油田高壓欠注井中在線酸化技術(shù)的應(yīng)用范文
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摘要:針對(duì)常規(guī)酸化存在作業(yè)程序繁瑣、作業(yè)時(shí)間長(zhǎng)、作業(yè)環(huán)境要求高、施工費(fèi)用高等問題。以W2區(qū)塊目標(biāo)井巖樣為研究對(duì)象，結(jié)合在線酸化要求，通過體系性能的評(píng)價(jià)，研制出一種新型的在線酸化體系FH－1。室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果表明，F(xiàn)H－1具有較好的配伍性、緩速性能、抑制二次沉淀性能、巖心溶蝕性及緩蝕性能，能滿足在線酸化施工要求。在線酸化體系FH－1在江蘇油田成功應(yīng)用30井次，措施有效率96.7%，施工后平均單井注水壓力下降4.5MPa，單井增注24m3/d，降壓增注效果顯著，與常規(guī)酸化相比，平均單井施工總費(fèi)用節(jié)約10～15萬元。
江蘇油田現(xiàn)階段采用注水開發(fā)模式，隨著注入時(shí)間的延長(zhǎng)，注入水中懸浮顆粒及結(jié)垢對(duì)儲(chǔ)層會(huì)造成嚴(yán)重傷害，導(dǎo)致注水井注入壓力高，達(dá)不到配注要求，無法保證注水開發(fā)的有效進(jìn)行。酸化是解除注水井傷害、降低注水壓力以及恢復(fù)注水量的重要增注措施。常規(guī)酸化解堵施工程序主要為前置酸、主體酸、后置酸、頂替液多步泵入，這種常規(guī)的酸化模式存在一定的弊端:作業(yè)過程繁瑣、對(duì)井場(chǎng)要求高、多部門協(xié)調(diào)難度大、存在一定的環(huán)境污染以及施工費(fèi)用高等問題。針對(duì)這些問題，提出了一種注水井在線解堵工藝技術(shù)，將酸液與注入水按照一定比例同步注入注水井，無需返排，可實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)、快速、有效、低成本的酸化作業(yè)。U.Chike等人［1］在2004年首先提出單步法酸化工藝。此后，單步法酸化工藝被成功應(yīng)用于砂巖油藏、地?zé)峋龋〉蔑@著的效果。經(jīng)過不斷的研究與發(fā)展，MahmoudMA、RaePJ、Nasr－El－DinHA、Al－HarbiBG等［2－5］研究了不同的單步法酸液體系，能夠有效地抑制二次沉淀。劉平禮等人［6－7］在渤海油田80余井次成功地應(yīng)用了InteAcid智能復(fù)合酸體系，取得顯著的降壓增注效果。李錦超等人［8］采用單步法酸化工藝在海上PL19－3油田應(yīng)用51井次，施工效率較常規(guī)酸化提高3倍，有效期平均提高13d。但是國內(nèi)關(guān)于單步法酸化在陸上油田的研究較少［9］。根據(jù)W2區(qū)塊的儲(chǔ)層條件，以W2區(qū)塊目標(biāo)井巖樣為研究對(duì)象，結(jié)合在線酸化要求，通過體系性能的評(píng)價(jià)，研制出一種新型的在線酸化體系FH－1。該技術(shù)有效地提高了酸化作業(yè)效率，降低了施工費(fèi)用，為江蘇油田高壓欠注井的降壓增注提供了有效的技術(shù)支持。
1實(shí)驗(yàn)部分
為了實(shí)現(xiàn)在線酸化，酸化體系應(yīng)具有緩速性能、抑制二次沉淀性能、有效的溶蝕性能、優(yōu)異的緩蝕性能。通過大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，研發(fā)了一種新型的在線酸化體系FH－1，開展體系性能的評(píng)價(jià)。
1.1配伍性能將W2－9井地層水與FH－1酸液按照1:1、1:3、1:5、3:1、5:1混合，置于25℃和90℃溫度下，靜置2h，觀察有無沉淀和分層現(xiàn)象(如圖1所示)。從圖1可以看出，F(xiàn)H－1酸與W2－9井地層水混合，體系均勻無分層現(xiàn)象，配伍性良好。在90℃溫度下靜置2h后，無沉淀和分層現(xiàn)象。
