热酸助排采油技术的应用

1、 名名 称称 含量含量 （% %） 上升温度上升温度 （） 释放热量释放热量 （MJMJ） 产气量产气量 (m(m3 3) ) FA-1FA-1、FA-2FA-23030180180104910496868 SU-3SU-3、SU-4SU-43030176176103710376565 YE-8YE-8、YE-9YE-93030204204106010607070 BH-1BH-1、BH-2BH-23030169169103410345959 NaNONaNO2 2改性改性NHNH4 4NONO3 33030235235111611167373 0 01 10 02 20 03 30 04 4

2、0 05 50 06 60 0 0 0 1 10 0 2 20 0 3 30 0 4 40 0 5 50 0 6 60 0 7 70 0 8 80 0 9 90 0 产气体积倍数（无因次） 反应物体积浓度（%） 0 01 12 23 34 45 5 1 1 1 10 0 1 10 00 0 有效反应时间（min ） 催化剂浓度（%） 反应物浓度18% 反应物浓度24.5% 有效反应时间有效反应时间 (min) 催化剂浓度催化剂浓度 (%) 0.51.52.54.0 反应物浓度反应物浓度 (%) 13/1209015 185616128 24.5221283 2911850.9 现现 象象 温度

3、范围温度范围 （） 30306060 条条 件件 无催化剂无催化剂无气泡无气泡有少许气泡有少许气泡 有连续气泡，但无工业有连续气泡，但无工业 应用价值应用价值 有催化剂有催化剂室温下完成反应室温下完成反应 反应物浓度反应物浓度 (%) 项目项目 17.522.5 27.5 32.5 37.5 V2.22.22.12.12.1 V06.26.26.26.26.2 （V0-V）/V064.564.5 66.1 66.1 66.1 反应物浓度（反应物浓度（%）22.522.527.527.532.532.537.537.5平均平均 腐蚀速率腐蚀速率 （g/mg/m2 2hh） 0.04650.046

4、50.04780.04780.04830.04830.04950.04950.0480.048 液体类型液体类型模拟地层水模拟地层水煤煤 油油中浅层油样中浅层油样 现现 象象互溶无沉淀互溶无沉淀 无残渣无残渣无残渣无残渣 防乳化率防乳化率 （%） 时时 间间 （min） 1.02.55.010.0 油油 样样 煤煤 油油88.096.0100/ 北干线北干线84.090.592.094.0 824井井85.091.092.094.5 233井井86.091.093.095.0 发泡剂性能发泡剂性能 发泡剂浓度发泡剂浓度 （%） 2.53.03.54.04.55.05.56.06.57.0 ZY

5、-06 发泡倍数发泡倍数7.47.57.67.67.77.88.08.18.18.0 半衰期半衰期(min)6.76.87.07.37.78.38.68.79.09.2 OP10 发泡倍数发泡倍数3.53.84.54.74.95.05.25.25.25.4 半衰期半衰期(min)2.12.22.63.23.33.63.94.24.74.8 F873 发泡倍数发泡倍数4 . 24.54.75.35.55.75.85.85.85.8 半衰期半衰期(min)3 . 43.73.83.95.05.15.15.85.96.1 发泡倍发泡倍 数变化数变化 发泡剂浓度（发泡剂浓度（%） 1.54.5 耐温前

6、耐温前耐温后耐温后下降率（下降率（%）耐温前耐温前耐温后耐温后 下降率（下降率（%） ZY-067.06.48.67.77.43.9 ABS2.82.73.64.44.16.8 OP103.03.26.74.94.82 F8732.01.810.05.55.41.8 发泡性能发泡性能 发泡剂浓度（发泡剂浓度（%） 0246810121416182225 ZY-06 发泡倍数发泡倍数7.67.87.67.47.57.37.47.47.57.37.16.8 半衰期半衰期(min)7.67.65.85.84.55.56.56.77.77.88.79.7 F873 发泡倍数发泡倍数5.35.25.25

