堵剂评价范文（精选7篇）
堵剂评价 第1篇
随着稠油开发的不断深入,造成地层亏空严重,边水侵入快,且由于汽驱井点少,汽驱井井网不完善,不能有效地补充地层亏空,减缓边水推进,造成区块含水大幅度上升,已经对整个区块吞吐后期采收率的提高及转驱开发造成极为严重的危害和损失,因此如何采取措施,抑制边水侵入已成为迫在眉睫的问题。
2 高温暂堵剂的研制
2.1 研制原则
油井高温暂堵剂的研制是基于以下原则进行的:
一是优良的抗高温性。在300～350℃下稳定性好,分解(或降解)速度慢;二是较好的选择性。既能在注蒸汽时选择封堵高渗透蒸汽窜层,又能在油井生产时自行解除,且油层伤害率要尽量的小;三是成本较低廉,施工简便。
暂堵剂的抗温性与油溶性是技术关键,也是技术难点。
2.2 暂堵保护剂的组成、性能及特点
选用不同型号的石油树脂、油溶性酚醛树脂、烃类树脂和重质芳烃树脂对其油溶性、分散性、稳定性及酸溶性进行评价。评价结果表明,除烃类树脂油溶性低于90%以外,其它几种树脂的油溶性均在95%以上但从固粒强度来看,重质芳烃树脂的强度较大,有一定的韧性,且由于其含有芳环结构而与地层砂粒吸附粘结能力强,将它作为暂堵保护剂的主要成分。保护剂(YZD)中含有3%～5%树脂、0.02%OP-10和0.3%的HPAM (平均分子量大于800万,水解度大于15%)。它具有在水中分散性好、悬浮稳定性好(8h不出现分层现象)、不溶于酸的特点。
2.3 暂堵保护剂的性能评价
1)实验方法
将人造岩心抽空饱和油后,正向水驱测原始水相渗透率Kw1,然后反相油驱测油相渗透率Ko1;正向挤暂堵剂恒温一段
挤YZD时,泵压逐渐升高,注入5 PV堵剂,在70℃下恒温4 h后,用清水测定暂堵率时,在2～8 MPa/m压差下,几乎无水流出或流速很慢,说明对水具有较高的暂堵强度,形成的桥堵和滤饼,阻止了水流的通过从而较有效的进行了暂堵。当反向用煤油驱替时,开始压差较高(1～2时间后,再正向水驱测水相渗透率Kw2,反相油驱测油相渗透率Ko2。
2)树脂浓度对暂堵和解堵效果的影响
70℃下,不同浓度暂堵剂(过100目,注入量5PV)对人造岩心暂堵率和油相渗透率恢复值的影响见表1。
从表1中可以看出,在试验条件下,对于4-5μm2的人造岩心,YZD浓度对暂堵效果有一定的影响,随着YZD浓度的增大,暂堵率有所提高,油相渗透率恢复值则稍有下降。说明随着YZD浓度的增大,粒子架桥封堵的密度增大,暂堵率就会提高,用煤油反排时油相渗透率恢复也较慢。一般来讲,随着岩心渗透率的增大暂堵剂粒径和浓度也应适当增大,以求达到最佳的暂堵效果。现场施工时,一般开始注入浓度稍低,根据泵压和注入速度可逐渐增大注入浓度。YZD浓度选择3%～5%为宜。
3)树脂注入量对暂堵和解堵效果的影响
在相同试验条件(浓度3%、温度70℃)下,YZD不同注入量(孔隙体积倍数PV)对暂堵和油相渗透率恢复值的影响见表2。由表2数据可知,YZD注入量越多,暂堵率也相应增大,而油相渗透率恢复则所需时间会更长,数值也略有下降。说明随着YZD注入量的增大,固相颗粒侵入深度越深,暂堵效果就越好,油相渗透率恢复也越慢,且数值稍有下降。考虑到暂堵和解堵及经济方面的原因,3-5倍孔隙体积的注入量较为合适。
④岩心渗透率对暂堵和解堵效果的影响
YZD为油井入井流体暂堵保护剂作用时,既要求具有较高的暂堵强度,又要求开井生产时可被油流自行解堵,这样才能既减少入井流体的漏失,又较好地保护油气层产能。选用6组不同渗透率的人造岩心,在相同试验条件(浓度3%、温度70℃、注入量5 PV)下考查了YZD对不同渗透率岩心暂堵效果和油相渗透率恢复值的影响。MPa/m),后来逐渐降低至0.5 MPa/m返排50～100 PV后,油相渗透率恢复值大于80%,说明具有较好油溶率,逐渐被油流溶解或分散,达到自选解堵保护油气层的目的。
⑤返排驱替液量对暂堵和解堵效果的影响
油、水的返排驱替液量对油相渗透率恢复和暂堵效果有一定的影响。我们选用渗透率相近的两个人造岩心,在相同条件(浓度3%、温度70℃、注入量5 PV下,用不同驱替液量进行了试验。随着返排驱替液量的增大,油相渗透率逐渐得到恢复,而暂堵率(堵水率)却下降缓慢。返排驱替1000倍孔隙体积后,暂堵率只下降了2.5个百分点,而油相渗透率恢复值却增大了43个百分点,说明YZD油溶性暂堵保护剂暂堵效果较好,耐水冲刷能力强,而在油中却可以慢慢分散、溶解,油相渗透率逐渐得到恢复。一般来讲,在几天后油相渗透率就可恢复到80%以上。
3 结论
(1)综合考虑强度和成本等方面的因素,室内研制筛选出了适合稠油热采井的高温暂堵剂等高强度堵剂。