1.2緩速性能用0.5mol/LNaOH溶液滴定10%FH－1酸液體系和10%的HCl體系，研究FH－1體系的緩速性能(如圖2所示)。也就是說，多級(jí)電離特性，在不同的化學(xué)條件下電離出氫離子H+。從圖2可以看出，HCl的電離曲線只有一個(gè)突變點(diǎn)，其曲線的突變部分幾乎為直線，說明HCl是一元強(qiáng)酸，而且在溶液中H+是處于全部電離狀態(tài)。FH－1酸的電離曲線有多個(gè)突變點(diǎn)，而且突變部分是平滑的，它是多元弱酸，在溶液中H+是隨著NaOH的加入而消耗，同時(shí)還會(huì)有H+逐漸電離以達(dá)到電離平衡，這樣就能保持體系的緩沖性。電離出的H+和體系中所含的氟離子結(jié)合生產(chǎn)氫氟酸氫，注入地層時(shí)會(huì)與地層巖石反應(yīng)而消耗，H+電離平衡被打破，為了保持電離平衡，F(xiàn)H－1酸又會(huì)不斷釋放出H+而生產(chǎn)氫氟酸，從而達(dá)到深部酸化的目的。
1.3巖心溶蝕性能采用W2區(qū)塊的巖心粉，進(jìn)行了酸液溶蝕實(shí)驗(yàn)，檢驗(yàn)土酸和FH－1酸對(duì)巖心粉的溶蝕強(qiáng)度及其緩速情況。實(shí)驗(yàn)條件:酸液和巖粉的質(zhì)量比為10:1，溫度70℃，反應(yīng)時(shí)間4h，分別測(cè)試了酸水比(酸的體積比上水的體積)為1:2、1:3、1:4、1:5、1:6、1:7、1:8的溶蝕率。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3和表1所示。從圖3可以看出，隨著FH－1酸濃度的減少即酸液比的增加，巖粉的溶蝕率逐漸降低。但溶蝕率可達(dá)20%以上。這說明了隨著酸液濃度的降低，體系能逐漸電離出氫離子，保持整個(gè)體系的酸度，達(dá)到深穿透的目的。從表1可以看出，酸水比為1:2的FH－1酸溶蝕率與12%HCl+2%HF相當(dāng)。說明FH－1酸在溶蝕性能方面能替代土酸。因此，推薦使用FH－1酸濃度為1:2(酸水比)。對(duì)于長(zhǎng)時(shí)間注水且結(jié)垢嚴(yán)重的井，可適當(dāng)降低酸水比。
1.4二次沉淀抑制性能砂巖儲(chǔ)層酸化過程中，隨著酸液與儲(chǔ)層的反應(yīng)，酸性逐漸變?nèi)酰谶@過程中可能會(huì)產(chǎn)生金屬氟化物、氟硅/鋁酸鹽以及金屬氫氧化物等沉淀，這類沉淀生成區(qū)域接近井眼附近，會(huì)極大的影響酸化效果。在室溫條件下，采用螯合劑的評(píng)價(jià)方法［10］，進(jìn)行了FH－1酸液體系與油田常用螯合劑螯合性能對(duì)比評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2所示。從表2可以看出，F(xiàn)H－1酸體系對(duì)Ca2+、Mg2+、Fe3+的螯合能力均高于油田常用螯合劑。在90℃條件下，進(jìn)行了FH－1酸液體系與土酸、有機(jī)酸、氟硼酸體系的螯合性能對(duì)比評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3所示:相對(duì)于常規(guī)土酸體系，F(xiàn)H－1酸液體系的二次沉淀抑制率接近75%。FH－1酸體系的螯合性能均高于土酸、有機(jī)酸、氟硼酸體系的螯合性能。實(shí)驗(yàn)方法如下:(1)金屬氟化物抑制率實(shí)驗(yàn)方法:配置50mL的NaCl(1mol/L)+CaCl2(1mol/L)綜合水溶液，與50mL土酸、有機(jī)酸、氟硼酸和FH－1酸液體系混合，放置在90℃水浴鍋中，2h后將滴定后產(chǎn)生沉淀的液體進(jìn)行過濾、烘干并稱重，并計(jì)算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率為0。