7、.15.14.94.84.64.54.44.24.0 半衰期半衰期(min)3.93.43.02.81.81.41.92.52.93.64.24.2 发泡性能发泡性能 发泡剂浓度发泡剂浓度 （% %） 2.52.5 3.03.03.53.54.04.04.54.55.05.05.55.56.06.0 6.56.5 3 310104 4ppmppm 模拟水模拟水 发泡倍数发泡倍数7.37.3 7.37.37.47.47.47.47.47.47.37.37.07.07.27.2 7.07.0 半衰期半衰期(min)(min)5.25.2 5.35.35.45.45.45.45.45.45.55.5

8、5.65.65.65.6 5.65.6 101010104 4ppmppm 模拟水模拟水 发泡倍数发泡倍数3.13.1 3.53.53.53.53.53.53.43.43.43.43.43.43.23.2 3.13.1 半衰期半衰期(min)(min)8.68.6101012.612.612.812.8 13.713.7 14.414.4 15.915.9 18.418.4 2929 淡淡 水水 发泡倍数发泡倍数7.47.57.67.67.77.88.08.1 8.1 半衰期半衰期(min)(min)6.76.87.07.37.78.38.68.7 9.0 气体种类气体种类空空 气气天天 然然

9、 气气 发泡剂浓度发泡剂浓度 (%)4.03.03.54.04.55.0 发泡发泡 性能性能 发泡倍数发泡倍数7.67.37.47.47.57.5 半衰期半衰期(min)7.36.46.56.56.66.7 ZY-06 浓度浓度 () 0.751.01.251.51.75 提高百提高百 分数分数 （）（） 发泡倍数发泡倍数 无无4.55.16.47.07.2 1030 有有6.36.87.07.98.6 半衰期半衰期 (min) 无无4.45.25.85.86.8 730 有有5.96.06.26.47.5 发泡性能发泡性能 X.C 浓度浓度 （）（） 00.080.10.150.20.250

10、.3 淡淡 水水 发泡倍数发泡倍数7.67.06.66.66.26.26.0 半衰期半衰期 (min)7.325326585110159 101010104 4 ppm ppm 的的 模拟水模拟水 发泡倍数发泡倍数7.64.14.053.93.53.33.2 半衰期半衰期 (min)7.3325270110168200 3 310104 4 ppm ppm 的模拟的模拟 水水+12+12的原油的原油 发泡倍数发泡倍数7.65.45.25.154.84.74.6 半衰期半衰期 (min)7.3263370110140181 NaNONaNO2 2改性改性NHNH4 4NONO3 3 + + ZY

11、-06 ZY-06 X.CX.C 项项 目目 配配 方方 最大发泡最大发泡 倍数倍数 80%泡沫生成泡沫生成 时间时间( min) 半衰期半衰期 (min) 泡沫密度泡沫密度 (g/cm3) 18%NaNO2改性改性NH4NO3+发泡剂组分发泡剂组分 11.07.01460.091 21%NaNO2改性改性NH4NO3+发泡剂组分发泡剂组分 13.89.01630.072 24%NaNO2改性改性NH4NO3+发泡剂组分发泡剂组分 17.08.71730.059 27%NaNO2改性改性NH4NO3+发泡剂组分发泡剂组分 20.38.02300.049 液液 体体101010104 4 ppm

12、 ppm 的模拟水的模拟水+12+12的原油的原油淡水淡水 ZY-06浓度浓度 (%)3.03.54.04.55.04.0 发发 泡泡 倍倍 数数1818.5191919.520 产生产生80%泡沫泡沫 时间（时间（min） 6.56.57.07.07.06 半半 衰衰 期（期（min）7582939798120 泡沫密度泡沫密度 （g/cm3）0.0560.054 0.053 0.053 0.05150.05 配方配方 挂片挂片 编号编号 空重空重 （g g） 洗前重洗前重 （g g） 油油 重重 （g g） 洗后重洗后重 （g g） 失重量失重量 （g g） 清洗时间清洗时间 (min)(

