油井不排液酸化工艺技术研究

1、油井不排液酸化工艺技术研究刘 斌 单永卓 王 冰 王 鑫 康 燕 （大庆油田有限责任公司采油工艺研究所） 摘 要：“油井不排液酸化工艺技术”是针对油井酸化目前仍存在着施工动管柱、工艺复杂、施工周期长、残酸须返排、对环境造成严重污染等缺点而研究的新型酸化工艺技术。该技术能够简化施工工艺、大大降低施工成本、缩短施工周期，适应油田油井酸化的需要，适应环境保护的需要，是增加油井产能、降低原油成本的重要手段，也是酸化工艺发展的方向。主题词：油井酸化 ;不排液 ;降成本 ;环保1 前言目前，酸化作为一种经济有效的油井增产措施，在油田生产中应用越来越广泛，大庆油田油井每年酸化井数达400口以上，酸化已成为新

2、井改造、老井挖潜的重要手段之一，与其它措施相比，酸化以其经济、有效的优势应具有更好的发展前景。在大庆长垣加密井，由于储层条件差、夹层薄，因固井质量等原因，油井压裂往往不能实施。因此，酸化是提高这部分油井产能的必要措施之一；在外围油田，油井酸化规模也在逐渐扩大并取得了很好的效益。以第十采油厂为例，2000年油井酸化已达166口井，压裂42口井，酸化单井平均累计增油155.6 t，压裂单井平均累计增油222.7 t，从经济效益对比酸化比压裂更有优势，但油井酸化工艺的不适应性限制了其发展。如油井酸化施工需动管柱，工艺复杂，施工周期长，而且酸化后残酸未经处理返排至地面，对环境造成了严重的污染。若不排液

3、直接生产，未经处理的酸液会对井下泵、管柱和地面管线、油水分离装置等造成腐蚀，影响油井正常生产，从而限制了油井酸化的应用规模。针对这些问题，进行了新型酸化工艺技术油井不排液酸化工艺技术的研究，该技术能够简化施工工艺，大大降低施工成本，缩短施工周期，适应油田油井酸化的需要，适应环境保护的需要。2 油井不排酸工艺技术原理该技术的基本原理是采用主体酸残酸处理剂互动体系，该体系主要分为主体酸液、残酸处理剂两大部分。主体酸是根据大庆油田的储层物性、岩性，通过溶失、洗油、破乳、岩芯模拟等实验有针对性地研制出的，由有机酸、无机酸及添加剂组合而成，具有溶失率高、破乳率高、洗油率高、破碎率低、无二次沉淀、低腐蚀等

4、特点，能够有效解除地层污染并能提高基质渗透率。残酸处理剂是根据残酸液的性质研究出的具有中和、络合性能的工作液，使用后采出液的PH值达到67，对泵筒无腐蚀，矿化度达到与采出液相同水平，在油水分离器中能正常分离。现场施工采用不动管柱、不排液的方法，通过地面泵将酸液从油套环空泵送入地层，达到清除地层污染以及提高基质渗透率的作用，再由油套环空加入残酸处理剂中和残酸，使处理后的残酸对井下泵、管柱和地面管线、油水分离器无影响，能保证油井正常生产。3 主体酸体系的综合性能及特点主体酸体系由无机酸、有机酸及酸液添加剂组成。当酸液进入地层后，无机酸首先与地层中的矿物反应，抑制了有机酸的电离，有机酸缓慢电离，从而

5、使该酸体系始终处于较大活性之中，达到缓速和深部酸化的目的。此外，该酸体系可以解除蜡、沥青、菌类形成的有机污染。3.1 主体酸的溶失性能溶失实验是评价酸液性能的主要方法，以考察该酸液体系对地层岩石矿物的溶蚀能力。将岩屑作者简介：刘斌（1967-），男，工程师，现从事油田化学科研工作。粉碎至 0.9 mm1.6 mm（2012目），称取一定量的岩屑，加入不同种类、浓度的酸液，于地层温度（60）条件下放置16 h后过滤、烘干，称出反应后剩余岩屑的重量，计算溶失率及破碎率。计算公式如下：测定其溶蚀率：1=(w1-w2)/ w1100%测其破碎率： 2=(w2-w3)/ w2100%1溶蚀率；2破碎率；