(2)堵剂耐温150～300℃,封堵强度15MPa/m以上,其中有机无机复合颗粒堵剂固结体的抗压强度达3MPa以上。
(3)泡沫凝胶具有调驱的作用,可用于稠油蒸汽吞吐井或蒸汽驱井的调驱一体化。
参考文献
[1]郭斌建;超稠油热采井整体调剖封窜技术的研究与应用[J];精细石油化工进展;2004年04期45-47
[2]熊春明.唐孝芬国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J]-石油勘探与开发2007(01)84-86
堵剂评价 第2篇
油井出水是油田开发中普遍存在且不可避免的一个问题。随着油田的不断开采,进入高含水或特高含水注水开发阶段,油层平面、层间及层内矛盾更加突出,注入水常沿高渗透层突入油井,导致油井产能下降,严重影响水驱开发效果,从而影响油田的采油效率[1]。为解决这一问题,人们通常采用在高含水期实施堵水的措施。堵水技术主要分为机械堵水和化学堵水两大类。化学堵水又包括选择性堵水和非选择性堵水。选择性堵水适用于封堵同层水以及不易用封隔器与油层分开的水层,所用的堵水剂只对水起作用而不对油起作用,故只在水层造成堵塞而对油层影响甚微,或者可改变油、水和岩石之间的界面特性,降低水相渗透率,从而起到堵水而不堵油的作用。对于油田开发来说,堵水剂最好堵水不堵油,即所需堵水剂具有良好的选择性堵水能力[2]。因此,如何研制具有高效选择性堵水能力的堵水剂成为今年来人们研究的重点。通过对一种新型的选择性堵剂进行堵塞能力及解堵能力实验,确定其对水的选择性暂堵能力,从而为现场施工提供理论支持。
1 实验材料与方法
1.1 实验材料
主体聚合物:聚丙烯酰胺(PAM);交联剂:乌洛托品(六次甲基四胺)+苯酚和草酸;配液用水:自来水;实验岩心:人造岩心。
1.2 堵剂组分水溶液的配制
(1) 配制1%的聚丙烯酰胺(PAM)溶液100mL,常温下溶胀24 h;5%的苯酚溶液100 mL;10%的乌洛托品溶液(六次甲基四胺)100 mL;10%的草酸溶液10 mL,以留备用。
(2) 取已经配制好的1%的HPAM54mL、5%的苯酚溶液22 mL、10%的乌洛托品溶液13 mL、10%的草酸溶液4 mL和40%的NaCl 10 mL于烧杯中,充分搅拌,得到所需试样。
1.3 岩心实验评价
为了研究聚丙烯酰胺/酚醛树脂体系的封堵能力,采用人造岩心分别测定其对水和煤油的封堵性。首先将岩心6120饱和水,并测定其水相渗透率,同时将岩心6014、6013饱和油并测定其油相渗透率,然后将6013水驱至含油饱和度50%(其中,6013、6014岩心相对6120、6106气测渗透率为10%左右)。然后将岩心6120与岩心6014并联后,反向驱入聚丙烯酰胺/酚醛树脂溶液,待6120驱出第一滴聚合物后,停止驱替。将岩心6120与岩心6014置于驱替液环境中于85℃水浴中养护16 h后,测定其渗透率变化情况。岩心6106和6013也采用同样方法(堵油率在并联岩心的测试,所有堵剂均为盐水配制,满足矿化度要求)[3]。
1.4 聚丙烯酰胺/酚醛树脂的解堵
将双氧水(100%)与HCl(工业30%)分别按照比例1:1、1:3和1:5进行复配,得到所需药品试样并将其编号,分别将其注入到上述实验中采用聚丙烯酰胺/酚醛树脂封堵后的岩石中,经过一定时间后观察其解堵情况。
2 结果与讨论
2.1 聚丙烯酰胺/酚醛树脂的选择性堵塞能力
按照上述实验方法,测得酚醛树脂堵塞前后各人造岩心的渗透率数值情况,实验结果如表1所示。由封堵率计算公式:封堵率=
由表2可知,聚丙烯酰胺/酚醛树脂体系对于水和油的封堵效果具有很大的差异性,其对于水的封堵率均高于90%,而对于油的封堵率仅在30%左右,堵水率远远高于堵油率,堵水剂具有良好的选择性封堵效果,达到了选择性堵剂所需要的堵水不堵油的要求(堵水不堵油是相对来说的,不可理解为完全不堵油),提高水的波及系数从而提高了原油的采收率[4]。
2.2 聚丙烯酰胺/酚醛树脂的解堵
按照节1.4中所述实验方法进行解堵效果评价实验,实验结果见表3。
根据表3可知,双氧水(100%):HCl(工业30%)=1:5已经可以解堵,1:1即可以完全解堵,在85℃时室内实验2 h小时可以完全解堵。由于根据堵水施工可以将堵水分为永久性堵水和暂时性堵水,而对于暂堵来说即要求所选用的堵剂具有一定的解堵效果,因此选择性堵剂的解堵能力也是判断其性能的一项重要指标。加入一定的解堵剂在一定的温度下可以使聚丙烯酰胺/酚醛树脂体系完全解堵,从而起到保护油层的目的。
3 结论
