超分子防砂堵水一体化技术研究.docx
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超分子防砂堵水一体化技术研究
超分子防砂-堵水剂一体化技术研究
摘要:
随着油田的高含水中后期开发,油水井出砂愈来愈严重,其中,最为严重且无法解决的是粉细砂的出砂问题,由特定功能聚合物分子之间自组装形成的超分子体系具有优异的力化学性能,其由水溶液中自组装后对含羟基表面和负电表面的固体具有极强的吸附力,通过室内实验研究和现场实践,证明这一技术对油田堵水、防砂具有极好的效果。
一、引言
随着油田进入高含水后期开采阶段,油田的层间、层内和平面矛盾越来越突出,注水井纵向上层间渗透率差异大,吸水剖面不均匀,导致大量的注入水沿着高渗透层无效地循环、消耗,不仅驱油效率低,浪费了大量能源,也给油田的注水、脱水、堵水等带来了很大的困难。
同时随着油田的高含水中后期开发,油水井出砂愈来愈严重,其中最为严重且无法解决的是粉细砂的出砂问题。
多年来,国内外对油井防砂堵水剂的研究一直是持续不断的,但目前还没有比较理想的防砂堵水材料,超分子防砂-堵水剂是在平衡条件下,分子间通过非共价相互作用自发组合形成的性能稳定、具有某种特定功能的分子聚集体或超分子结构,由这种方法制取的自组合材料具有许多新奇的物理功能,如突出的力学功能和力化学功能等。
本项技术通过对地层砂、粘土矿物、原油、水等物质的晶体结构、分子结构、聚集状态及表面、界面电性的研究,进行超分子骨架及功能团的设计;通过分子结构与作用性能的定型和定量的理论计算,对设计的超分子结构进行再加工直至得到最理想的分子结构并合成之。
研制出的超分子防砂堵水剂对地层水具有感应性,这种效应使其对地层亲水岩石表面作用时能够自动进行且吸附能力强,具有阻水防砂的作用。
该技术自推广应用以来在胜利、吐哈等油田施工31口井,施工成功率100%,有效率96.8%。
有效地解决了高、中、低渗透性高含水砂岩油藏的防砂、堵水问题,提高了注水开采效果,降低了原油的开采和后期处理费用,同时,大大降低了油井作业次数和作业成本。
二、实验部分
1.超分子防砂-堵水剂作用原理
随着溶液质子浓度的变化,超分子防砂-堵水材料溶液由溶液转变为胶体,并进一步形成凝胶。
在一定条件下,使超分子溶质或胶体粒子相互连接,形成空间网状结构,而溶剂小分子充满在网架的空隙中,成为失去流动性的半固体状凝胶。
凝胶的特点是具有网状结构,充填在网眼里的溶剂不能自由流动,而相互交联成网架的高分子或溶胶粒子仍有一定柔顺性,使凝胶成为弹性半固体。
凝胶通过失水,形成聚合物高分子膜。
水介质条件的变化,使超分子防砂-堵水材料通过胶凝等一系列变化从水溶液中析出、吸附于固体表面并形成超分子膜。
分子侧链功能基团与所接触的固体表面的基团发生键合作用。
通过键合作用,侧链功能基团与SiO2表面上大量的羟基发生化学反应形成稳定的氢键,通过Si-O-Si及C-O-C的共价化学键把二氧化硅无机相与超分子有机相连接起来,见图1。
图1超分子防砂-堵水材料分子与硅质表面羟基的键合作用
超分子防砂-堵水材料的智能化表现在其对外界条件的感知能力上,当超分子的溶液条件发生改变时,超分子在溶液中的存在状态发生变化,可以自溶液中迁移至固体界面上,同时在界面上吸附、沉积,并在固体颗粒之间架桥,将多个固体颗粒粘合在一起,在油层的水孔道内产生胶凝并形成堵塞,而在油孔道内则不存在上述作用,因此,可以起到堵水不堵油同时固结留砂的目的。
见图2、3、4。
图2超分子防砂-堵水材料对含水孔道内固体物的凝聚示意图
图3岩心空隙内超分子防砂-堵水材料作用图
图4超分子防砂-堵水材料分子在含水孔道内对石英砂的粘合显微图片(50倍)
