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加入内部破胶剂的黏弹性表面活性剂转向液在酸处理中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
基质酸化和酸化压裂措施已广泛应用于油气增产过程中。成功的酸化增产需要将酸液均匀分布到各个层段,特别是对于处理裸眼完井的直井、水平井、延伸井及多分支井尤为重要。黏弹性表面活性剂体系的特殊性质可以阻塞高渗透率层段的流动,使处理液转向进入低渗储层。据最新的SPE文献报道,作为转向酸的清洁处理液在基质酸化和酸化压裂过程中,特别是在处理低渗储层及衰竭式开采的气藏中,由于需要更长的回流时间,产生了地层伤害。在水力压裂和压裂充填过程中发展了内部破胶技术,内部破胶剂能控制黏弹性胶体的破胶时间和地点,使其易于返排。本文介绍了一种含有破胶剂的清洁转向酸来处理碳酸盐岩储层。这种酸液体系很独特,酸岩反应之前黏度很小。当酸液耗尽或者鲜酸到达新的位置时,体系中的表面活性剂黏度达到最大。酸化处理过后,内部破胶剂活化使黏弹性表面活性剂破胶,体系黏度降低,同时残酸酸液在生产过程中返排,最大程度地减少了可能存在的伤害。实验结果证实,酸化过程中的黏弹性胶体溶液在低剪切速率下产生了很高的黏度,且其在接触烃类物质后才加速破胶。进一步研究了在控制内部破胶剂降低残酸黏度的可行性。碳酸盐岩岩心流动实验表明,在矿物油清洗过程中,使用不含破胶剂的清洁处理液在蚓孔中产生的压降要高于使用含破胶剂的清洁处理液产生的压降。 相似文献
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由于钻井过程中钻井液对储层的伤害,水平井的产能受到影响。酸化是一种常用的水平井增产措施,常规酸化存在地层进酸不均的问题;而泡沫酸化能有效地封堵高渗透储层,提高低渗透储层的渗透性,达到更有效的酸化增产效果。通过研究泡沫流体在水平井段流动和在油藏中的渗流特性,建立了水平井泡沫分流酸化数学模型,并对模型进行求解,得到了沿水平井段酸液的流量和压力的变化关系,以及沿水平井段流入地层泡沫酸量的变化规律。结果表明,沿水平井段流入地层的酸液量变化不大。因此,泡沫酸化能够解决地层进酸不均、解堵不均的问题,提高酸液利用效率,均匀改善受污染储层,提高受污染储层的渗透性,达到良好的均匀酸化的效果。 相似文献
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针对姬塬油田长9储层含油饱和度低、黏土矿物中绿泥石含量较高等特点,研制开发了一种多元复合黏弹性酸液体系。多元复合黏弹性酸液体系具有低黏度、高弹性、低摩阻等特性。该酸液体系遇油、气、水破胶,破胶后无残渣,通过发泡形成泡沫体系,具有携酸能力强,滤失低,返排能力强等特点,达到清洁缓速、深部处理、预防指进的效果,且施工中相对其他酸液体系提液明显。多元复合黏弹酸酸化与常规土酸酸化相比整体提高了液量,与小规模压裂相比有效控制了底水上窜,有效率达87.5%,酸化解堵效果良好。 相似文献
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长庆三叠系油藏非均质性强,微裂缝发育,常规酸化时酸液易进入高渗带或微裂缝,进一步扩大出水通道,酸化后含水大幅度上升。针对这一问题,研制出一种新型黏弹性表面活性剂SUA-3—Gemini季铵盐自转向酸液体系,由于SUA-3分子结构中含有两个烷基和两个季铵盐,所以用其配置的胶束流体具有良好的黏弹性。该体系在60℃时与碳酸钙反应过程中黏度能迅速达到460 mPa.s,待体系pH值升高到6时,遇油黏度迅速降低至78 mPa.s,在地层中能够形成自转向,达到均匀布酸,自动破胶的目的。在现场进行了初步的应用,增产效果显著。 相似文献
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黏弹性表面活性剂自转向酸酸液体系是油田酸化领域的研究热点,但在如何评价其是否达到转向效果及转向效果判别标准方面鲜有报道。将酸液在储层中的流动视为达西渗流,采用物理模拟实验和理论推导相结合的方法研究自转向酸增黏转向的原理,推导增黏转向的判别标准,并采用岩心并联实验验证判别标准的准确性。研究表明:必须同时满足pH值和阳离子浓度的要求,体系才能增黏;沿自转向酸液流动剖面上可将其分为高渗透区域、阻力区域、酸液滤液区域和原始地层区域,阻力区是实现自转向的关键;引入阻力孔隙体积倍数和无因次最大压力比推导了自转向酸均匀推进的判别依据;影响自转向酸实现理想转向的关键参数有无因次最大压力比、储层的渗透率和孔隙度等参数。自转向酸驱替后,并联岩心的渗透率均显著提高,根据推导的判别标准,判断该酸化处理并没有达到最佳转向效果。该项研究为深入掌握黏弹性表面活性剂自转向酸的作用机理提供了技术指导。 相似文献
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CT高温转向酸的研制及应用 总被引:2,自引:2,他引:0