(1) 引入一种新型的选择性堵剂聚丙烯酰胺/酚醛树脂体系并测定其对水和油的封堵能力,实验得出其对水的封堵率远远大于对油的封堵能力,可以作为一种选择性堵剂使用。
(2) 通过解堵能力实验可知,在85℃时双氧水和工业盐酸按照1:1的比例实验2h小时可以完全解堵。
参考文献
[1]刘庆旺,范振中,王德金.弱凝胶调驱技术.北京:石油工业出版社,2003
[2]宋万超.高含水期油田开发技术和方法.北京:地质出版社,2003
[3]唐孝芬,刘戈辉,李良雄,等.堵水调剖用暂堵剂DZJ-98的研制与性能评价.油田化学,1999;19(2):30—33
HS-1高强度堵剂研究与应用 第3篇
1 实验部分
本实验制备的高强度堵剂HS-1是由主剂、胶凝固化剂、膨胀填充剂、微晶增强剂、活性增韧剂等组成, 属于复合型堵剂。
1.1 实验条件。
模拟孤岛油田中二北馆5单元地层条件:实验温度:70℃;实验用水:中二北馆5单元地层水, 矿化度6500mg/L;实验用砂:孤岛油田地层产出油砂, 孔隙度28.0~35.0%;驱替速度:2ml/min;渗透率:1.5~8.0μm2。
1.2 实验仪器。
SL-A型多功能岩心驱替流程, 岩心管 (φ25500mm) , 高压容器, 搅拌器, WT-01型自动压力采集系统, 真空泵, 抗压/抗折仪, 恒温箱, 天平, 量筒等玻璃器皿。
1.3 实验方法。
1.3.1固化时间/固化强度测定:取加一定量固相组份和水, 低速搅拌均匀后, 依次其它加入添加剂, 使其成为均匀的悬浮体, 装入磨口瓶中密封, 置恒温水浴锅中观察和测量设定温度下流动情况, 固化速度、凝固强度。1.3.2动态封堵实验:岩心抽真空饱和水, 测定岩心孔隙体积PV;水驱测定岩心的初始渗透率;注入一定量的HS-1堵剂, 放入70℃的恒温箱中恒温24h;再次水驱, 记录岩心的压力和渗透率;计算岩心各参数的变化量, 评价该堵剂的突破压力和封堵效果。
2 实验结果及分析
2.1 HS-1高强度堵剂配方优化结果。
实验证明 (表1) , 主剂固相组份的加量的不同, 堵水剂性能不同。随其加量的增加, 凝固时间缩短, 固化强度提高。固化剂的加量对其性能的影响更大, 且影响其固化强度。
2.2 温度对HS-1高强度堵剂的影响。
由实验看出 (表2) , 不同温度对流动性 (即初凝) 有一定的影响, 随温度的升高可流动时间缩短即初凝时间缩短, 对凝固强度影响不显著, 随着固化剂量的增加, 初凝、凝固时间缩短, 堵剂强度逐渐增强。
2.3 HS-1高强度堵剂强度测试实验。
将堵剂与石英砂按3:7的比例混合, 加适量的水, 搅拌均匀, 装入φ25300mm的玻璃管内, 放入70℃的恒温水浴, 恒温72h。进行固结实验。取出固结体进行抗压和抗折实验测试。实验结果表明 (表3) , HS-1高强度堵剂三个配方在抗压和抗折方面均优于油井水泥类堵剂。
2.4 HS-1高强度堵剂封堵性能评价。
根据配方优化实验结果, 采用岩心流动实验装置, 注入速度2.0ml/min, 岩心饱和水, 测孔隙度、初始压力、渗透率, 注入总体积数的0.3PV堵剂后, 放入70℃恒温箱中72 h后进行水驱, 监测突破压力封堵率等参数。配方三为单管岩心封堵实验, 配方二为并联岩心封堵实验 (低渗岩心1.5μm2、8.0μm2) 。实验结果表明可见HS-1高强度堵剂具有较好的封堵率和耐冲刷性能。注HS-1高强度堵剂前高渗岩心的分流率约为95%, 低渗岩心的分流率约为5%;注HS-1高强度堵剂后, 高渗岩心的分流率约为10%, 低渗岩心的分流率约为90%, 水驱7pv后, 高、低渗岩心的分流率保持原有情况;可见HS-1高强度堵剂具有良好的调剖性能和封堵性能。
3 现场试验
HS-1高强度堵剂在孤岛油田中二北馆5单元现场试验4口井, 开井4口, 累计注入HS-1高强度堵剂44t, 平均单井注入11t。措施前平均单井日油0.78t, 措施后平均单井日油11.7t, 单井平均日增油10.9t;措施前平均含水96.5%, 措施后平均含水79.8%, 单井平均含水下降了16.6%, 平均单井增油1255t, 累计增油5019t, 目前4口井仍持续有效, 取得了较好的控水稳油效果。
4 结论
4.1 探讨了成胶机理和封堵机理, 优化出了良好的HS-1高强度堵剂配方。
4.2 对HS-1高强度堵剂进行了评价, 表明该体系具有较高的强度和封堵性能。
4.3 现场应用效果表明, 实施堵水后, 油量上升, 含水大幅度下降, 可见该技术具有良好的降水增油效果。
参考文献
[1]宋岱锋, 贾艳平, 刘玉平, 等.LB-01液体堵剂在孤岛油田中二北馆5现场应用[J].海洋石油, 2008, 28 (1) :47-50.
