2000年7月西安石油學(xué)院學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)Ju.2000第15卷第4期Journal of Xi'an Petroleum Institute( Natural Science EditionVol. 15 No4文章編號(hào):1001-5361(200004-0049-03熱酸深部解堵劑研究及應(yīng)用Development and Application of a New Hot Acid Plug Removal Agent李萍,胡玉輝,何長(zhǎng),劉吉武,馬宏偉,管允峰(勝利石油管理局孤島采油廠,山東東營(yíng)257231)摘要:針對(duì)孤島油田部分油層污染為無(wú)機(jī)物和有機(jī)物混合堵塞,開(kāi)發(fā)岀一種HA-PA熱酸深部解堵劑,它由HA熱化學(xué)處理劑和PA緩速酸組成.HA熱化學(xué)處理劑是以亞硝酸鹽和銨鹽為基礎(chǔ)的反應(yīng)體系,反應(yīng)后能放岀大量的熱能和氣體.PA酸主要由磷酸十氟化銨組成,它的溶蝕率高,緩速性能好,對(duì)設(shè)備管線(xiàn)腐蝕小,能有效解除地層深部堵塞.室內(nèi)硏究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明,HA熱化學(xué)處理劑和PA酸配合使用可有效解除地層中的有機(jī)物和無(wú)機(jī)物堵塞,對(duì)地層傷害小,解堵增注效果好還介紹了該劑的配方原理、配方篩選及其性能評(píng)價(jià)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果關(guān)鍵詞:勝利油田;酸處理液;磷酸;氟化銨中圖分類(lèi)號(hào):TE39文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A孤島油田屬疏松砂巖油藏,原油粘度高,地層膠1.1.2PA酸解堵原理結(jié)疏松易出砂.因污水回注及油井進(jìn)入高含水采油該酸化液的主體酸是磷酸十氟化銨復(fù)配體期,部分油水井除粘土、腐蝕產(chǎn)物等無(wú)機(jī)物堵塞外,系,其中HPO4與碳酸鹽、腐蝕產(chǎn)物等反應(yīng)速度蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等有機(jī)物堵塞也較為嚴(yán)重,采用傳緩慢,不破壞油層骨架,不產(chǎn)生酸渣等沉淀3.同時(shí)統(tǒng)的化學(xué)酸化和水力振蕩等方法處理易引起油層出H3PO緩慢電離出的H與溶液中F形成一定濃砂增產(chǎn)增注效果差.近年來(lái)國(guó)內(nèi)岀現(xiàn)了越來(lái)越多的度HF酸,對(duì)粘土產(chǎn)生溶蝕作用,從而達(dá)到深部酸化同時(shí)利用兩種或多種因素作用的技術(shù),例如熱化學(xué)的目的酸中加入部分添加劑,可進(jìn)一步降低其表面解堵、復(fù)合化學(xué)解堵口.為此,結(jié)合孤島油田的地質(zhì)張力、減少酸液對(duì)管線(xiàn)設(shè)備的腐蝕特點(diǎn)和油層污染傷害的情況,開(kāi)展了熱化學(xué)處理劑與緩速酸配合使用的增產(chǎn)增注工藝研究1.2HA熱化學(xué)處理劑配方研究1.2.1HA熱化學(xué)處理劑配方的確定室內(nèi)研究將亞硝酸鈉與氯化銨按質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不同配制成水溶液.稱(chēng)取溶液100g倒入保溫桶中,加入不同比1.1配方原理例的活化劑后在常溫常壓下進(jìn)行反應(yīng).通過(guò)反應(yīng)速度、反應(yīng)后的最高溫度及高溫持續(xù)時(shí)間的長(zhǎng)短來(lái)確1.1.1HA熱化學(xué)處理劑定反應(yīng)物及活化劑的最佳使用濃度(表1)利用亞硝酸鈉與氯化銨的水溶液在特定活化劑作用下,通過(guò)降低反應(yīng)體系的活化能來(lái)控制反應(yīng).利由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出:(1)z(NaNO3)為18%,(NHC1)為14%時(shí)反應(yīng)溫度最高且持續(xù)時(shí)間最用該反應(yīng)體系放出的大量熱能和氣體有效解除有機(jī)物堵塞.