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一种砂岩储层堵酸化工艺方法

阅读:1021发布:2020-07-05

专利汇可以提供一种砂岩储层堵酸化工艺方法专利检索,专利查询,专利分析的服务。并且本 发明 提供一种 砂岩 储层堵 水 酸化 工艺方法,具体步骤为:均为重量份:步骤一、向80份水中搅拌加入17~20份的 有机酸 混合液 ,然后加入4~5份的添加剂,混合均匀,得混合溶液;步骤二、将步骤一制得的混合溶液体积的1/2与16~20份的暂堵剂搅拌混合配成悬浮液,得到暂堵剂前置液,剩余混合溶液作为后置液;步骤三、向80份水中搅拌加入17~20份的有机酸混合液与1.0~1.5份的 氢氟酸 ,得到混合溶液,然后加入4~5份的添加剂,混合均匀,得到酸化液体系;步骤四、向油井中的目的层先 泵 入步骤二制得的暂堵剂前置液,候凝。本发明采用酸化液具有 腐蚀 强度低、二次沉淀少、可降解的特性,无需返排工序,而且所用暂堵剂可优先进入大孔道。,下面是一种砂岩储层堵酸化工艺方法专利的具体信息内容。

1.一种砂岩储层堵酸化工艺方法,其特征在于:具体步骤为:均为重量份:
步骤一、 向80份水中搅拌加入17~20份的有机酸混合液,然后加入4~5份的添加剂,混合均匀,得混合溶液;
步骤二、将步骤一制得的混合溶液体积的1/2与16~20份的暂堵剂搅拌混合配成悬浮液,得到暂堵剂前置液,剩余混合溶液作为后置液;
步骤三、向80份水中搅拌加入17~20份的有机酸混合液与1.0~1.5份的氢氟酸,得到混合溶液,然后加入4~5份的添加剂,混合均匀,得到酸化液体系;
步骤四、向油井中的目的层先入步骤二制得的暂堵剂前置液,候凝;然后泵入步骤三制得的酸化液体系;最后泵入步骤二所述的后置液。
2.根据权利要求1所述的一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,其特征在于:所述步骤一和步骤三中的有机酸混合液为由乳酸和葡萄糖酸混合而成的酸液;
根据权利要求1所述的一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,其特征在于:所述步骤一和步骤三中的添加剂相同,其各组分重量份如下:缓蚀剂1~2份、离子稳定剂1份、粘土稳定剂
2份。
3.根据权利要求3所述的一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,其特征在于:所述步骤一和步骤三中的添加剂相同,其各组分重量份如下:缓蚀剂1.5份、铁离子稳定剂1份、粘土稳定剂2份。
4.根据权利要求3所述的一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,其特征在于:所述的缓蚀剂为曼尼希或曼尼希碱季铵盐微乳液型缓蚀剂。
5.根据权利要求3所述的一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,其特征在于:所述的铁离子稳定剂为柠檬酸乙二胺四乙酸钠盐螯合类铁离子稳定剂。
6.根据权利要求3所述的一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,其特征在于:所述的粘土稳定剂为聚丙烯酰胺或聚季铵盐阳离子型粘土稳定剂。
7.根据权利要求1所述的一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,其特征在于:所述步骤二中的暂堵剂粒径为100目。
8.根据权利要求1所述的一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,其特征在于:所述步骤二中的暂堵剂为油溶性暂堵剂。

说明书全文

一种砂岩储层堵酸化工艺方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,属于石油开采,提高采收率技术领域。