2.超分子防砂-堵水剂的胶结强度研究
(1)超分子防砂-堵水剂用量对抗压强度的影响
分别选择0.1-0.2mm和0.4-0.8mm的优质石英砂(产地:
福州)作为试验对象,将石英砂和超分子防砂-堵水剂混合均匀后,装入内径为2.5cm,长为30cm的玻璃管中,压实后,置于70℃的水浴锅内,放置48h后,取出,烘干后测砂柱的抗压强度,结果见表1、2和图5。
表1用量对抗压强度的影响(0.1-0.2mm)
100/X
抗压强度(MPa)
100/3
0.3
100/5
0.5
100/8
1.0
100/10
1.3
100/15
1.8
表2用量对抗压强度的影响(0.4-0.8mm)
100/X
抗压强度(MPa)
100/3
0.7
100/5
1.5
100/8
2.0
100/10
2.5
100/15
2.7
图570℃温度下超分子防砂-堵水剂不同用量下石英砂柱的抗压强度
由表1、2和图5可以看出:
由粒径为0.4-0.8mm石英砂胶结成的砂柱的抗压强度明显高于粒径为0.1-0.2mm石英砂胶结成的砂柱;粒径为0.4-0.8mm石英砂胶结成的砂柱当砂/超分子防砂-堵水剂比例为100:
8时砂柱就具有了较高的抗压强度。
(2)温度对抗压强度的影响
按
(1)中同样的方法将粒径为0.4-0.8mm石英砂胶结成的砂柱(砂/超分子防砂-堵水剂质量比为100:
8),分别置于50℃,60℃,70℃,80℃,90℃,120℃,150℃和200℃下的干燥箱中,放置时间为72h后,取出,测其抗压强度,结果见表3和图6。
表3温度对抗压强度的影响
温度/℃
抗压强度/MPa
50
1.8
60
1.9
70
2.0
80
2.0
90
2.1
120
2.1
150
1.7
200
1.2
图6温度与抗压强度的关系(72h)
由表3和图6实验结果可以看出,在200℃超分子防砂-堵水剂分解严重。
超分子防砂-堵水剂在120℃以下时具有较高的热稳定性及抗压强度。
(3)等温条件下,老化时间与抗压强度的关系
按
(1)中同样的方法将粒径为0.4-0.8mm石英砂胶结成的砂柱(砂/超分子防砂-堵水剂的质量比为100/8),置于120℃的干燥箱中,分别测定其24h,36h,48h,60h,72h,84h时的抗压强度,结果见表4和图7。
表4老化时间与抗压强度的关系(120℃)
时间(h)
抗压强度(MPa)
24
2.1
36
2.1
48
2.0
60
2.0
72
2.0
84
2.0
图7超分子防砂-堵水剂的热老化能力(120℃)
由表4和图7可以看出:
用超分子防砂-堵水剂与石英砂做成的砂柱在120℃温度下,经84h老化后仍能保持较高的强度。
3.超分子防砂-堵水一体化材料油水选择性研究
(1)试验设备与材料
岩芯实验流动仪、压力传感器和压力表、利用石英砂填装成不同渗透性的人工岩芯、原油、煤油、模拟地层水(矿化度为5727mg/L)等。
从岩心的孔隙率、渗透性、岩石内表面润湿性、试验温度等方面尽可能地模拟油层。
(2)试验程序
水相渗透率改变率的测定
a.测堵前水相渗透率;
b.反向注入相渗透剂,注入方法:
1PV0.05%的NaOH水溶液----隔离液(5ml清水)-----1PV5%超分子防砂-堵水剂(取1PV药剂,加入19PV的清水稀释)----1PV0.05%的NaOH水溶液----隔离液(5ml清水)-----1PV5%超分子防砂-堵水剂;
c.静止24h;
d.正向注入模拟地层水;
e.测堵后水相渗透率。
油相渗透率改变率的测定
a.测堵前油相渗透率;
b.反向注入相渗透剂;注入方法:
1PV0.05%的NaOH水溶液----隔离液(5ml清水)-----1PV5%超分子防砂-堵水剂(取1PV药剂,加入19PV的清水稀释)----1PV0.05%的NaOH水溶液----隔离液(5ml清水)-----1PV5%超分子防砂-堵水剂;
c.静止24h;
d.正向注入模拟油;
e.测堵后油相渗透率。
(3)试验结果
油相渗透率的改变率
试验用填砂管的参数见表5,试验温度60℃,注入流量为2ml/min。
油相渗透率下降率为25%(堵油率),试验结果见表6。
表5填砂管的参数
参数
单管模型
直径,cm
2.5
长度,cm
19.0
渗透率,×10-3μm2
516.1
孔隙体积,mL
16.0
饱和油粘度,mPa·s
18.0
饱和油密度,g·cm-3
0.8484
表6试验结果
堵前渗透率
×10-3μm2
堵后渗透率
×10-3μm2
封堵率
%
516.1
387.05
25
封堵前后过程中,注入压差随注入量的变化关系如下图8所示。
图9 注入压差随注入量变化曲线
水相渗透率的改变率
试验用填砂管的参数见表7,试验温度60℃,注入流量分别为2ml/min和
5ml/min。
水相渗透率下降率为88.55%和95.45%(堵水率),试验结果见表8。
表7填砂管的参数
参数
单管模型
直径,cm
2.5
5
长度,cm
19
52
孔隙体积,mL
15
237.7
饱和油粘度,mPa·s
18.0
饱和油密度,g·cm-3
0.8484
表8试验结果
堵前渗透率
×10-3μm2
堵后渗透率
×10-3μm2
封堵率
%
1032.2
119.1
88.5
1324.84
60.22
95.45
试验过程中,注入压力随注入量的变化关系如下图9所示。
图9 注入压力随注入量变化曲线图
由上述实验可以看出,超分子防砂-堵水剂可以对水起到有效的封堵作用,同时,对油相的封堵率很低。
因此,超分子防砂-堵水剂可以起到有效的调节水相渗透率的作用,其性能指标符合选择性堵剂的要求。
4.超分子防砂-堵水剂对比评价研究
(1)防砂能力对比
从防砂能力、对岩心的伤害率两个方面入手,对比不同类型防砂剂在相同条件下的防砂能力和岩心伤害率。
试验方法如下:
将粒径为0.4~0.8mm的石英砂40g和粒径为0.01~0.05mm的地层砂40g,混匀后从管的一端装入有机玻璃管(2.5cm×10cm),填入时边装边用有机玻璃棒压实,两端分别用出口孔径为0.5cm的金属帽封住,保证每次试验条件相同。
然后将玻璃管水平放置于60℃水浴锅内;以流量为3mL·min-1正向注入煤油100ml,测定岩心的油相渗透率Ko;正向注入清水100ml,然后分别反向注入15g(约2PV)的各种防砂剂,反应24h后,正向注入煤油100ml,测定岩心被伤害后的的油相渗透率Ko’。
以流量为10mL·min-1正向注入清水1000ml,收集流出物,并测定总质量,分出其中固体物质,烘干后测定其质量,计算出砂率。
结果见表9、10。
表9不同防砂剂性能对比(60℃)
防砂剂代号
1#
2#
3#
4#
5#
Ko,mDc
1280
1310
1195
1250
1300
Ko’,mDc
1108
223
185
140
1040
伤害率,%
2.8
83.0
84.5
88.8
34.0
出砂率,g/l
0.03
0.82
0.22
0.60
5.38
其中:
1#为超分子防砂-堵水剂(2.5%水溶液)、2#为酚醛树脂-甲醛-对甲苯磺酸(100:
6:
2,50%甲醇溶液)、3#为环氧树脂-乙二胺(50%丙酮溶液)、4#为UP树脂-过氧化甲乙酮(100:
10,191号醇酸不饱和树脂)、5#为阳离子聚丙烯酰胺(2.5%)。
表10出砂率(g/l)(1000ml,60℃,反应24h)
