自生热复合解堵工艺技术研究-终稿

1、自生热复合解堵工艺技术研究自生热复合解堵工艺技术研究采油技术服务公司增产作业分公司采油技术服务公司增产作业分公司20112011年年0707月月汇报提纲汇报提纲技术背景技术背景1反应放热能力评价反应放热能力评价2生热剂性能评价生热剂性能评价3工作液综合性能评价工作液综合性能评价4添加剂优选研究添加剂优选研究53一、技术背景一、技术背景渤海稠油油藏的地质储量占整个渤海油田地质储量渤海稠油油藏的地质储量占整个渤海油田地质储量8080以上。以上。所有油田探明储量分布按流体性质所有油田探明储量分布按流体性质单一技术难以解除单一技术难以解除伤害伤害流体粘度大，流动性流体粘度大，流动性差，产量低差，产量低

2、井筒结蜡井筒结蜡石蜡、沥青质及胶质石蜡、沥青质及胶质沉积形成沉积形成有机伤害有机伤害钻井、固井、完井造钻井、固井、完井造成成无机伤害无机伤害研究一种新技术，有效解除多重伤害，改善近井地带渗透率研究一种新技术，有效解除多重伤害，改善近井地带渗透率一、技术背景一、技术背景自生热复合解堵技术自生热复合解堵技术高温熔化蜡、胶高温熔化蜡、胶质、沥青等有机物质、沥青等有机物提高近井油层压提高近井油层压力，提高返排能力力，提高返排能力利用相似相溶原理，使利用相似相溶原理，使油垢溶解并随有机相流动油垢溶解并随有机相流动酸处理酸处理溶剂溶解溶剂溶解气体气体溶蚀无机垢，参溶蚀无机垢，参与热反应与热反应热量热量汇报

3、提纲汇报提纲技术背景技术背景1反应放热能力评价反应放热能力评价2生热剂性能评价生热剂性能评价3工作液综合性能评价工作液综合性能评价4添加剂优选研究添加剂优选研究5铵盐与亚硝酸盐自生热解堵体系活泼金属单质遇水反应生、气体系（332.58KJ/mol）（184.8KJ/mol）过氧化氢自生热解堵体系（196KJ/mol）多羟基醛氧化自生热解堵体系（107.02KJ/mol）不同自生热化学体系不同自生热化学体系二、反应放热能力评价二、反应放热能力评价QOHNNaClClNHNaNO 22422催化剂QHNaOHOHNa22222QOHOOH22222QCOOHCCrHOHCCr25105361263

4、3 H自生热化学体系基本化学反应方程 三种反应物的摩尔比为1:2:2；反应即能生成大量的热（426KJ/mol），标准状态单位摩尔的反应物可以产生70.6L气体。不同自生热解堵体系不同自生热解堵体系二、反应放热能力评价二、反应放热能力评价H2NCONH2+2NaNO2+2HCl=2NaCl+ CO2+2N23H2O为了达到升温降粘、起泡助排等目的，需选用生热产气能力最佳的自生热解为了达到升温降粘、起泡助排等目的，需选用生热产气能力最佳的自生热解堵体系堵体系H H自生热解堵体系产气量、自生热解堵体系产气量、“热峰热峰”值最高值最高不同自生热解堵体系(自生热液量自生热液量100ml)反应物浓度（%

5、）产气量（ml）“热峰”值（）铵盐与亚硝酸盐10320080双氧水自生热解堵体系10330062多羟基醛氧化自生热解堵体系10430055H自生热解堵体系(10%A+20%B+12%HCl)109000106二、反应放热能力评价二、反应放热能力评价二、反应放热能力评价二、反应放热能力评价不同反应液体积使得体系温度升高幅度不同反应液体积使得体系温度升高幅度 在不考虑热量通过环空扩散情形下，由上述结果推算在不考虑热量通过环空扩散情形下，由上述结果推算1m3反应液可反应液可使得使得300m油管及液体温度升高幅度达到油管及液体温度升高幅度达到8095。 初始温度：20 汇报提纲汇报提纲技术背景技术背景