背景技术

[0002] 在非均质砂岩储层开发中,随着开发过程的进行,储层层间矛盾会越来越加剧,主要表现为高渗层含水率升高,而低渗层中的油几乎未能被动用。堵水和酸化一直是稳油控水和油水井增产增注的重要技术,然而,堵水作业过程中经常会出现油井含水下降而原油产量并未提高的现象,采用常规酸化作业则会使大部分酸液进入高渗层,加剧层间矛盾。为解决层间矛盾,有必要对地层的产液剖面进行优化,封堵高含水层,同时酸化含油的低渗透层。国内外堵水与酸化相结合的技术一般采用:一种是机械转向酸化技术,借助封隔器或堵球控制进液点数量实现转向;一种是化学转向酸化技术,借助泡沫聚合物或粘弹性表面活性剂增加酸液流动阻实现转向。但上述技术存在着设备成本高、封堵强度不强,有效期短,储层伤害可能性大等问题。
[0003] 如公开号为CN201778767U和CN2779053Y的中国专利,分别公开了一种一体式找隔水、堵水、酸化、破堵管柱和一种连续化学堵水及酸化配套用封隔器,依靠完善设备以达到连续作业、提高效率的目的。但此类方法所用到的设备成本高,涉及到的各类井下开关较多,操作繁琐,且对设备各级连接的稳定性要求较高。因此,在实际应用中非常不方便。

发明内容

[0004] 为了克服现有操作繁琐、应用不方便的的问题,本发明提供一种用于砂岩储层的堵水酸化工艺方法,本发明采用的油溶性暂堵剂具有较好的耐酸性,且对高渗透层大孔道具有良好的优先进入性;所用酸液对井筒腐蚀强度小,且地层伤害小;所用酸液为可降解酸,无需返排,减少工艺程序;本发明操作施工简便,只需要将所需溶液混合均匀后依次注入即可达到发明目的,便于推广应用。
[0005] 本发明采用的技术方案为:一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,具体步骤为:均为重量份:
步骤一、 向80份水中搅拌加入17~20份的有机酸混合液,然后加入4~5份的添加剂,混合均匀,得混合溶液;
步骤二、将步骤一制得的混合溶液体积的1/2与16~20份的暂堵剂搅拌混合配成悬浮液,得到暂堵剂前置液,剩余混合溶液作为后置液;
步骤三、向80份水中搅拌加入17~20份的有机酸混合液与1.0~1.5份的氢氟酸,得到混合溶液,然后加入4~5份的添加剂,混合均匀,得到酸化液体系;
步骤四、向油井中的目的层先入步骤二制得的暂堵剂前置液,候凝;然后泵入步骤三制得的酸化液体系;最后泵入步骤二所述的后置液。
[0006] 所述步骤一和步骤三中的有机酸混合液相同,为乳酸和葡萄糖酸混合而成的酸液;所述步骤一和步骤三中的添加剂相同,其各组分重量份如下:缓蚀剂1~2份、离子稳定剂1份、粘土稳定剂2份。
[0007] 所述步骤一和步骤三中的添加剂相同,其各组分重量份如下:缓蚀剂1.5份、铁离子稳定剂1份、粘土稳定剂2份。
[0008] 所述的缓蚀剂为曼尼希或曼尼希碱季铵盐微乳液型缓蚀剂。
[0009] 所述的铁离子稳定剂为柠檬酸乙二胺四乙酸钠盐螯合类铁离子稳定剂。
[0010] 所述的粘土稳定剂为聚丙烯酰胺或聚季铵盐阳离子型粘土稳定剂。
[0011] 所述步骤二中的暂堵剂粒径为100目。
[0012] 所述步骤二中的暂堵剂为油溶性暂堵剂。
[0013] 本发明的有益效果为:(1) 本发明所述方法采用的油溶性暂堵剂具有较好的耐酸性,且对高渗透层大孔道具有良好的优先进入性;
(2) 本发明所述方法所用酸液对井筒腐蚀强度小,且地层伤害小;
(3) 本发明所述方法所用酸液为可降解酸,无需返排,减少工艺程序;
(4) 本发明操作施工简便,只需要将所需溶液混合均匀后依次注入即可达到发明目的,便于推广应用。