防砂剂种类
粒径,mm
A
B
C
D
≤0.01
0.782
0.187
0.370
0.040
0.01~0.05
0.620
0.126
0.086
0.020
0.05~0.1
0.408
0.105
0.075
0.015
其中A为2.5%的尿醛树脂水溶液、B为2.5%的碱性酚醛树脂水溶液、C为2.5%的丙烯酸酯树脂水分散液、D为2.5%的超分子防砂-堵水剂。
从表9中可以看出:
在相同条件下,无论是从防砂能力,还是对岩心的油相渗透性的伤害率上对比,超分子防砂-堵水剂都是比较理想的。
虽然热固性树脂类防砂材料具有理想的固结能力,但是其对岩心的伤害率确实非常大。
而水溶性高分子材料虽然对岩心的油相渗透性伤害率不大,但固砂能力较弱。
而超分子防砂-堵水剂在保持较理想粉细砂固砂能力的前提下出砂率仅为0.03g/l,而对岩心的伤害率为2.8%。
从表10可以看出,超分子防砂-堵水剂比其它几种防砂剂的防砂效果突出,尤其对粉细砂的防砂能力尤为突出。
在相同条件下,对于粒径小于≤0.01mm的细粉砂,分别用2.5%的尿醛树脂水溶液、2.5%的碱性酚醛树脂水溶液、2.5%的丙烯酸酯树脂水分散液、2.5%的超分子防砂-堵水剂处理后,反应24h,冲砂,出砂率分别为:
0.782g/l、0.187g/l、0.370g/l、0.120g/l、0.040g/l。
(2)堵水能力对比
测定岩心的水相突破压力和油相渗透率下降率,对比不同堵剂在相同条件下的选择性堵水能力。
试验方法如下:
将天然岩芯钻成直径为2.5cm、长2.5cm岩芯柱,洗油、烘干后备用;于60℃温度下,从一端用3mL·min-1的流量饱和盐水(矿化度:
35000mg/L;Cacl2型)1PV,并测出岩芯渗透率k,再分别反向注入1PV不同浓度、不同类型的处理液,静止反应3d,确保堵剂胶凝或固结后,正向分别注入饱和盐水,测定岩心的水突破压力;再注入0号柴油,测定岩心的油相渗透率ko。
计算渗透率下降分数ηo=(k-k0)/k×100%。
结果见表11、12。
表11岩心突破压力△P(MPa)与不同类型堵剂使用浓度间的关系
浓度,%
堵剂型号
1
3
5
7
10
1#
3.520
4.211
5.118
7.642
8.664
2#
0.187
2.211
2.086
3.713
5.664
3#
1.330
2.487
2.503
3.765
7.436
4#
0.349
1.582
2.545
3.820
3.850
5#
0.468
1.645
2.672
2.970
3.064
表12岩心油相渗透率下降率(%)与堵剂使用浓度之间的关系
浓度,%
堵剂型号
3
5
10
10
15
1#
5.3
5.0
5.2
5.3
5.1
2#
56.3
78.5
100
100
100
3#
84.2
100
100
100
100
4#
55.2
85.0
86.0
100
100
5#
71.0
75.8
100
100
100
注:
1#为超分子防砂-堵水材料;2#为体膨性堵剂;3#为超细水泥;4#为聚丙烯酰胺冻胶;5#为活性白土。
实验结果:
从表11和表12中可以看出,10%的超分子防砂-堵水材料处理岩心后,岩心的水突破压力高于8MPa,而对岩心的油相渗透率的伤害率却低于6%;相同条件下,其它堵剂的堵水能力却大大低于超分子防砂-堵水剂的堵水能力,而对岩心的油相渗透率的伤害率非常大。
表13不同堵剂性能对比
堵剂种类
普通堵剂
超分子防砂-堵水剂
选择性
油水层选择性差或无
油水层选择性好
堵水率
低
高
强度
强度较小
强度大
热降解性
有机冻胶和凝胶易降解
不易降解
施工条件
