规模不等的试验, 都取得了较好效果[1]。聚合物驱已成为油田开发的重要技术。对于聚合物提高采收率的机理, 近年文献认为, 聚合物不但提高了宏观波及效率, 由于其本身的黏弹性还可提高微观驱油效率[2], 文献[3]证明了高质量浓度的聚合物溶液更有利于提高原油采收率。不同的学者研究了不同种类、方式、组合的聚合物注入对采收率的影响[4,5]。本文在模拟大庆聚驱条件下, 采用室内实验研究了不同浓度、不同段塞组合的高分子量聚合物对驱油效果的影响, 为现场开展高浓聚合物驱油提供实施参考。

1实验条件

1.1模型

采用4.5×4.5×30cm 3的人造石英砂环氧胶结长方体岩心, 纵向非均质, 正韵律, 变异系数0.72, Kg≈0.80μm 2。

1.2实验用油

大庆油田第三采油厂原油与煤油混合配制的模拟油, 模拟油45℃黏度约为10mPa·s。

1.3实验用水

驱替和配液用水均为人工合成盐水, 饱和模型用水矿化度6 778 mg/L (CaCl264 mg/L, MgSO4262mg/L) , 配制聚合物用水矿化度508mg/L (CaCl222mg/L, MgSO461mg/L) , 岩心驱替用水为矿化度3 700mg/L (CaCl235mg/L, MgSO4143mg/L) 。

1.4实验用聚合物

分子量2.5×107聚丙烯酰胺 (HPAM) 。在温度45℃时, 剪切速度7.34s-1时测试不同浓度聚合物溶液的黏度, 测试结果:1 000mg/L黏度为42.1mPa.s, 1 500mg/L为58.5mPa.s, 2 000mg/L为79.5mPa.s, 2 500 mg/L为111.9 mPa.s, 3 000mg/L为134.6mPa.s。

1.5实验温度

所有实验均在45℃进行。

2实验步骤

(1) 选取合适的岩心, 抽真空3h以上, 饱和矿化度为6 778mg/L的人工合成盐水, 测量孔隙度, 水测渗透率。 (2) 将饱和好的模型放置在45℃恒温箱内恒温12h以上。 (3) 在45℃下油驱水至模型不出水为止, 确定原始含油饱和度。 (4) 以1m/d驱替速度水驱油至模型出口含水98%以上, 计算水驱采收率。 (5) 在聚合物总用量相同的前提下, 制订不同的实验方案, 根据不同方案注入聚合物段塞。 (6) 后续水驱至模型出口含水98%以上, 计算聚合物驱采收率和总采收率。

3高浓度聚合物段塞组合对驱油效果的影响

3.1实验方案

表1给出了不同的聚合物段塞组合的注入方案, 表2为不同实验方案对驱油效果影响的结果。

注:聚合物总量为2 000PV·mg/L, W 1—水驱至模型出口含水98%;W 2—后续水驱至模型出口含水98%;P—聚合物驱。

3.2实验结果与讨论

在聚合物总量相同的情况下, 随着高分子量聚合物浓度的增大, 聚合物驱采收率增大。对比方案1至方案5, 只有聚合物浓度为1 000mg/L时聚驱采收率低于30%, 最终采收率低于70%, 明显低于其他浓度聚合物时的采收率。聚合物浓度为1 000mg/L时的聚驱采收率为28.55%, 1 500mg/L时为32.01%, 2 000 mg/L时为33.42%, 2 500mg/L时为36.45%, 3 000mg/L时为36.71%, 聚驱采收率和最终采收率呈逐步提高的趋势, 但从2 500mg/L到3 000mg/L增大幅度较小。说明黏弹性更大的高质量浓度聚合物溶液对采出残余油、改善流度比的作用更强, 扩大了波及体积的同时提高了驱油效率。对比方案6和其他方案, 方案6获得了最高的聚驱采收率和最终采收率, 分析其原因, 由于首先高浓度聚合物段塞注入, 后续聚合物采用小段塞, 并且持续降低聚合物的黏度, 避免形成指进和突进现象, 同时加强了调剖作用, 扩大了聚合物的波及体积[5]。方案7由于采用了低浓度段塞向高浓度段塞的变化, 容易形成指进和突进现象, 并未获得较高的采收率。

4结论

(1) 在聚合物总量相同的情况下, 随着高分子量聚合物浓度的增大, 聚合物驱采收率增大, 浓度增大到一定值时, 采收率增加幅度减少。

(2) 采用小段塞, 并且逐渐降低聚合物黏度方式驱油, 提高采收率的幅度最大。聚驱采收率可达40.12%, 最终采收率达80.48%。

摘要：在模拟大庆油田聚合物驱条件下, 室内实验研究了高分子量聚合物的浓度、段塞组合对驱油效果的影响。实验结果表明, 在聚合物总用量相同的情况下, 随着高分子量聚合物浓度的增大, 聚合物驱采收率增大。采用小段塞, 并且不断降低聚合物黏度的方案注入时, 提高采收率的幅度最大, 聚驱采收率可达40.12%, 最终采收率达80.48%。