介绍了一种适用于高温深井、长井段厚层井均匀酸化的CT高温转向酸。该酸液通过降低转向剂杂质含量、提高产品纯度.提高了酸液体系的耐温性及转向性能,使用温度提高到150℃,酸液从接触岩石到反应至酸液浓度5%均为粘弹体;150C下即使渗透率倍数高达40倍,仍能变粘封堵转向,对低渗透储层实施改造;残酸自动破胶,粘度均在5mPa·s以下。CT高温转向酸在龙岗构造的长兴组、飞仙关高温储层进行了12井次现场应用,取得了显著的施工效果,平均单井次产量达.17×10^4m^3/d. 相似文献
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渤海主力油田储层层间渗透率级差大、非均质性强,酸化过程中酸液大量进入高渗层,引起渗透率级差进一步加剧,不能有效改善中低渗层,酸化解堵效果不理想。针对该问题,以新型两性离子表面活性剂ZX-1为稠化剂,优化形成了砂岩自转向酸体系,对该体系开展了流变性、配伍性、破胶性能、转向酸化效果评价实验。结果表明模拟鲜酸黏度6mPa·s,利于注入储层;模拟自转向酸变黏体系黏度60 mPa·s,耐剪切性强;模拟残酸黏度2 mPa·s,利于返排。自转向酸与缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂及助排剂配伍性良好,无沉淀、残渣产生;体系破胶容易,异丙醇、破乳剂、乙二醇丁醚及酸液消耗均能使自转向酸完全破胶,破胶后溶液黏度均低于10 mPa·s;体系具有自我清洁的作用,即使现场酸液未能完全破胶,经过一段时间能自动破胶,不会对储层造成永久性伤害。该自转向酸体系具有良好转向分流能力,随着初始渗透率级差从比2.00增大到10.70,酸化后低渗岩心渗透率改善倍数明显增大,高低渗岩心渗透率级差比减小,当渗透率级差达到10.7时,体系仍能实现有效分流酸化。ZX-1自转向酸现场应用效果明显,具有良好应用前景。 相似文献
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文、 卫油田属复杂断块油田, 储层非均质性较严重, 层间渗透率变异系数为0 . 7 3~ 0 . 8 7 。由于断块碎小、 难以形成完善注采井网、 能量衰减快三大矛盾突出, 注水剖面和产液剖面极为不均, 严重影响了油田的开发水平。同时, 井况恶化, 卡封分层酸化受限, 而笼统酸化只有少量酸液进入渗透率较低的层位, 无法达到均匀布酸的目的, 不能有效解除中低渗透层伤害。通过泵入暂堵剂在高、 中渗透层形成低渗透滤饼, 从而使酸液转向中、 低渗透层, 充分挖掘笼统酸化波及不充分的低渗透层的潜力, 强化差层动用。室内评价与现场实验相结合, 为满足中低渗透层酸液分布剖面调整需要, 筛选出了颗粒型水溶性暂堵剂。通过完善施工工艺、 调整酸液配方、 分析污染堵塞原因、 合理确定处理半径和暂堵剂类型等措施手段, 提高了暂堵酸化的针对性和酸化堵效果。为非均质性严重油藏中低渗透层的注水开发提供了一条有效的工艺途径。现场应用5井次, 工艺成功率1 0 0 %, 暂堵有效率8 7 . 3 %。 相似文献
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地面预交联颗粒调驱剂的性能改进 总被引:3,自引:3,他引:0
地面合成弱凝胶颗粒调驱剂解决了常规地下交联调驱剂进入地层后,因稀释、降解、吸附、酸碱性条件变化等各种复杂原因造成的不成胶现象。在配制过程中具有很好的可控性,使用方便。但是在应用过程中发现,颗粒膨胀速度太快,不易进入地层深部,而且颗粒密度大,悬浮性能差,在水中以分散相存在,较难进入地层中的微小孔隙,这就很难起到彻底的调剖和驱油作用,为此通过主剂单体的筛选、添加相应的助剂、完善合成工艺等方法对预交联颗粒调驱剂进行了性能改进研究,研制出了适合中原油田高温、高盐油藏特性的深部调驱剂。实验结果表明,该调驱剂能解决目前现场应用中存在的问题。 相似文献
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Koorosh Asghari 《Petroleum Science and Technology》2002,20(9):1141-1150
Blocking high permeability zones of reservoirs by hydrogels, and diverting the injected fluid towards the unswept zones of the reservoir is a promising method for improving the overall oil recovery in waterflooding and carbon dioxide flooding processes. A polymer gel treatment typically involves the injection of a solution of a medium to high molecular weight polymer and crosslinking agents into the high permeability zones or fractures. The polymer reacts with the crosslinker to form a three-dimensional gel network. KUSP1 biopolymer in sodium hydroxide solution produces a delayed gel