6、1反应放热能力评价反应放热能力评价2生热剂性能评价生热剂性能评价3工作液综合性能评价工作液综合性能评价4添加剂优选研究添加剂优选研究5三、生热剂性能评价H H自生自生热解热解堵体堵体系的系的升温升温降粘降粘稠油稠油实验实验 试验试验目的目的l测定测定一定体积的生热液对一定体积一定体积的生热液对一定体积稠油的稠油的降粘效果降粘效果。实验实验条件条件l生热剂生热剂A A、B B，无机酸，无机酸CC，实际储层稠油；，实际储层稠油；l温度：室温。温度：室温。实验步骤实验步骤l用生热剂用生热剂A A、B B配制自生热溶液组分配制自生热溶液组分I I，无机酸，无机酸CC配制自生热溶液配制自生热溶液组分组分

7、II II共共100ml100ml，生热剂生热剂A A浓度为浓度为10%10%，B B、CC按化学摩尔比计算按化学摩尔比计算；l在在50ml50ml稠油稠油中加入自生热溶液组分中加入自生热溶液组分II II；l将组分将组分I I溶液快速倒入放有稠油的高温反应釜中，记录溶液快速倒入放有稠油的高温反应釜中，记录不同不同时时间间点点的温度，并测定原油在体系的温度，并测定原油在体系“热峰热峰”值、反应完后的粘度。值、反应完后的粘度。H H自生热解堵体系的升温效应自生热解堵体系的升温效应 室温下油样室温下油样“热峰热峰”值时油样值时油样反应结束时油样反应结束时油样稠油降粘试验稠油降粘试验混油液温度随时间

8、的变化混油液温度随时间的变化稠油粘度从稠油粘度从2984mp.s2984mp.s下降到下降到121mp.s121mp.s，流动性大大增加流动性大大增加混合液温度能维持混合液温度能维持30min30min在在6060以上，有足够溶解稠油能力以上，有足够溶解稠油能力三、生热剂性能评价H H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用分别通过单纯的升温和利用H自生热解堵溶液两种不同方法对稠油进行降粘。实验方法：l称取100g稠油放入高温反应釜中，配置生热剂A浓度为5%的H自生热化学溶液100ml加入反应釜中，待反应结束后测定稠油粘度（密闭环境，5%A提高体系压力0.8MPa）

9、。l利用滚子加热炉单纯升温对稠油进行降粘，温度恒温601小时（根据实验结果生热剂浓度为5%的生热溶液体系温度能到达60），加热完毕测定原油粘度。l对比用两种不同的方法的稠油降粘效果。三、生热剂性能评价H H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用对比单纯的升温和利用H自生热解堵液两种不同的方法对稠油进行降粘的效果。降粘法类型H自生热解堵溶液滚子炉加热加热降粘前粘度（mPa.s）29842984降粘后粘度(mPa.s)483927降粘率(%)83.868.9H自生热解堵体系在放出热量的同时生成大量的惰性气体溶胀稠油，改善原油的流动性。 滚子炉直接加热法降粘 H自生热解

10、堵溶液降粘三、生热剂性能评价H H自自生热生热解堵解堵体系体系的升的升温效温效应应 实验目的实验目的u评价评价H H自生热解堵体系对固体石蜡的溶解能力；自生热解堵体系对固体石蜡的溶解能力；实验条件实验条件u药剂：药剂：生热剂，固体石蜡；生热剂，固体石蜡；u温度：温度：室温室温实验步骤实验步骤l配制配制生热剂生热剂A A浓度分别为浓度分别为4%4%、5%5%、10%10%自生热溶液各自生热溶液各100ml100ml；l称取称取50g50g固体石蜡固体石蜡3 3份，分别放入盛有不同浓度自生热溶液组份，分别放入盛有不同浓度自生热溶液组分分I I的三个烧杯中；的三个烧杯中；l将配好的自生热溶液组分将配