关键词：原油采收率,聚合物驱油,高质量浓度聚合物溶液,高分子量聚合物

参考文献

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段塞技术篇6

1 实验材料与仪器

1.1 实验材料

长3储层岩心;盐酸, 氯化钙, 碳酸钠, 分析纯;表面活性剂 (SS) , 活性缩膨剂 (PDMP) , 酸化缓蚀阻垢剂 (HZ) (实验室自制) ;N80钢片。

1.2 实验仪器

降压增注驱替装置 (创联石油科技有限公司) ;等离子体原子发射光谱仪 (IRIS INTREPID II XSP) ;HH—2恒温数显水浴锅 (常州赛普实验仪器厂) 。

2 实验方法

2.1 溶蚀率测定方法

(1) 将采集的不同层位岩心进行烘干破碎, 过100目分样筛, 收集100目筛以下岩心粉末, 将岩心粉末于105℃下烘干, 放入干燥器中, 备用; (2) 量取不同配比的酸液样品10 m L, 分别加入至100 m L烧杯中; (3) 用天平称取干燥好的岩心样品1 g, 加入至盛有酸液样品的烧杯中, 摇荡使其均匀分散在酸液样品中; (4) 将放入岩心粉末的酸液烧杯用塑料膜密封, 放置水浴锅中, 并模拟地层温度60℃, 使其恒温; (5) 在不同时间下取出恒温的装有岩心粉末的酸液烧杯, 用滤纸在漏斗上进行对混有岩心粉末的酸液过滤, 并用1%盐酸水溶液冲洗烧杯, 防止岩心粉末残留在烧杯中; (6) 过滤完全取下滤纸, 放于烘箱, 在105℃下烘干, 称重;计算溶蚀率。

2.2 缓速酸降压增注模拟实验方法

(1) 将岩心放置岩心夹持器中, 进行模拟注入水驱替, 直至压力流量稳定时得出岩心的原始水相渗透率K1; (2) 将模拟水改换成10%盐酸+2%NH4Cl进行前置酸液驱替, 驱替酸液体积为1 PV; (3) 采用缓速酸进行驱替, 驱替酸液体积为2 PV; (4) 在酸化反应规定时间内, 将驱入酸液岩心取出, 将岩心方向倒换, 然后用模拟水驱替至稳定流量、压力得出酸化后岩心水相渗透率K2; (5) 按K2/K1公式计算渗透率酸化提高倍数。

2.3 阻垢率测定方法

用去离子水配制等体积的Ca Cl2溶液和Na2CO3溶液, 加入阻垢剂后混合, 采用等离子体原子发射光谱测定仪测定的阳离子质量浓度, 根据成垢阳离子质量浓度的变化, 计算阻垢率。

2.4 缓蚀率测定方法

采用单位时间单位面积上金属腐蚀后的质量损失计算腐蚀速率

式中:v为腐蚀速率 (g/m2·h) ;S为钢片面积 (m2) ;t为时间 (h) ;W0为实验前的质量 (g) ;W为实验后的质量 (g) 。

根据计算出的腐蚀速率计算缓蚀率

式中:η为缓蚀率;v1为未加缓蚀剂时的腐蚀速率 (g/m2·h) ;v2为加缓蚀剂后的腐蚀速率 (g/m2·h) 。

3 实验结果与讨论

3.1 缓速酸配方筛选及评价

酸与地层的反应是多相反应, 研究选取表面活性剂SS作为缓速剂, 通过对岩心的溶蚀实验筛选出最佳的缓速酸配方。

从图1缓速酸溶蚀率与时间关系曲线可知, 长3储层溶蚀率较好的缓速酸配方为12%HCl+3%CH2Cl COOH+7%SS。该缓速酸体系能够有效延缓酸岩反应速率, 与12%HCl+3%HF土酸相比, 溶蚀率基本相当, 能保持在5h内具有一定的酸度。这是由于3个方面的原因: (1) 缓速酸能够控制活性酸的生成速率, 使其在地层条件下酸岩反应过程中随p H值的升高逐渐产生活性酸, 使酸性降低趋于缓慢。 (2) 缓速酸通过降低扩散、对流混合或地层漏失等作用, 降低酸液与岩石反应壁面的传递速率。 (3) 缓速酸可以改变岩石表面的润湿性, 使岩石表面形成新的界面膜, 以降低酸与岩石表面反应[6—9]。缓速酸降压增注模拟评价实验结果见表1, 可以看出酸化后的岩心渗透率增加倍数明显。