system with orthoboric acid. The gelation time varies depending on the concentration of the orthoboric acid and temperature. Syneresis of this gel was studied in bottle tests as well as in the porous media. Samples of KUSP1-boric acid gel lost more than 80% of their initial volume in bottle tests after 250 h. Also, it was observed that this gel, when placed in a sandpack, lost up to about 50% of its initial volume. However, the high values of syneresis did not have a severe effect on the performance of the gel in porous media. KUSP1-boric acid gel was tested for reducing permeability to carbon dioxide and water in a series of tests conducted in a Berea sandstone core. It reduced the carbon dioxide permeability from 164 to 26 md and brine permeability from 420 to 90 md. 相似文献
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《Petroleum Science and Technology》2013,31(9-10):1141-1150
ABSTRACT Blocking high permeability zones of reservoirs by hydrogels, and diverting the injected fluid towards the unswept zones of the reservoir is a promising method for improving the overall oil recovery in waterflooding and carbon dioxide flooding processes. A polymer gel treatment typically involves the injection of a solution of a medium to high molecular weight polymer and crosslinking agents into the high permeability zones or fractures. The polymer reacts with the crosslinker to form a three-dimensional gel network. KUSP1 biopolymer in sodium hydroxide solution produces a delayed gel system with orthoboric acid. The gelation time varies depending on the concentration of the orthoboric acid and temperature. Syneresis of this gel was studied in bottle tests as well as in the porous media. Samples of KUSP1–boric acid gel lost more than 80% of their initial volume in bottle tests after 250 h. Also, it was observed that this gel, when placed in a sandpack, lost up to about 50% of its initial volume. However, the high values of syneresis did not have a severe effect on the performance of the gel in porous media. KUSP1–boric acid gel was tested for reducing permeability to carbon dioxide and water in a series of tests conducted in a Berea sandstone core. It reduced the carbon dioxide permeability from 164 to 26 md and brine permeability from 420 to 90 md. 相似文献