11、好的自生热溶液组分II II倒入烧杯，并记录溶解石蜡所需的倒入烧杯，并记录溶解石蜡所需的时间。时间。组分组分（A+BA+B）+ +组分组分（无机酸（无机酸CC）固固体体石石蜡蜡的的溶溶解解试试验验三、生热剂性能评价H H自生热解堵体系对石蜡的溶蚀自生热解堵体系对石蜡的溶蚀H H自生自生热解堵热解堵体系的体系的升温效升温效益益 随生热剂浓度增加，随生热剂浓度增加，固体石蜡溶解的量增固体石蜡溶解的量增加，且所需的时间越加，且所需的时间越短。短。固固体体石石蜡蜡的的溶溶解解试试验验不同浓度生热剂石蜡溶解速率不同浓度生热剂石蜡溶解速率三、生热剂性能评价模拟油管清蜡实验模拟油管清蜡实验 石蜡在管壁的沉积

12、附着照片石蜡在管壁的沉积附着照片清理后管壁上石蜡沉积附着照片清理后管壁上石蜡沉积附着照片沉积凝固附着在管壁上的石蜡沉积凝固附着在管壁上的石蜡生热液的放热升温融化、气体的冲刷作用，有效清除管壁附着的石蜡生热液的放热升温融化、气体的冲刷作用，有效清除管壁附着的石蜡三、生热剂性能评价汇报提纲汇报提纲技术背景技术背景1反应放热能力评价反应放热能力评价2生热剂性能评价生热剂性能评价3工作液综合性能评价工作液综合性能评价4添加剂优选研究添加剂优选研究5四、工作液综合性能评价综合性能评价对稠油、有机质的清洗能力酸化流动效果岩石溶蚀能力.工作液腐蚀性酸液分流效果对稠油、有机质的清洗能力对稠油、有机质的清洗能力

13、自生热解堵自生热解堵、酸、酸解堵液的静态清洗解堵液的静态清洗有机质有机质能力能力自生热解堵解堵液对表面包裹稠油和石蜡、沥青等自生热解堵解堵液对表面包裹稠油和石蜡、沥青等有机质的岩石颗粒的清洗实验。有机质的岩石颗粒的清洗实验。自生热解堵液在静态条件下能很好的清洗岩石颗粒表面的稠油自生热解堵液在静态条件下能很好的清洗岩石颗粒表面的稠油和有机质，清洗效率可以达到和有机质，清洗效率可以达到80%80%以上以上。四、工作液综合性能评价l自生热、气化学溶液配方：10%A+20%B+12%C+添加剂对对稠油环境稠油环境中石英的溶蚀能力中石英的溶蚀能力不同酸液对石英的溶蚀率不同酸液对石英的溶蚀率自生热解堵、酸

14、解堵液对有稠油环境下的石英溶蚀率远远高于自生热解堵、酸解堵液对有稠油环境下的石英溶蚀率远远高于常规酸，加入起泡剂的自生解堵液对石英的溶蚀能力常规酸，加入起泡剂的自生解堵液对石英的溶蚀能力居中居中。实验用石英成分实验用石英成分实验用石英成分实验用石英成分不同酸液对石英的溶蚀率不同酸液对石英的溶蚀率四、工作液综合性能评价酸液类型酸液类型滤纸（滤纸（g） 石英（石英（g） 稠油（稠油（g）反应后混合量反应后混合量（g）溶蚀率（溶蚀率（%）自生热酸自生热酸（自生热液自生热液+多氢多氢酸酸）9.990110.008110.005526.643211.2自生热泡沫酸自生热泡沫酸（自生热液自生热液+多氢多氢

15、酸酸+起泡剂起泡剂）9.891310.005110.003827.32878.6常规酸常规酸（多氢酸多氢酸）9.887910.002910.007128.61234.3单岩心酸化流动效果评价单岩心酸化流动效果评价自生热解堵酸自生热解堵酸解堵液对解堵液对1 1号岩心的酸化解堵效果号岩心的酸化解堵效果常规多氢酸常规多氢酸解堵液对解堵液对2 2号岩心的酸化解堵效果号岩心的酸化解堵效果自生热解堵、自生热解堵、酸工作液解堵酸工作液解堵效果明显效果明显四、工作液综合性能评价酸液名称酸液名称酸液配方酸液配方多氢酸多氢酸3%HCl+3%SA601+1%SA7013%HCl+3%SA601+1%SA701+ +