3.2 酸液添加剂的筛选与评价

在所确定的缓速酸中添加剂缓蚀阻垢剂、铁离子稳定剂、缩膨剂, 考察体系的配伍性、缓蚀性、防垢性、防膨性和解堵效果。

3.2.1 缓蚀阻垢剂

采用了离子测定法[10]和静态挂片法[11]对合成的缓蚀阻垢剂HZ进行评价。首先移取阳离子型 (Ca2+) 和阴离子型 (CO32-) 溶液各50 m L置于6个清洗干净的锥形瓶中, 编号 (1) ~ (6) ;再将缓速酸与缓蚀阻垢剂HZ复配, 用去离子水配制成1 000 mg/L的溶液;最后用移液管分别移取不同配比的酸液体系加入锥形瓶中。 (1) ~ (3) 号锥形瓶放入80℃的水浴锅中恒温24 h, 根据等离子体原子发射光谱测定仪测定的阳离子浓度, 计算阻垢率; (4) ~ (6) 号锥形瓶中悬挂钢片, 80℃的水浴锅中恒温24 h, 根据钢片质量差值计算腐蚀速率。实验结果如表2所示, 经过24 h后, (1) ~ (3) 号锥形瓶中, (3) 号锥形瓶的阻垢性能良好, 肉眼几乎看不出沉淀, 经离子发射光谱测定后, 阻垢率为87.5%; (4) ~ (6) 号锥形瓶中, 钢片均未出现坑蚀现象, 主要是因为缓蚀阻垢剂通过成膜作用, 隔离和减少酸液与金属的接触面积而抑制腐蚀, 当酸液体系中添加5%HZ阻垢剂后, 缓蚀率可以达到91.3%。因此可在缓速酸中添加5%HZ缓蚀阻垢剂。

3.2.2 铁离子稳定剂

为了防止残酸中产生铁沉淀, 可以采用在酸液中加入络合剂, 络合离子与Fe3+生成极稳定的络合物。借鉴马兴芹[12]提出的铁离子稳定剂评价方法, 考虑到酸液的配伍性, 选择柠檬酸+乙酸复配作为铁离子稳定剂, 柠檬酸能与Fe3+形成稳定的螯合物, 乙酸能与Fe3+生成六乙酸铁络离子, 两者的协同效应能充分抑制Fe (OH) 3沉淀的生成;另外乙酸还能作为p H值控制剂, 乙酸是弱酸, 反应非常缓慢, 当HCl反应完全后, 残酸仍能维持低p H值, 这有助于防止铁的二次沉淀。由表3实验结果可以看出, 复配的柠檬酸+乙酸络合剂有良好的Fe3+稳定效果, 但乙酸在60℃时Fe3+稳定效果下降明显。推荐可在缓速酸中添加3%柠檬酸+2%乙酸。

3.2.3 缩膨剂

根据储层敏感性实验可知, 长3储层存在一定程度的水敏。储层中黏土矿物的水化膨胀、分散和运移, 导致渗透率下降, 注水压力上升, 原油采收率下降[13]。实验选取活性缩膨剂PDMP, 采用缩膨剂降压增注模拟实验评价性能。岩心选取长3储层天然岩心, 2%缩膨剂PDMP溶液驱替, 由图2可以看出, 2%的缩膨剂PDMP溶液驱替后, 注入压力明显降低, 岩心的渗透率增大, 降压率为18.9%。故表明缩膨剂PDMP能有效抑制镇北油田长3储层中黏土矿物的水化膨胀, 可以提高酸化效果。

3.3 多段塞酸化增注模拟实验

岩心室内模拟酸化实验结果 (表4) 表明, 酸液体系按主体酸+缓蚀阻垢剂+铁离子稳定剂+缩膨剂段塞组合注入后的降压率最高, 可达37.22%, 且最佳注入量为1.1 PV。该模拟实验为单井降压增注现场试验提供了理论依据。

4 现场应用

该缓速酸液体系应用于镇297—97井, 该井于2011年5月4日投注, 初期油压16.2 MPa, 套压16.0 MPa, 配注15 m3/d, 实注15 m3/d;2012年2月该井日注水量开始下降, 配注15 m3/d, 日注水12 m3, 油压18.4 MPa, 套压18.4 MPa, 累计注水量4324m3。2012年6月开始实施降压增注措施 (图3) 。

酸化施工工艺: (1) 下酸化钻具, 钻具结构为:滑套+封隔器+Φ62 mm工具油管至井口; (2) 座高压井口, 连地面管线试压35 MPa, 不刺不漏为合格[14]; (3) 正替前置酸4.0 m3+主体酸2.0 m3, 关套管阀门, 正挤主体酸18 m3+后置酸4 m3+活性水6 m3, 施工压力≤22 MPa, 排量尽可能大; (4) 关井反应3.5~4.0h; (5) 洗井至p H值>5; (6) 注入5%缓速阻垢剂1.0 m3+2%缩膨剂1.0 m3, 关井反应12h (7) 开井正常注水。

措施后, 该井注水压力由措施前的18.9 MPa降低至17.2 MPa, 降压率为12%, 保持稳定有效且能达到配注要求, 有效期315 d, 降压增注效果良好。

5 结论

1) 确定了镇北油田长3储层的潜在损害、储层敏感性损害因素及欠注机理, 针对欠注原因研发并优化了多段塞复合增注体系:酸液体系 (12%HCl+3%CH2Cl COOH+7%SS+2%HAc+3%柠檬酸+2%乙酸) 、缓蚀阻垢剂HZ和缩膨剂PDMP。

2) 该增注体系中各个化学剂之间的配伍性能良好, 由降压增注模拟实验可知, 注入多段塞复合增注体系后, 岩心渗透率增大, 降压率最高可达37.22%。

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