6、w1 反应前岩屑重量，g；w2 反应后岩屑重量，g；w3 用0.56 mm标准筛子筛反应后岩屑剩余重量，g；实验结果见表1。表1 岩屑溶失实验数据 序号溶失率（%）破碎率（%）备注114.152.27213.661.75313.261.66420.82.95sw20.712.39最佳7：3土酸22.3917.12沉淀从表1可以看出，sw主体酸体系溶失率为20.71%、破碎率为2.39%，与其它酸液体系相比具有溶失率高、破碎率较低对地层岩石矿物有较好的溶解能力且不造成岩石骨架坍塌等特点，能够满足现场施工的需要，是较佳的酸液体系。3.2 抑制二次沉淀性能酸液与粘土矿物反应后易形成铁、钙、镁等化合物

7、的二次、三次沉淀，酸化后产生的二次沉淀会造成地层的伤害，也是决定酸化施工成败与否的关键。残酸的PH值是影响二次沉淀的主要因素，Al(OH)3、Si(OH）4和Fe(OH)3在PH=24时产生沉淀。因此，在主体酸中采用络合系统，络合系统是由络合剂与主体酸使用的有机酸组成，有机酸本身对Ca2+、Mg2+、Fe3+离子具有较强的络合能力，与络合剂复配使用从而阻止二次沉淀的产生。实验结果见表2。表2 二次沉淀实验名称PH值沉淀情况sw7无沉淀7：3土酸4有沉淀3.3 sw酸液的对钢体腐蚀性酸液的腐蚀是决定酸化施工成功与否的重要指标，缓蚀剂是一种表面活性剂，它采用API N80油管钢片，按照能源部部颁标

8、准SY5405-01进行缓蚀实验。实验温度为60，反应时间16 h，之后烘干称重，计算腐蚀率。结果表明，在加缓蚀剂0.2%时，腐蚀速率由不加缓蚀剂的171.7 g/m2.h降到2.98 g/m2.h。3.4 sw酸液的其它性能通过破乳、洗油、界面张力实验以及配伍性实验，优选了较佳的添加剂体系，具有以下的优良性能,从而确保酸化的效果。(见表3)表3 sw酸配方综合性能数据表破 乳洗油率(%)界面张力(mN/m)时间(min)破乳率(%)2010064.31.203.5 岩芯模拟地层实验取第九采油厂龙20-15井天然岩心25 mm25 mm，经过洗油，称重，抽空后饱和标准盐水，测定驱替盐水15 P

9、V后的渗透率K1，驱替sw酸液15 PV后关闭，反应16 h，之后再测定标准盐水渗透率K2，计算渗透率提高倍数，结果见表4。表4 岩心模拟试验数据表 岩心号酸前15PV盐水渗透率K1（m2）酸后15PV盐水渗透率K2（m2）渗透率提高倍数(K2-k1)/K1龙20-150.015861.192274.170龙20-150.025011.830572.191从岩心试验数据可以看出，该解堵剂能大大地提高岩心渗透率，渗透率提高倍数平均是初始渗透率的73.18倍，达到了解堵的目的。4 残酸处理剂体系的综合性能及特点考虑到油井酸化后，残酸随着油井生产进入井筒，为解决残酸的腐蚀核对环境的污染问题，残酸处理

10、剂应具有防腐、缓蚀、中和、络合等作用。4.1 缓蚀性能因为残酸处理剂是以水为载体，所以采用的缓蚀剂应是水溶性的，并且具有能够长时间分散、腐蚀速率低的特点，表5所采用的缓蚀剂具有以上特点。表5 水溶性缓蚀剂的性能表水溶性腐蚀速率（g/m2h）时间（h）分散性未加水溶性缓蚀剂加入水溶性缓蚀剂0.25全部分散2.980.6640未有析出4.2 残酸处理剂综和性能4.2.1 残酸浓度确定实验残酸浓度的确定是决定整个残酸处理剂主剂加入量的重要参数，也是不排液酸化工艺的关键。具体实验方法是选取采油九厂、十厂1.6 mm 0.9 mm（1220目）岩屑400 g，平均装入20个250 ml的烧杯之中，分别加