13、min) 失重率失重率 (%)(%) 配方配方 1 1 3 313.630113.6301 15.034115.0341 1.40401.4040 13.854213.8542 1.17991.17998.58.584.184.1 5 513.859813.8598 15.324615.3246 1.46481.4648 13.972113.9721 1.35251.35258.08.092.392.3 配方配方 2 2 1 113.468613.4686 14.701614.7016 1.23301.2330 13.510213.5102 1.20041.20044.24.297.497.4

14、 4 413.681813.6818 14.994914.9949 1.31311.3131 13.781613.7816 1.21331.21334.54.592.492.4 配方配方 3 3 6 613.660313.6603 15.010515.0105 1.35021.3502 13.697513.6975 1.31301.31302.12.197.297.2 7 713.650513.6505 15.117615.1176 1.46711.4671 13.720813.7208 1.39681.39682.52.595.295.2 0 0. .0 05 50 0. .1 15 50

15、0. .2 25 50 0. .3 35 50 0. .4 45 50 0. .5 55 5 1 10 00 0 1 15 50 0 2 20 00 0 2 25 50 0 3 30 00 0 3 35 50 0 压压力力 P P （M MP Pa a） 泡泡沫沫半半衰衰期期 （m mi in n） 项项 目目 最大发泡最大发泡 体积倍数体积倍数 80%泡沫生成泡沫生成 时间时间 (min) 半衰期半衰期 (min) 泡沫密度泡沫密度 (%) 空空 白白 样样18.591240.054 0.04%122717.89.51380.056 项项 目目 最大发泡最大发泡 体积倍数体积倍数 80%泡沫

16、生成泡沫生成 时间时间 (min) 半衰期半衰期 (min) 泡沫密度泡沫密度 (%) 空白样空白样18.591240.054 混合液混合液16.971210.061 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 19:3020:0020:3021:0021:3022:0022:4023:2023:50 井口压力，Mpa排量，m3/min 跃434井措施效果图 跃844井措施效果图 跃跃263263井措施效果图井措施效果图跃跃346346井措施效果图井措施效果图 跃跃434434井措施效果图井措施效果图 跃跃844844井措施效果图井措施效果图 井号井号作业时间作业时间措施类

17、别措施类别 有效期有效期 （月）（月） 井号井号作业时间作业时间措施类别措施类别 有效期有效期 （月）（月） 434 1996.05.22 超声波解堵超声波解堵1 844 1997.08.04化学解堵化学解堵4 1997.10.13 高能弹压裂高能弹压裂52001.02.12化学解堵化学解堵4 1998.09.18化学解堵化学解堵82002.09.10热酸助排热酸助排10 2000.05.28复合解堵复合解堵2 263 1999.08.22化学解堵化学解堵2 2002.09.23热酸助排热酸助排162002.07.09热酸助排热酸助排14 井号井号措施内容措施内容措施时间措施时间 措施前措施前

18、措施后措施后排液时间排液时间 （天）（天）日产油（吨）日产油（吨） 含水（）含水（）日产油（吨）日产油（吨）含水（）含水（） 4 42 2酸化酸化5.2-5.105.2-5.101313292914.214.233333 3 353353化学解堵化学解堵5.6-5.75.6-5.70 00 01.51.578784 4 8 88 8补孔酸化补孔酸化5.7-5.145.7-5.145 5181829.729.722223 3 263263热酸助排热酸助排7.14-7.207.14-7.2011115.55.58.58.513133 3 844844热酸助排热酸助排9.7-9.119.7-9.11

19、8 89 911.511.512122 2 854854化学解堵化学解堵9.2-9.59.2-9.52 213134.24.217172 2 434434热酸助排热酸助排9.15-9.239.15-9.233 3171715.315.332322 2 01012 2酸化酸化9.26-9.309.26-9.300 00.20.259593 3 662662酸化酸化10.9-10.1410.9-10.140 00 05 5 443443化学解堵化学解堵 10.14-10.2010.14-10.206.86.8171712.412.422225 5 3 33131酸化酸化10.3-10.1410.3