[2]王斌.高含水油井堵水用复合颗粒堵剂[J].油田化学, 2002, 19 (3) :230-232.
用除垢解堵剂解决重晶石污染问题 第4篇
ZT-22井为2009年投产新井，本次试油层位为沙二段49号层，于2009年2月射孔试油。目前该井不能自喷生产，分析认为是泥浆重晶石污染，通过本次作业力图实现解堵，以提高单井产能。
1.1 试油成果、投产投注情况及油井现状
目前无本井数据，参考该区邻井数据。
1.2 措施目的层射孔数据
本次射开沙二段49号层3812.2-3823.0米，层位数据如下：
本次解堵作业针对49层，厚度10.8m。每米射16孔，计约176个射孔，孔直径1cm。射孔深度约100 cm。
1.3 温度和压力资料
中深折算温度：约100℃
中深折算压力：36.0-37.3MPa
1.4 试油情况及措施目的
2009年2月对49号层试油段射孔试油，射孔后采用比重为1.43 g/cm3的泥浆压井，起管期间由于井涌，无法进行下步作业，后采用1.55g/cm3泥浆压井。压井后下入电潜泵生产管柱，但由于电泵被烧，无法正常生产，起出电潜泵生产管柱，利用海水 (比重1.04g/cm3) 替出泥浆后无产量，分析认为压井过程中泥浆侵入造成了储层污染，丧失生产能力，后曾采用酸洗措施以解除污染，但是效果不明显，后来重新补孔后效果也不佳，本次解堵措施通过对重晶石的溶解试验，优选解堵药剂，解除污染，恢复产能。
2 LD-BS-1除垢解堵剂产品性能指标
外观:无杂质无色液体 (目测)
比重(20℃):1.0～1.20(参照GB/T 2540)
p H值:12～13 (p H试纸)
有效含量：≥25% (参照GB11175-89)
重晶石溶解率：≥60%
3 LD-BS-1除垢解堵剂实验室评价
LD-BS-1除垢解堵剂试验效果见表5。重晶石样品取之现场使用样品。
实验条件：90℃浸泡，低速搅拌。
由表5试验结果可见，序号1实验为二次加料，第一次相当于20%浓度，比例为1:1, 4小时溶解率为44%;序号9与序号1其他条件相同，浓度由20%增加到40%，4小时溶解率上升到57%;从序号4和5的数据看，溶解时间长时，药剂使用浓度为20%时更好，所以使用浓度最好控制在20%～40%;序号6和7为重复试验，可以看出效果要比序号5的效果差很多，药剂量大些浓度适中效果好。反应时间为24小时时效果最好。4小时效果可以。
考虑到井下药剂升温时间等因素，将每次焖井时间定为6小时。考虑到最佳使用浓度及套管、井底水稀释的影响，最后确定药剂与清水配比为1:2.33 (即30%) 。
4解堵施工程序
4.1施工前准备工作在0-3050m处，油管外径为89mm，内径为73mm;在3050-3825m处，油管外径73mm，内径62mm。采油树要用绷绳绷紧固定牢固，在油套管闸门一侧各接一条硬管线至排液管，用于排液。按施工设计将液体材料备好，并按照设计要求进行配制和循环解堵药剂。测试药剂溶液的p H值为12，密度为1.06g/cm3。
备齐解堵施工设备(如表7所示)，接好井口解堵管线，使用清水试压，要求从泵车出口到采油树 (包括泵车、高压硬管线、井口采油树) 、试压35MPa5min不刺不漏;
4.2解堵程序 (1) 打开套管阀门, 正替解堵药剂16m3, 施工压力2M Pa; (2) 关闭套管阀门, 从油管高挤解堵药剂4m3, 施工压力最高24M pa; (3) 关闭油管阀门, 焖井反应6小时, 让油层处的药剂温度达到与地层温度一致 (90-100℃左右) , 打开套管阀门放压至0; (4) 关闭套管阀门, 打开油管阀门, 高挤清水5m3, 施工压力24MPa; (5) 关闭油管阀门, 焖井反应6小时后, 打开套管阀门放压至0; (6) 关闭套管阀门, 打开油管阀门, 高挤清水5m3, 施工压力24MPa; (7) 关闭油管阀门, 焖井反应6小时后, 打开套管阀门放压至0; (8) 关闭套管阀门, 打开油管阀门, 高挤清水5m3, 施工压力25MPa; (9) 关闭油管阀门, 焖井反应6小时后, 打开油管阀门放压至0; (10) 打开套管阀门, 反打入清水10m3;倒流程, 正打入清水10m3;关闭套管阀门, 打开油管阀门放压至0;清水60m3反洗井, 关闭套管阀门, 油管未出油。11 1213