施工过程复杂
施工过程简易
有效期
短
长
三、现场推应用情况
本项目自推广应用以来在胜利、吐哈等油田施工31口井,施工成功率100%,有效率96.8%,有效地解决了中、低渗透性高含水砂岩油藏的防砂、堵水问题;与生物钙粉复合使用可以较好的解决高渗透性高含水砂岩油藏的防砂、堵水问题。
该项目的推广应用一方面提高了注水开采效果,另一方面降低了原油的开采和后期处理费用,同时,大大降低了油井作业次数和作业成本。
井例1:
排8-C3井
该井2007年6月进行割缝筛管砾石挤压充填防砂完井投产作业。
正常生产时液面在井口,套压在1.1MPa左右,日产液17.8m3/d,日产油15t/d,含水16.1%,功图正常。
在2008年11月23日突然表现为液面测不出,套压为0MPa,功图显示不供液,憋压5分钟3/0MPa,判断泵正常。
管理区进行洗井,无效。
分析为防砂失效造成砂埋油层,冲砂后投产仍不出。
计划打捞割缝筛管,重新进行挤压充填防砂投产。
打捞筛管不成功,无法实施机械防砂,于是决定采用超分子防砂-堵水一体化技术恢复油井生产。
1.油井基本数据
开钻日期
2007.5.22
完钻日期
07.6.6
完钻深度
1245.00m
采油层位
N1S
采油井段
1193.2-1195.9m
地层温度
52.53℃
套管下深
1240.0m
套管规范
139.7*7.72mm
水泥返高
850m
联入m
4.65
油补距m
3.98
人工井底m
1226.0
2.油层参数表
层位
射孔井段(m)
油层井段(m)
渗透率
(10-3um2)
泥质含量
%
备注
井段
厚度
井段
厚度
N1s
1193.2-1195.2
2.0
1193.2-1195.9
2.7
764.1
8.02
3.工艺设计
(1)采用超分子防砂-堵水剂防砂工艺。
(2)超分子防砂、堵水液40m3;清洗液22m3;碱水10m3。
4.施工步骤
(1)正循环洗井、挤油层预处理液:
打开油套闸门,正循环洗井,10%洗井液12m3洗至出口干净,排量0.5m3/min。
关套管闸门,正挤10%洗井液10m3,排量0.5m3/min,关井反应30min。
(2)正挤入0.5%的碱水10m3,排量0.5m3/min。
(3)正挤入隔离液:
清水5m3,排量0.5m3/min。
(4)正挤入5%的超分子防砂、堵水剂20m3,排量0.5m3/min。
(5)正挤入污水15m3,排量0.5m3/min。
(6)正挤入5%的超分子防砂、堵水剂20m3,排量0.5m3/min。
(7)正挤顶替液污水15m3,排量0.5m3/min。
(8)候凝:
关井候凝48h。
挤污水
顶替
挤防砂
堵水剂
挤污水
顶替
挤防砂
堵水剂
挤隔
离液
挤碱水
关井反应
挤清洗液
替清洗液
5.施工效果
项目
日产液,m3/d
日产油,t/d
含水,%
停产前
10
9
9.4
措施后
25
25
0
目前
10.8
9.9
7.5
井例2:
雁6-侧14井
该井是吐哈油田雁木西雁6构造上的一口侧钻井,2007年7月6日完井,完钻井深1750m。
2007年7月13日射孔Esh2+3油藏9号(1649.6-1668.4/18.8m,1670.0-1684.9/14.9m)段转抽投产,初期日产液40.3m3/d,日产油20.5t/d,含水20%。
2008年12月31日泵卡检泵,砂柱高达638.86m,砂量1.9m3。
停产前日产液30.4m3/d,日产油6.23t/d,含水75%。
该井为侧钻井,造斜点井深1296.22m,悬挂器位置1103.13-1106.63m,底部悬挂Ф88.9mm套管,井底水平位移229.27m,最大井斜井深1429.6m,井斜41.88º。