20、-10.1414.114.1434323.423.421213 3 3838（斜）（斜）酸化酸化10.5-10.1510.5-10.158.58.58 817.117.19 97 7 井号井号措施内容措施内容 措施时间措施时间 措施前措施前措施后措施后排液时间排液时间 （天）（天）日产油（吨）日产油（吨）含水（）含水（）日产油（吨）日产油（吨）含水（）含水（） 3 34 4酸化酸化3.83.83.243.249 922224.24.23.73.75 5 724724化学解堵化学解堵 2.212.213.13.10 0202016.216.230303 3 1 10101化学解堵化学解堵 4.3

21、4.34.104.1013134 44.44.471713 3 824824化学解堵化学解堵 4.3-4. 84.3-4. 87 74 48.58.58 83 3 714714化学解堵化学解堵 3.31-4.53.31-4.51717262623.423.432323 3 2 23434酸化酸化3.21-4.13.21-4.15 514145.15.144443 3 106106化学解堵化学解堵 3.8-3.103.8-3.107 7141413.513.522224 4 355355化学解堵化学解堵3.4-3.83.4-3.81313333311.511.550503 3 381381补孔酸

22、化补孔酸化 2.21-3.22.21-3.24 433336.26.285853 3 8-368-36酸化酸化3.8-3.193.8-3.1913133232252517175 5 新新2121酸化酸化3.23-4.193.23-4.19202012120.90.986863 3 525525化学解堵化学解堵 4.1-4.174.1-4.178 835356.66.664645 5 4 43636酸化酸化5.4-5.145.4-5.140 00 011.311.360604 4 5 58 8酸化酸化5.31-6.155.31-6.156 6323213.413.440404 4 775775化

23、学解堵化学解堵 6.10-6.156.10-6.158 826268.48.431313 3 2 20101酸化酸化6.1-6.256.1-6.255 571714.94.955554 4 865865化学解堵化学解堵 6.9-6.136.9-6.131 1909015.415.462624 4 SXSSXS8 8酸化酸化5.17-5.235.17-5.23131312128.58.512124 4 233233化学解堵化学解堵 5.11-5.215.11-5.213 3121213.213.214142 2 统计月份统计月份123456789101112 措施前日产量措施前日产量 （t/d)

24、 实际实际7.67.45.22.44.75.72.33.4 预测预测 3.0 2.8 2.7 2.6 措施后日产量措施后日产量 （t/d) 实际实际 6.112.510.610.5 预测预测 措施后增油量（措施后增油量（t） 94 290 237 237 统计月份统计月份131415161718192021222324 措施前日产量措施前日产量 （t/d) 实际实际 预测预测2.5 2.4 2.3 2.3 2.2 2.2 2.1 2.1 2.0 2.0 1.9 1.9 措施后日产量措施后日产量 （t/d) 实际实际109.39.8 预测预测8.9 8.6 8.3 8.0 7.8 7.6 7.4

25、 7.2 7.0 措施后增油量（措施后增油量（t）225 206 224 199 192 185 178 172 167 162 157 153 备注备注2002年年9月作业，累计增油月作业，累计增油3078吨吨 统计月份统计月份123456789101112 措施前日产量措施前日产量 (t/d) 实际实际 11.0 11.7 8.8 13.0 20.3 14.7 7.5 7.9 预测预测5.3 4.2 3.4 2.8 措施后日产量措施后日产量 (t/d) 实际实际13.3 11.9 10.4 9.4 预测预测 措施后增油量措施后增油量(t)239 231 210 199 统计月份统计月份1314 1516171819 2021222324 措施前日产量措施前日产量 （t/d) 实际实际 预测预测 2.3 2.0 1.7 1.4 1.3 1.1 措施后日产量措施后日产量 （t/d) 实际实际 7.2 7.1 7.2 预测预测 6.1 5.6 5.2 措施后增油量（措施后增油量（t） 146 154 166 139130 122 备注备注2002年年9月作业，累计增油月作业，累计增油1737吨吨 统计月份统计月份123456789101112 措施前日产量措施前日产量 （t/d) 实际实际 15.6 15.5 11.4 13.5 12.4 9.4 预测