(2)氟硅酸鹽抑制率實(shí)驗(yàn)方法:配置50mL的NaSiO3(2mol/L)水溶液，與50mL土酸、有機(jī)酸、氟硼酸和FH－1酸液體系混合，放置在90℃水浴鍋中，2h后將滴定后產(chǎn)生沉淀的液體進(jìn)行過濾、烘干并稱重，并計(jì)算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率為0。(3)金屬氫氧化物抑制率實(shí)驗(yàn)方法:配置50mL的FeCl3(1mol/L)+AlCl3(1mol/L)水溶液，與50mL土酸、有機(jī)酸、氟硼酸和FH－1酸液體系混合，用1mol/L的NaOH溶液進(jìn)行滴定，直到產(chǎn)生沉淀為止，記錄溶液NaOH的用量。同時(shí)，將滴定后產(chǎn)生沉淀的液體進(jìn)行過濾，并計(jì)算沉淀抑制率，假定土酸沉淀抑制率為0。
1.5緩蝕性能根據(jù)在線解堵技術(shù)工藝要求，酸液體系需具有低腐蝕性，以降低對(duì)管柱的腐蝕。參照《酸化緩蝕劑技術(shù)要求》(Q/SH0352—2010)，測(cè)試在90℃時(shí)，N80掛片的靜態(tài)腐蝕速率(見表4)。在酸水比1∶2，4h后的腐蝕率為3.49g/(m2•h)。不同濃度下的FH－1酸對(duì)鋼片的腐蝕均滿足行業(yè)一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)。
2現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)
2.1現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況及效果截至2017年12月底，在線酸化體系FH－1在江蘇油田應(yīng)用30井次，措施有效率96.7%，施工后平均單井注水壓力下降4.5MPa，單井增注24m3/d，累計(jì)增注10×104m3，降壓增注效果顯著，對(duì)應(yīng)油井累計(jì)增油超過1400t，與常規(guī)酸化相比，平均單井施工總費(fèi)用節(jié)約10～15萬元。
2.2W11－11井施工效果W11－11井為注水井，位于高郵凹陷北斜坡赤岸構(gòu)造W11斷塊，生產(chǎn)層位E1f2+1，措施前注水方式為合注，注入水水質(zhì)為清水。平均孔隙度為9.2%，滲透率為1.52×10－3μm2，射孔段為2107.3～2170.9m，共22.8m，投注后注水壓力很快由15MPa上升至21.2MPa，注水量由45m3/d下降至20m3/d。2016年8月，采用在線酸化施工，共注入酸液8m3，酸水比為1:2至1:6，用注水泵來水稀釋后的酸液總量約為42m3，累計(jì)施工時(shí)間15h。施工后，注水壓力降低至13.6MPa，注水量提高至35m3/d。2016年10月，井組動(dòng)液面下降的趨勢(shì)得到控制，12月初井組日增油1.6t(見圖4)。至2018年5月，累計(jì)增注約5000m3，有效期20個(gè)月。
3結(jié)論
(1)研發(fā)的在線酸化體系FH－1具有較好的配伍性、緩速性能、抑制二次沉淀性能、巖心溶蝕性及緩蝕性能，能滿足在線酸化解堵施工。(2)注水井在線酸化技術(shù)在江蘇油田成功應(yīng)用30井次，累計(jì)增注1.05×105m3，平均單井降壓4.5MPa，取得良好的降壓增注效果，且周邊油井見效明顯。(3)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，針對(duì)高壓欠注井，注水井在線酸化是有效的降壓增注技術(shù)，具有較好的推廣應(yīng)用前景。
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作者：馬惠 卓知明 王玉生 馮緒波 單位：中國石化江蘇油田分公司采油二廠
