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多元协同增效型解堵技术

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多元 协同 增效 型解堵 技术
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多元协同增效型解堵技术摘要:油层污染始终是制约油井产量和影响注水井注水量的一个重要因素,当油田开 发进入中后期,油水井普遍存在一定堵塞,这些堵塞伤害来自多个方面,既有油层本身发生变化的原因,也有后期作业所致。 “多元协同增效解堵技术”是利用多种化学剂组分协同增效作用,并通过逐级释放解堵成分,利于深部解堵,且不需专用施工设备,成本相对较低,可最大程度解除油层的污染,尽快恢复油水井 产能, 维持产量稳定的一种工 艺方法。关键词:多元协同 解堵 钻井、完井、采油、修井及增产等作业环节中,由于受到多种内外因素的影响,导致油气藏原有的物理、化学、热力学和水动力学平衡状态变化,不可避免的使储集层近井壁区乃至井排与井排之间的远井壁区的储集层内部原始渗透率降低,造成流体(包括液流、气流或多相流)产出或注入自然能力下降。几乎每一个生产工序中的入井液都可能给油气层带来损害。由于各生产工序影响油层的条件不同,所以表现出的损害特性也各有差异。00 井次的资料分析,得到了各个作业环节地层损害严重性的相对规律和排序,由该表可知在油田开采阶段,微粒运移、固相颗粒堵塞、水化膨胀、有机 结垢、无机 结垢以及敏感性问题是引起储集层损害的关键问题。建井和开采的各个不同阶段地层损害严重性相对大小建井阶段 油田开采阶段 阶段问题类型 钻井固井 完井 开采 注水 修井 增产固相颗粒侵入 **** ** - **** **** ** **** *** **** *** ****粘土膨胀 **** ** - ** *** ** **** **** **** *** ****润湿反转 ** *** - *** *** ****有机垢 * * **** - *** ****无机垢 ** *** **** *** **** *细菌堵塞 ** ** ** **** ** 元协同增效型油水井解堵技术体系的各功能组分的优选及搭配原则应为:①各功能组分之间不能够发生相互削弱的负面副反应;②各功能组分的性能优越;③优先选用性能好且相互之间有协同增效作用的组分;④同等条件下,选择用量少,成本低的组分。通过实验优选,筛选出的各组分为:有机物质清洗组分配方 1 个(无机物 质溶 蚀配方 3 个(7 、增强破胶组分 2 个(F),防水 锁返排 组分 2 个(缓蚀组分 2 个(铁离子 稳定组分 1 个(防膨组分 2 个(另外,根据溶蚀配方缓释性能的需要,课题组还搜集了 1 个缓释增强组分配方(F)。通 过定性试验分析,上述各配方之间均无明显负面副反应(形成沉淀、絮状物等)发生。通过对各功用组分的分析研究,依照协同增效的原理,开展了各功用组分的组合,形成了多个体系配方。多元协同增效型油水井解读体系配方设计表配方编号 清洗组分(浓度) 溶蚀组分 (浓度) 破胶组分 (浓度)%) %) %) %) %) %) %) 0%) %) 0%) %) 0%) %) 0%) %) 0%) %) 0%) 0%) 5%) 0%) 5%) 0%) 5%) 0%) 0%) 0%) 0%) 0%) 0%) 清洗原油清洗石蜡溶蚀钠土溶蚀地层砂溶蚀细目钙破胶率(胶率(大钾)020406080100 个配方在主要性能上优于其他配方,选取这三个配方做进一步性能评价。(1)60℃有机物质清洗溶解能力评价用尺寸为 50*50径为 标准 筛网均匀地挂一层1g 左右的被清洗物质,悬挂于搅拌器上,置于 200作液中,温度 60℃下,在 100r/速下,旋 转清洗 120取出筛网,自然晾干后称重并计算清洗率。高 粘 原 油60℃有 机 物 质 清 洗 溶 解 能 力%(2)无机物质溶蚀性能评价称取 1g 左右的固相物质(地层砂、钠土、细目碳酸钙),放入50作液中,静置反 应 2h 后,用烘干并称重的滤纸过滤,记录溶液 ,用蒸馏水冲洗残余物直至滤液为中性,将滤纸取下,包好,置于鼓风烘箱中,90℃下烘干 2h,取出、称重并记录,计算溶蚀率。地 层 砂碳 酸 钙30℃无 机 物 单 项 溶 蚀 能 力 评 价%(3)溶蚀能力衰减性能评价称取 5g 左右的地层砂样(未洗去泥质的钻屑),置于 30作液中,反应 10烘干并 记重的滤纸过滤,并 90℃下烘干计算溶蚀率;保留滤液,再称取 5g 左右的砂样,置于滤液中,反应 10滤,烘干称重。如此继续, 连续测量 1090溶蚀率。10 20 30 40 50 60 70 80 90 能 力 衰 减 评 价溶蚀率,%(4)聚合物破胶性能评价用布氏旋转粘度计测定聚合物溶液(一定浓度的聚合物原液,按照 1:4 的比例用蒸馏水稀释)的粘度,然后将聚合物原液与具有破胶作用的工作液按 1:4 的比例混合,静置 2h,测定溶液粘度,计算破胶率。聚 合 物 破 胶 能 力 评 价%综上,三个配方中 各项主要性能都要优于其他两个配方。(5)辅助性能评价根据以下试验方法、标准,对三个配方的辅助性能进行了评价:①腐蚀 速率:按 5405准测定 90 ℃的静态腐蚀速率。②防膨率:按照 5971-94 中离心法测定各种工作液的防膨率。③界面 张力:用旋滴界面张力仪测定界面张力:测试不同温度下工作液- 煤油界面张力。④铁离子 稳定能力:按照 Q/G 11756571准测定各工作液铁离子稳定能力。数据如下:三个配方辅助性能评价表序号 工作液 防膨率 % 界面张力 mN/5 5 方在主要性能上优于其他两个配方,在辅助性能上也都优于或持平于其他两个配方,因此可确定其为多元协同增效型油水井解堵体系的配方。其配方组成为:5% ~10%清洗溶解组分(15% ~20% 溶蚀组分 S+F)+1%增强缓释组分(F,选用)+排组分(~3%防膨组分(胶组分(用)+3% 缓蚀组分(+4%铁离子稳定组分((6)多元协同增效型油水井解堵体系岩心渗透率恢复试验将岩心烘干后称重,测量其长度、直径和气相渗透率,然后将岩心用 3%氯 化钾盐水抽空饱和后,称量其湿重,计算孔隙体系,孔隙度。用 3%氯化 钾正向驱替测定岩心水相渗透率,将岩心置于 污染仪上,用所选的污染流体对岩心进行反向的污染。将污染后的岩心用相应的多元协同增效型油水井解堵体系进行处理,处理后取下岩心,置于流动试验仪中,用 3%氯化钾溶液正向驱替,测 定处理后岩心的水相渗透率。试验选 用了两种污染流体,一种为溶解部分高粘原油的石蜡,一种为固相颗粒含量较高的普通盐水。解堵体系岩心渗透率恢复试验岩心 温度℃ 原始 0恢复 0K 恢复率, R%1 室温 温 温 温 温
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