反應(yīng)方程式如下:長(zhǎng);(2)活化劑用量對(duì)反應(yīng)速度有一定影響.10號(hào)配方中活化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%,達(dá)最高溫度峰值時(shí)NaNO2+NH Cl=NaCl-+2H,O+N2 1間為23min,反應(yīng)速度較為適宜△H=-333.86kJ50西安石油學(xué)院學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)1.2.2在密閉容器高壓釜)中的反應(yīng)最高值168.2℃最高壓力4.0MPa降溫至35℃、壓實(shí)驗(yàn)用高壓釜的體積1000ml按10號(hào)配方配成力為1.05MPa表明反應(yīng)有大量的氣體產(chǎn)生反應(yīng)后溶液400g倒入高壓釜內(nèi)經(jīng)過(guò)20min反應(yīng)溫度達(dá)的殘液無(wú)沉淀表1HA熱化學(xué)處理劑配方及研究結(jié)果序號(hào)(NaNO2)%1416181416181620(NHCl)%10.810.810.812412.412.4144活化劑y%0.250.150.200.200.250.150.150.200.250.100.10達(dá)到最高溫度峰值時(shí)間/min17241316121317126232123最高溫度/℃89.5100100.5100100.5102100.5102102.5102.5102102高溫持續(xù)時(shí)間/mn4616111511171820.51719實(shí)驗(yàn)溫度23℃9-12號(hào)配方中亞硝酸鈉與氯化銨水溶液已基本飽合1.3PA酸的配方研究土溶蝕能力對(duì)比實(shí)驗(yàn)圖3)可以看出PA主體酸與土酸對(duì)粘土的最終溶蝕量基本上相當(dāng),但PA主體1.3.1PA主體酸的配方研究酸卻有明顯的緩速作用因此可以減少對(duì)地層的傷通過(guò)不同配比的酸液對(duì)粘抆安丘膨潤(rùn)土舶溶害達(dá)到深部解堵的目的蝕量來(lái)確定磷酸和氟化銨的最佳濃度.實(shí)驗(yàn)方法準(zhǔn)確稱(chēng)取烘干后的粘士1.0~1.5g放入帶蓋小塑料杯中加入20ml酸液放入50℃恒溫水浴中恒溫4h后20取出將反應(yīng)后的粘土過(guò)濾、洗滌、干燥并稱(chēng)重汁計(jì)算每P03F酸液對(duì)粘土的溶蝕量(mg/ml圖1、圖2)圖3PA主體酸與土酸對(duì)粘土溶蝕能力的對(duì)比曲線(xiàn)1.3.3PA酸中添加劑的篩選〔A)緩蝕劑的確定我們選用IS129JG-2甲醛et:(H,PO,)三種緩蝕劑,分別對(duì)N80鋼片進(jìn)行腐蝕試驗(yàn)結(jié)果圖1HPO4濃度變化與粘土溶蝕量關(guān)系曲線(xiàn)LG2緩蝕效果明顯.LG-2用量為1%時(shí),60℃和90℃時(shí)的腐蝕速度分別為1.3g(m2.h)和9.8g(m2.h)B)表面活性劑的篩選:選用四種表面活劑SP169AE121、HR-1、JAG進(jìn)行乳化性能及界面張力實(shí)驗(yàn)結(jié)果JAG效果最佳,(JAG)為0.2%時(shí)酸W(NiF)液的表面張力為32mN/m對(duì)孤島稠油乳化能力強(qiáng)與酸液配伍性好2NHF濃度變化與粘士溶蝕量關(guān)系曲線(xiàn)1.3.4PA酸對(duì)孤島巖芯的溶蝕能力試驗(yàn)圖1、2說(shuō)明當(dāng)v(NHF3%時(shí),w(HPO4增試驗(yàn)用孤島巖芯取自中22-519井,GN4層加酸液對(duì)粘土的溶蝕量逐漸增大當(dāng)(HPO4)1252.5~1257.0m棕黑色含油砂巖將巖芯用石油于14%時(shí)溶蝕量增幅不明顯.當(dāng)κH3PO)為14%,醚洗油并烘干后按1.3.1的實(shí)驗(yàn)方法測(cè)PA酸對(duì)它κNHF)為3%時(shí)酸液對(duì)粘土的溶蝕量最高,的溶蝕量.實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖4NHF進(jìn)一步增加酸液對(duì)粘土的溶蝕量反而下由圖4可以看出PA酸對(duì)孤島巖芯的溶蝕量較降反應(yīng)過(guò)濾液放置12h有沉淀產(chǎn)生.故確定主體酸高在溫度為60℃、反應(yīng)時(shí)間為6h溶蝕量達(dá)到的最佳配比為14%H3PO+3%NHFml以上同時(shí)它的緩速性能較好,可以和熱化學(xué)處李萍等熱酸深部解堵劑研究及應(yīng)用511.4模擬試驗(yàn)利用GD∞0×1000疏松砂巖模擬巖芯流體試驗(yàn)裝置對(duì)孤島地層巖芯進(jìn)行HA-PA熱酸深部解堵6i℃劑處理實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2從動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)結(jié)果看出相同條件下用常規(guī)土酸和HA-PA熱酸深部解堵劑處理后巖心的滲透圖4PA酸對(duì)孤島巖芯的溶蝕能力曲線(xiàn)率變化值不同.常規(guī)土酸(1號(hào)處理后巖心滲透表2熱酸深部解堵劑動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)結(jié)果實(shí)驗(yàn)號(hào)砂體直徑長(zhǎng)度孔隙體積孔原度相滲透率通熱化學(xué)通隔離液通酸處理后水相滲透h2/ky/imm劑/ml比值30.40.76440土酸)0.9241.210.856率為原滲透率的1.21倍用熱化學(xué)酸化解堵劑(典型井例孤南2-23水井井段2381.6~2822號(hào))理后巖心滲透率為原滲透率的1.78倍.