5解堵效果
对ZT-22井, 2009年7月5日解堵施工后期, 反洗40m3过程中所取样品进行了实验室检验。所取样品按取样时间分别为1, 2, 3, 4号, 其中1号, 2号样为在反洗到20m3左右时取样, 3号, 4号为反洗到30m3左右时取样。
5.1样品外观及定性检验:1, 2号样品为带黄色均匀液体, p H值=7, 加入Ba Cl2饱和溶液无变化。3号样颜色比1号略深, p H值=7, 加入Ba Cl2饱和溶液有浑浊出现。4号样橘黄色, p H值=8, 加入Ba Cl2饱和溶液有沉淀出现。
5.2对4号试样进行定量分析:精确量取50ml样液4号于烧杯中, 用0.1mol/l的HCl溶液调p H=3, 消耗HCl约3ml, 加热到70℃搅拌5min, 除去碳酸, 冷却到室温。
取50ml Ba Cl2饱和溶液倒入样液中, 搅拌2min产生沉淀, 静置15min, 此时溶液颜色较中性条件下浅。用长颈漏斗过滤, 将过滤后的滤纸置于烘箱中烘干, 冷却后称量其重量。
过滤前滤纸:m1=0.74g
过滤后滤纸及沉淀:m2=1.19g
沉淀Ba SO4:m=1.19-0.74=0.45g
在中性条件下沉淀为黄色, 酸性条件下为类白色, 可以初步确定该沉淀为硫酸钡, 从数据上看, 100ml样液中含有沉淀硫酸钡0.9g。
5.3分析与讨论
5.3.1 1号、2号样 (反洗到20m3左右时取样) 不含硫酸根离子, 基本判定为水样。
5.3.2 3号样 (反洗到30m3左右偏前取样) p H值为中性, 略含硫酸根离子。
5.3.3 4号样 (反洗到30m3左右偏后取样) p H值为8, 但与原药液p H值 (=12) 相差较大。药剂与硫酸钡络合反应, 不会降低药剂的p H值, 4号样p H与药剂p H相比较低, 说明药剂可能在井内被酸 (原来酸洗后的残酸) 中和以及被水稀释。调节p H, 排除Ba (OH) 2和Ba CO3干扰, 产生大量沉淀, 判定含大量硫酸根离子, 并计算硫酸钡含量为0.9g/100mL, 这个数据和实验室实验结果所给的最高预期100mL药剂溶解0.6g重晶石的84.5%, 也就是100mL药剂溶解大约0.5g重晶石要好很多, 说明药剂发挥了效果, 并且比实验室预期的效果还要好, 这和药剂在地下的作用温度 (100℃左右) 比实验室 (90℃左右) 高不无关系。
6基本结论
堵剂评价 第5篇
1 环保酶解堵剂的解堵原理
阿波罗环保酶是由美国阿波罗分离技术公司开发生产的一种液体非活性生物酶。主要成分是:酶、稳定剂、水。主要用于对含有碳氢化合物 (油) 的固体进行分离。环保酶只溶于水不溶于油, 对油和固体的分离只需几秒钟。对于亲油性的固体物质, 一旦遇到油, 油就会附着在固体的表面生成油固体混合物, 这种混合物非常牢固, 使用一般的方法很难分离。当环保酶遇到油固体混合物时, 环保酶的亲油特性发挥作用, 使环保酶的分子立刻附着在油的表面, 然后将油从固体表面剥离下来, 带着油混入水中, 使得部分油层缝隙内的油固混合物体积变小, 可以在油层空隙内流动, 从而流入井筒中被带出。解除了油层的堵塞, 增大了渗油的通道;另一部分环保酶则附着在固体表面, 降低了岩石的润湿角, 使储层岩石从亲油性改变为亲水性, 其他油分子无法再附着在这部分固体上, 降低油层与岩层的界面张力, 从而降低了原油在地层空隙中的流动阻力。而混入水中的环保酶的憎油特性开始发挥作用, 迅速与油分离, 由于环保酶只溶于水不溶于油, 留在水中的环保酶将继续上述过程。
2 环保酶性能检测
环保酶综合性能测试包括:对地层的伤害试验、与入井液配伍试验、腐蚀试验。
2.1 地层伤害试验
(表1)
2.2 与入井液配伍试验
取环保酶溶液和防膨剂 (F21) 溶液按1∶1的比例混合, 目测溶液中出现白色悬浮物, 经过24小时后, 沉淀基本消失。
2.3 腐蚀试验
从环保酶的综合测试看, 环保酶对井下管柱的腐蚀轻;对地层的伤害中等;与防膨剂 (F21) 混合出现白色沉淀。所以我们建议在油井的施工中不用防膨剂 (F21) , 在埕岛油田选井试验。