11、入200 ml的主体酸液，放入60（地层温度）恒温水浴中。依次反应16 h、28 h、40 h，一直到8 h。通过滴定的方法测出不同时间的残酸浓度。作出一条时间与残酸浓度的关系曲线，从而确定主剂加入量。(见图1)图1 残酸浓度与反应时间变化曲线图 注：反应温度60，每一时间平衡样4个。从图中可以看出，酸液在28 h反应完成，可在之后进行起抽，并监测残酸PH值。4.2.2 残酸处理剂性能表6 残酸处理剂性能数据表残酸加残酸处理剂后正常采出液电导率（ms）矿化度（mg/l）PH值电导率（ms）矿化度（mg/l）PH值电导率（ms）矿化度（mg/l）PH值28.181372839.614459864

12、.44228078由表6可见，残酸加药后的电导率降低很多，由28.18 ms降到9.614 ms，矿化度由13728 mg/l降到4598 mg/l虽然比正常采出液高，但不会影响油水分离见表7。表7 残酸加处理剂前后长期腐蚀数据表 残酸（加有缓蚀剂）腐蚀率（g/m2.h）残酸加处理剂后腐蚀率（g/m2.h）序号3d10d序号3d10 d13.125.50110.06680.065223.215.67720.06590.0625残酸中加入处理剂后，腐蚀速率大大降低仅为0.06 g/m2.h，对泵、抽油杆、油套管不会产生影响。5 现场应用及分析5.1 现场施工工艺现场施工分为两部分，第一步，采用多

13、级转向技术，大庆油田储层属于非均质多层砂岩，层间差异较大。因此，在现场施工中我们采用多级转向技术，该技术根据储层的层间差异，通过控制施工压力、排量并与转向剂有机结合，可以实现一次施工酸化多个目的层，达到分层酸化的目的。第二步，转抽以后，进行实时监测，投入残酸处理剂，使采出液腐蚀性较小， PH值控制在67之间，不影响油水分离。残酸处理剂可制成固、液两种状态，如果施工井是偏心井口，施工后可在测试阀门处定期投入固体处理剂；如果是普通井口，可配成液体在套管放空阀门处定期加药，直至电导率接近正常。工艺流程：挤入前置液，挤入主体酸，替挤液中加入残酸处理剂的工作液，关井反应，实时监测投入残酸处理剂。5.2

14、现场施工效果表8 施工效果对比表井 号施工前施工后产液（t/d）产油（t/d）含水 （%）产液 （t/d）产油 （t/d）含水 （%）龙102-011.601007.81.581龙120-191.4（间抽）1.028.62.52.50龙120-201.8（间抽）1.75.64.54.50龙118-191.8（间抽）01003.70.586.5永180-62001.71.70永176-581.01.003.03.00永172-581.01.002.02.002000年9月，在第九采油厂龙北区块现场施工四口井，该区块具有强水敏、强酸敏、弱速敏和盐敏性，属于低渗透、低丰度、低产能的“三低”油藏。4口井施工后取得了较好的增油效果，平均单井日产液提高了3.0 t，日产油提高了1.6 t。其中龙102-01井，施工前只产水1.6 m3/d，施工后初期产液7.8 t/d，产油1.5 t/d，含水81%；6个月后产油5 t/d，含水降低到17%；目前产油1.8 t/d，含水5%,有效期已1。其余三口井属于间歇抽油，间停1 d，起抽1 d。施工后由于产液提高，由间歇抽油转为正常生产。目前，四口井有效期已达1，累计增油1209.3 t，预计有效期达1.5。2001年9月在采油七厂台105区块现场施工三口井，初期平均单井日增油1.6 t，取得较好的增油效果。6 结论与建议(1