该井的井身结构欲实施机械防砂难度极大,研究决定采用超分子防砂-堵水一体化技术施工,恢复油井生产。
1.油井基本数据
地理位置
新疆吐鲁番市西
构造位置
雁木西6号构造
座标
X
4754729.9
地面海拔
-34.78m
座标
Y
15661716.17
补心海拔
-29.98m
开钻日期
2007.06.15
完钻日期
2007.06.30
完井日期
2007.07.06
联入
完钻层位
Esh
完钻井深
1750.0
人工井底
1727.0
完井方式
射孔完成
套管程序
固井
尺寸
mm
内径
mm
壁厚
mm
套管
钢级
下入
深度
m
水泥返高
m
固井
质量
加压
MPa
历时
min
降压
MPa
88.9
76.0
6.45
N80
1106.63-1747.7
1284
合格
20
30
0
短套位置:
1609.42-1611.44m
2.油层数据
层位
层号
层顶深度
m
层底深度
m
砂层厚度m
有效厚度m
深感应Ω.m
声波µs/m
孔隙度
%
渗透率x10-3µm2
解释结论
Esh
9
1649.6
1688.3
38.7
33.7
2.00
310
21.7
66.4
油层
1668.4
1670.0
1.6
致密层
1684.9
1688.3
3.4
致密层
3.工艺设计
(1)超分子防砂-堵水剂28m3;
(2)施工排量:
0.5-0.8m3/min;
4.施工步骤
(1)地面管线试压:
联接好地面施工管线,关闭井口总闸门开泵试压20MPa,管线不刺不漏为合格;
(2)正循环洗井:
正循环洗井一周。
控制排量,以免地层出砂。
(3)正挤超分子防砂-堵水剂22m3;
(4)正挤污水8.0m3,停泵反应1h;
(5)正挤超分子防砂-堵水剂6m3;
(6)正挤污水顶替液12.0m3;
(7)关井反应48h。
5.施工效果
项目
日产液,m3/d
日产油,t/d
含水,%
停产前
30.4
6.23
75
措施后
35.08
14.62
49.18
目前
23.73
8.82
54.68
四、结论与建议
1、室内研究表明:
超分子防砂-堵水剂同时具有理想的堵水和防砂性能。
2、室内对比实验研究表明:
超分子防砂-堵水剂的防砂能力和对油水层的选择性明显好于目前矿场常用的几种防砂剂和堵水剂的性能。
3、矿场实验研究表明:
超分子防砂-堵水一体化技术对中低渗透性高含水砂岩油藏的堵水、防砂效果显著;
4、超分子防砂-堵水一体化技术对高含水出砂油藏的处理经济效益明显,投入产出比高。
另外,还可以减少油井作业次数,降低作业风险。
5、建议进一步完善现场施工工艺研究,提高工艺措施的针对性。
参考文献
[1]万仁溥,罗英俊.防砂技术手册(第七分册)[M].北京:
石油工业出版社,1991:
158-200
[2]万仁溥.采油工程手册[M].北京:
石油工业出版社,1991:
68-98
[3]肖翠玲丁伟等,油基超细水泥浆选择性堵剂研究,油田化学,2000,1
[3]胡书勇,疏松砂岩油藏大孔道形成及其调堵的随机模拟,西南石油大学,2006
[4]张琪,王杰祥.油水井增产增注技术[M].东营:
中国石油大学出版社2007:
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[5]FletcherPA,MontgomeryCT,RamosGG.Usingfracturingatechniqueforcontrollingformationfailure[J].P
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