3 油井选择
3.1 生产情况分析
CB11F-2井1996年8月11日螺杆泵投产, 生产层位Ng35、Ng43、Ng53和Ng54, 初期日产油56.7t, 含水0.3%。2009年11月15日欠载停机, 2009年11月16日用80方柴油洗井后开井, 油压在1.2MPa~2.3MPa、电流在26、24、25~38、36、37、井口温度在5℃~52℃、日液在19.6t~45.6t之间波动, 2010年6月, 油压降为1.1MPa, 套压0.9MPa, 回压0.9MPa, 日产液32.5t, 日产油12.3t, 含水63%。
3.2 测压情况分析
根据该井近几次测压情况看地层能量比较充足, 通过油井生产情况分析我们认为有以下几点。
(1) 油井投产出期, 产量较高, 目前低层压力较高, 地层供液比较充足, 电泵下井时间不长, 不应该产液这么低。确实存在地层污染。
(2) CB11F-2井生产时间较长, 随着采出程度的不断增加, 地层压力将不断下降, 流动压力已经低于饱和压力, 大量天然气从原油中脱出, 在井底附近一定范围内油气的渗滤特性将发生变化, 由单相油流变为油气两相渗流, 油相渗透率明显降低。从油中析出的胶质、蜡质、沥青质一起形成胶凝结构堵塞近井地带。
(3) 油井生产时曾经出砂, 原油中砂粒等固相微粒运移, 固相微粒表面地蜡质、胶质逐渐堆积、成长使得固相微粒的体积逐渐增大, 进而停止运移, 造成地层出油孔隙的降低, 降低出液量和出油量。
CB11F-2井适合于应用环保酶解堵。
4 效果分析
2010年7月8日我们对该井实施阿波罗环保酶解堵开泵车先挤前置液柴油3m3, 对地层进行预处理, 清洗、疏通近井地带的地层。再挤环保酶10m3溶液 (过滤海水+10%的环保酶) 。再挤隔离液柴油29m3, 关井反应120小时。
2010年7月13日CB11F-2井开井, 油井资料为油压1.7MPa, 套压1.1MPa, 回压0.8MPa, 井温57℃, 日产液53.2t, 日产油22.5t, 含水57.7%, 油井生产稳定。用阿波罗酶溶液解堵后, 油井日产液上升20.7t, 日产油上升10.2t, 含水下降5%。从以上资料可看出, 用阿波罗酶溶液解堵, 能有效提高油井井筒附近的地层渗透率, 实施效果非常明显。
CB11F-2井应用环保酶解堵剂取得明显增油效果, 为海上油井解堵上产提供了有效的措施。
摘要：油井经过较长时间开采以后, 由于多种原因造成地层出油空隙的堵塞, 使得地层渗透率降低, 油井产量下降。传统的柴油解堵效果不理想, 甚至没有效果。本文通过对公司油井生产产量下降的情况进行分析、归纳原因。经过大量的调研引进新型解堵剂—环保酶, 进行了分析。
改性氰凝堵剂反应速度的可控性研究 第6篇
近年来,随着高分子材料的迅猛发展,大量复合型功能型树脂新材料不断涌现。树脂类堵剂主要用于高温、深井条件中。因此,如何选用这些性质优良且功能突出的新兴树脂材料,并采用相应的配套工艺措施,以使堵水封窜技术达到成本低廉、工艺简便、施工安全,将是该技术的主要发展趋势。通过综合分析及论证,将氰凝作为堵剂的主剂,加以改性,同时筛选 加入适量助剂,保证其反应速度、自凝时间、反应物强度等反应条件可控,从而满足油田堵水、封窜[1]的需要。
1 氰凝类堵剂的改性实验
氰凝是一种聚氨酯类化学灌浆材料。可广泛应用于油井的非选择性堵水[2]、封窜、封井等方面。但是,氰凝遇水后迅速反应并固化(室温下2 min内即反应),且和水泥、钢管等有很好的粘接性能,从而导致在堵水和封窜时施工困难。为此,对氰凝进行了改性,并探讨了改性氰凝的固化性能。
1.1 原料规格
氰凝(TPT)、油溶性氰凝(OTPT)、聚丙烯酰胺胶乳(TDG)由实验室合成。
Span20、Span80、三乙醇胺、三乙烯二胺、辛酸亚锡、二月桂酸二丁基锡[3]、苯磺酰氯、重铬酸钾等化学品,均为化学试剂或分析试剂。
所提到的固化、凝胶等实验,均按固定比例配好后,将其放置于钢筒中密封反应,置于一定温度的烘箱中,观察记录反应的情况。
1.2 TPT
TPT是一种聚氨酯类预聚体,TPT作为一定NCO含量的聚氨酯预聚体,性能如表1所示。