表明2m,995年12月轉(zhuǎn)注配注120m3/d隨后吸水量逐HA-PA熱酸深部解堵劑能有效提高巖芯的滲透率,漸下降19年4月注水5m3/d,同年5月不吸水達(dá)到解除無(wú)機(jī)物和有機(jī)物堵塞的目的關(guān)井4個(gè)月.經(jīng)化驗(yàn)回注污水中懸浮固體顆粒4.2ng1顆粒直徑51.71ym,含油23.46mg1.污水中2礦場(chǎng)應(yīng)用及效果分析的懸浮固體和油對(duì)油層附近造成傷害影響正常注水.1997年9月4日采用熱酸深部解堵劑20m3解2.1選井條件堵,997年9月20日開(kāi)井注水壓力在12MPa下注95m3/d同年12月在注水壓力15MPa下注110m3/d,(1)井油層近井地帶各種乳化堵塞井死油、到198年3月30日為上累計(jì)注水190累計(jì)增加蠟、瀝青、膠質(zhì)等有杋物造成的堵塞井油稠、高凝、注水量208301高含蠟的井(2)水井漸轉(zhuǎn)注井泩生產(chǎn)過(guò)的稠油井由于回注污水中油、無(wú)機(jī)雜質(zhì)在井底附近濾積形成油狀淤泥物堵塞的井形成3結(jié)論2.2HA-PA熱酸深部解堵劑現(xiàn)場(chǎng)施工工藝(1HA-PA熱酸深部解堵劑是一種新型的地層處理劑可有效解除地層中無(wú)機(jī)和有機(jī)物堵塞HA-PA熱酸深部解堵劑的處理半徑一般為1(2)A酸與常規(guī)酸相比有較好的緩速性能,有~3mHA熱化學(xué)處理劑與PA酸的用量為1:1施工效作用距離長(zhǎng)可以達(dá)到深部解堵的目的設(shè)備與常規(guī)酸化基本相同施工程序如下?lián)Q管柱一3)工藝在油、水井增注解堵效果較明顯成洗井→試壓→擠HA處理劑→擠隔離液→擠A酸本低施工方便應(yīng)用范圍廣→擠頂替液→關(guān)井2~4h→混排→完井生產(chǎn).水井在施工前后需分別測(cè)吸水指示曲線(xiàn)或PI值參考文獻(xiàn)2.3礦場(chǎng)試驗(yàn)及效果分析[1]祝明華.KQTA解堵工藝技術(shù)J]石油鉆采工藝,199516)85-881997年4月進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)至1998年底,孤島[2]趙福林.采油用劑M]山東東營(yíng)石油大學(xué)出版社,油田共利用該技術(shù)增注23口成功率78%,日增注水量276m3累計(jì)增加注水量27980m3.油井解堵6[3]祝明華.中原油田油層化學(xué)解堵工藝技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀口見(jiàn)效5口成功率83%,日增油35.2Ud累計(jì)增[J]油田化學(xué)99631)8892Development and Application of a New Hot Acid Plug removal AgentAbstract: Some reservoirs in Gudao Oilfield are plugged by the mixture of organic matter and inorganicmatter. For solving this problem, a new plug removal agent was developed. The formulation principleformulation screening, the property and the application of it are introduced in the paper The plug removalagent is composed of Ha hot chemical treatment agent and PA retarded acid. And Ha hot chemicaltreatment agent is a reaction system mainly composed of nitrite and ammonium chloride. The reaction canrelease a lot of heat and gas, PA acid is mainly composed of phosphoric acid and ammonium fluoride. Ithas good moderation property and high corrosion rate, but it corrodes the pipeline of equipment very little.The results of experimental and field tests show that the well cooperative use of the ha hot chemicaltreatment agent and the PA retarded acid can effectively remove the plug, and there is little formationdamage.