16、添加剂添加剂自生热、气酸自生热、气酸溶液溶液（10%A+20%B10%A+20%B）+ + 溶液溶液(12%C+3%HCl+3%SA601+1%SA701(12%C+3%HCl+3%SA601+1%SA701+ +添加剂）添加剂）并联岩心驱替试验并联岩心驱替试验l试验目的分析H自生热解堵泡沫液对高低渗并联岩心的分流效果。l工作液配方自生热解堵液组分I（10%A+20%B）+组分II（12%C+1%起泡剂）。l岩心数据（人造岩心）编号编号长度长度(cm)直径直径(cm)孔隙体积孔隙体积(ml)孔隙度孔隙度(%)基液测渗透率基液测渗透率(mD)1102.523.8648.655262102.519

17、.3139.3546393102.516.6033.8460084102.519.7640.2822865102.521.6944.201283四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验并联岩心驱替试验l试验结果岩心岩心1-5并联分流实验结果（并联分流实验结果（1:2.4）入口、出口处液体流量曲线入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线出现分流出现分流四、工作液综合性能评价从这个从这个点开始，点开始，斜率开斜率开始变小始变小了，而了，而后又逐后又逐渐又恢渐又恢复。复。并联岩心驱替试验并联岩心驱替试验l试验结果岩心岩心1-4并联分流实验结果（并联分流实验结果（1:

18、4.3）入口、出口处液体流量曲线入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线出现分流出现分流四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验并联岩心驱替试验l试验结果岩心岩心1-2并联分流结果（并联分流结果（1:8.8）入口、出口处液体流量曲线入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线短暂分流短暂分流四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验并联岩心驱替试验l试验结果岩心岩心1-3并联分流实验结果（并联分流实验结果（1:11.4）入口、出口处液体流量曲线入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线无分流无分流四

19、、工作液综合性能评价 体系防腐性能评价体系防腐性能评价四、工作液综合性能评价汇报提纲汇报提纲技术背景技术背景1反应放热能力评价反应放热能力评价2生热剂性能评价生热剂性能评价3工作液综合性能评价工作液综合性能评价4添加剂优选研究添加剂优选研究5H自生热、气工作液反应残液不仅不会引起储层内粘土矿物的水化膨自生热、气工作液反应残液不仅不会引起储层内粘土矿物的水化膨胀，而且在一定程度上具有一般防膨剂的防膨性能。胀，而且在一定程度上具有一般防膨剂的防膨性能。 特效添加剂优选研究n 自生热溶液反应残液自生热溶液反应残液防膨性能防膨性能评价评价H H自生热、气化学液反应残液的粘土防膨性能测定自生热、气化学液

20、反应残液的粘土防膨性能测定岩心在岩心在H H自生热、气反应残液中的膨胀率能测定自生热、气反应残液中的膨胀率能测定起泡剂优选条件耐酸耐酸；发泡性能好发泡性能好；泡沫稳定性强泡沫稳定性强；泡沫的抗原油、抗盐水污染能力强泡沫的抗原油、抗盐水污染能力强；起泡剂耐高温稳定性好起泡剂耐高温稳定性好；毒性小，凝固点低毒性小，凝固点低，确保现场顺利施工。确保现场顺利施工。 特效添加剂优选研究ZY-06ZY-06、FP-6FP-6、FP-7FP-7的发泡体积倍数超过的发泡体积倍数超过5 5倍，其中只有倍，其中只有ZY-06ZY-06发发泡体积倍数最大，达泡体积倍数最大，达7.37.3倍倍。不同起泡剂性能评价 特效添加剂优选研究复合型起泡剂复合型起泡剂ZY-0