由于氰凝活泼的性质使其得到广泛的应用,主要用于油井堵水、封窜等方面。但活泼的化学性质使其施工条件变得复杂。在各大油田,虽然改进了施工设备,但由于氰凝与水的反应时间太短,所以不能够适应不同的工艺以及不同的油井。
1.3 改性的油溶性氰凝材料OTPT
将氰凝按照配方放入高温反应釜内,当温度升到一定温度后放入溶剂及封端剂 R′H(即含有活泼氢,能与RNCO反应,且在一定的条件下能够释放出NCO的物质),一边搅拌一边反应,固定时间段检测异氰酸根的含量。当不再出现游离的异氰酸根后,再放入一定量的溶剂对其进行稀释、冷却后出料,密封待用。得到的油状的、外观为浅黄色的液体即为OTPT。
在原有的TPT的基础上经过封端改性而制得的OTPT,在一定的温度范围内与水不混溶,不反应,但通过加入不同解封剂的用量,可以使OTPT解封并固化,因此可以满足不同油井的封堵要求。
OTPT在解封之前,必须先与水形成相对稳定的体系。为此Tween系列表面活性剂,得到了OTPT、水相、Tween80质量比为100∶100∶4的复合体系。此复合体系用不同的复合解封剂加量在60 ℃下的解封结果示于表2。
*未固化即已反应但未固化。
由表2可以明显看出,可根据解封剂加量控制OTPT复合体系在不同的时间固化。
1.4 各种氰凝对比实验
对比了未加改性的氰凝,和不同解封剂加量(0.25%、0.3%、0.4%、0.5%)改性后的氰凝(4种实验室合成样品)进行不同温度不同水氰比例的初终凝反应实验(固化剂加量为0.4%)。将水与各种氰凝按照一定的比例(水与氰凝的比例分别为1:1、1:2、2:1)加入试管中,并分别置于30 ℃、50 ℃、60 ℃的恒温水浴箱内,随时观察其固结情况,以测得氰凝的初终凝时间,待反应完全后测取膨胀倍比。实验中所涉及到的固化、凝胶实验,将室内条件下合成并改性后的氰凝均按所需比例配好后,放置于钢筒中,密封,置于恒温的水浴箱中,定时观察其反应情况。得到以下数据,见表3。并且得到如下现象。
(1) 模拟地层温度时水与氰凝按照各比例反应完全之后,失去塑性,实验过程中产生大量微小气泡,气泡将水带至上层致使反应隔绝。
(2) 在相同的水与氰凝的比例下温度愈高反应愈剧烈。当温度较高时,由于反应剧烈,过程中产生的CO2上窜,把反应物冲出试管口。
(3) 通过对比实验后的生成物情况,当水与氰凝按照2:1的比例反应时,生成物较多且发泡密度大。由于2号、3号氰凝反应后固化物质膨胀倍数较大,内含气泡体积百分也较大,固体松散所以不适合油井堵水时使用。4号、5号氰凝反应速度最慢且发泡密度最小,固体块较为致密适合油井现场的堵水作业使用。
改性后的氰凝主剂固化时间可控,初凝时间为(2030) min,最高固化时间可达30 min,终凝时间不超过60 min。从以上实验数据可知4号、5号氰凝的反应可控性强,反应产生的气泡大小均匀且最小,固化后致密。所以暂时选用4号、5号配方为油井堵剂的配方。
2 固化时间的影响因素
2.1 不同固化剂加量对固化时间的影响
取改性后的两种氰凝(A、B)10 mL,分别加入0.2%、0.3%、0.4%、0.5%、0.6%、0.7%的固化剂,加入20 mL水于45 ℃下水浴养护,观察初终凝时间如表4。
由以上数据可知,随固化剂加量的增多,反应加剧所需固化时间缩短。根据现场施工要求,固化时间可调,我们初步确定解封剂的用量为:0.3～0.5%之间。
2.2 温度对固化时间的影响
在不同温度下向改性氰凝A和B中加入0.3%、0.4%、0.5%的解封剂观察固化时间数据见表5和表6。
由上图数据可知:温度越高,氰凝与水反应越快,固化时间越短,三种不同固化剂浓度的氰凝体系表现出基本相同的特性。
2.3 不同地层水矿化度对固化时间的影响
将不同矿化度的地层水与改性后的氰凝A和B按照2:1的比例加入试管中,并分别置于50℃的恒温水浴箱内,随时观察其固结情况,以测得氰凝的初凝时间。数据见如表7。
分析:地层水中各种离子由于范德华力和静电引力的作用会吸附到刚被解封的异氰酸根表面影响异氰酸根与水分子的之间的反应,但随着异氰酸根与水分子接触时间的延长,水分子在异氰酸根分子周围的聚集反应还是会加剧,释放出大量的气体,固化继续进行。由图可知改性氰凝适应的矿化度范围较广泛,在0～11 000之间,矿化度对固化反应的影响不大,适应大庆地区的地层水矿化度。
通过以上的改性实验以及相应的测试实验,我们看出4号、5号氰凝的固化时间曲线很接近但温度较高时,5号氰凝的固化时间仍在期望以内。根据需求得出5号改性后的氰凝是最符合实验室以及现场的要求的。也就是说开发提供出了一套符合预制管注式施工工艺且反应时间可控的氰凝封堵封窜剂产品及其生产工艺。
3 结论
(1) 随固化剂加量的增多,反应加剧所需固化时间缩短。
(2)温度越高,氰凝与水反应越快,固化时间越短。
(3) 改性氰凝适应的矿化度范围较广泛,矿化度对固化反应的影响不大。
摘要：主要研究改性氰凝反应速度的可控性,氰凝改性主要是使用封端剂把氰凝的端基封闭,使其活泼的异氰酸根暂时不能与水发生反应,之后在一定条件下使用解封剂把活泼的异氰酸根置换出来,使其再次与水作用凝胶,达到堵水封窜的目的。改性后的氰凝初凝时间可以控制在(20—30)min,终凝时间在60 min以内。
关键词：改性氰凝,固化时间,可控性
参考文献
[1]周望,谢朝阳.大庆油田化学堵水调剖技术的发展与应用.大庆石油地质与开发,1998;17(3):32—34
[2]王任芳,李克华.油田堵水剂及其新发展.钻采工艺,1998;21(4):67—69
堵剂评价 第7篇
纤维球颗粒是交联聚合物与纤维间混而成, 在高温地层中用于油水井大孔道及裂缝的封堵主要有两种机理:一是纤维球颗粒在水中能膨胀成纤维水凝体, 纤维水凝体能通过变形流动、卸水、破坏而进入地层深部实现封堵;二是在高温下交联聚合物会在一定时间被破坏, 而释放出纤维, 纤维的管流能力差, 在吼道处很容易发生缠结, 这样可利用纤维的弹性实现封堵, 纤维能抗300℃高温。
二、纤维球颗粒的合成
采用纤维、复合单体、引发剂、交联剂可合成纤维球。
三、纤维球颗粒的性能特点
1 矿化度对纤维球膨胀性能的影响
水的矿化度对纤维球颗粒的膨胀度有显著的影响, 随着矿化度的增加, 纤维球颗粒的膨胀度呈下降趋势, 但当矿化度大于50000mg/l时, 其膨胀度几乎不发生变化。主要原因是膨胀体类似一个反渗透膜, 随着水的矿化度增加, 膨胀体内外的反渗透压力增大, 从而降低膨胀体的吸水能力。虽然如此, 该调堵剂的在盐水中的膨胀性能仍然优于体膨性聚丙稀酰胺, 主要是因为在该调堵剂的合成时引进了抗盐性单体, 同时加大了交联链段的长度, 使其具有很强的抗盐能力。 (注:膨胀度的测定时间为24h)
2 钙离子浓度对纤维球颗粒膨胀性能的影响
Ca2+浓度对纤维球颗粒膨胀性能有一定的影响, 但影响程度并不大。 (注:膨胀度的测定时间为24h)
3 纤维球颗粒调堵剂的膨胀速度
纤维球颗粒调堵剂的膨胀度是随时间的增加而增大的, 在高温下的膨胀度大于低温下的膨胀度, 而且膨胀速度加快。 (注:实验用水均为5%的盐水)
4 纤维球颗粒的注入性
颗粒的注入性与颗粒的尺寸、地层的有效孔隙直径、以及颗粒的膨胀速度有关。有效孔隙直径是有效渗透率K和有效孔隙度Ø的函数。即:
对于刚性颗粒, 只要其粒径小于有效孔隙直径的1/2, 颗粒就可以进入孔隙内。但对聚合物颗粒, 由于膨胀后是一柔性体, 即使它的直径比有效孔隙直径大, 也可在压力下进入孔隙内, 实验结果见表1。
四、纤维球颗粒调堵用量的确定
纤维球颗粒对大孔道的封堵是一种点封堵, 而聚合物凝胶封堵是面封堵, 只要进入孔隙内的颗粒的膨胀体积与孔隙体积之比为4.8%, 就能实现有效封堵, 由此可按下列方法确定纤维球的使用用量:
式中:Q纤维球调堵剂的配液量, m3;
岩石的孔隙体积由油层厚度、施工半径和岩石的孔隙度确定。施工半径一般为水井与油井间距的1/3-1/4;颗粒的配液浓度为0.2%, , n为方向系数。
摘要：封堵调剖一直是油水田上比较重视的一项措施, 尤其是堵水不堵油的化学物资尤其受重视, 而且, 堵水后的强度指标也有很大的要求;为了使堵水调剖有更进一步的发展, 我们研制了一种新型产品——纤维球颗粒调堵剂, 能够很好的应用于封调井中, 而且可耐高温达300℃。
关键词：封堵调剖,油水井,耐温,纤维球
参考文献
[1]时均, 袁权, 高从堦.膜技术手册[M].化学工业出版社.2001.第328页