具体实施方式

[0014] 实施例1:为了克服现有操作繁琐、应用不方便的的问题,本发明提供一种用于砂岩储层的堵水酸化工艺方法,本发明采用的油溶性暂堵剂具有较好的耐酸性,且对高渗透层大孔道具有良好的优先进入性;所用酸液对井筒腐蚀强度小,且地层伤害小;所用酸液为可降解酸,无需返排,减少工艺程序;本发明操作施工简便,只需要将所需溶液混合均匀后依次注入即可达到发明目的,便于推广应用。
[0015] 一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,具体步骤为:均为重量份:步骤一、 向80份水中搅拌加入17~20份的有机酸混合液,然后加入4~5份的添加剂,混合均匀,得混合溶液;
步骤二、将步骤一制得的混合溶液体积的1/2与16~20份的暂堵剂搅拌混合配成悬浮液,得到暂堵剂前置液,剩余混合溶液作为后置液;
步骤三、向80份水中搅拌加入17~20份的有机酸混合液与1.0~1.5份的氢氟酸,得到混合溶液,然后加入4~5份的添加剂,混合均匀,得到酸化液体系;
步骤四、向油井中的目的层先泵入步骤二制得的暂堵剂前置液,候凝;然后泵入步骤三制得的酸化液体系;最后泵入步骤二所述的后置液。
[0016] 本发明所述方法采用的油溶性暂堵剂具有较好的耐酸性,且对高渗透层大孔道具有良好的优先进入性; 本发明所述方法所用酸液对井筒腐蚀强度小,且地层伤害小; 本发明所述方法所用酸液为可降解酸,无需返排,减少工艺程序; 本发明操作施工简便,只需要将所需溶液混合均匀后依次注入即可达到发明目的,便于推广应用。本发明所述方法采用酸化液具有腐蚀强度低、二次沉淀少、可降解的特性,无需返排工序,而且所用暂堵剂可优先进入大孔道。
[0017] 本发明的暂堵剂前置液封堵性能优良;酸化液体系的沉淀物生成量较少,70℃条件下腐蚀速率较低,缓释率在97%以上。
[0018] 实施例2:基于实施例1的基础上,本实施例中所述步骤一和步骤三中的有机酸混合液相同,为乳酸和葡萄糖酸混合而成的酸液;
所述步骤一和步骤三中的添加剂相同,其各组分重量份如下:缓蚀剂1~2份、铁离子稳定剂1份、粘土稳定剂2份。
[0019] 所述步骤一和步骤三中的添加剂相同,其各组分重量份如下:缓蚀剂1.5份、铁离子稳定剂1份、粘土稳定剂2份。
[0020] 所述的缓蚀剂为曼尼希碱或曼尼希碱季铵盐微乳液型缓蚀剂。
[0021] 所述的铁离子稳定剂为柠檬酸或乙二胺四乙酸钠盐螯合类铁离子稳定剂。
[0022] 所述的粘土稳定剂为聚丙烯酰胺或聚季铵盐阳离子型粘土稳定剂。
[0023] 所述步骤二中的暂堵剂粒径为100目。
[0024] 所述步骤二中的暂堵剂为油溶性暂堵剂。
[0025] 本实施例中的油溶性暂堵剂由重质不饱和树脂、油溶性聚合物和表面活性剂制备而成,粒径为100目。
[0026] 本实施例中的缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂均购自长庆井下助剂公司。
[0027] 本发明所述方法采用的油溶性暂堵剂具有较好的耐酸性,且对高渗透层大孔道具有良好的优先进入性; 本发明所述方法所用酸液对井筒腐蚀强度小,且地层伤害小; 本发明所述方法所用酸液为可降解酸,无需返排,减少工艺程序; 本发明操作施工简便,只需要将所需溶液混合均匀后依次注入即可达到发明目的,便于推广应用。
[0028] 实施例3:本实施例中提供一种砂岩储层堵水酸化工艺方法,步骤如下:
(1) 在带有泵循环或搅拌器的容器中加入8000kg水,然后开启泵循环,缓慢加入
1700kg有机酸混合液,然后加入200kg缓蚀剂、100kg铁离子稳定剂、200kg粘土稳定剂,搅拌
30分钟,使溶液混合均匀后,取1/2体积的混合溶液缓慢加入1600kg油溶性暂堵剂,形成暂堵剂颗粒悬浮液,即为前置液;剩余混合溶液作为后置液;
(2) 同时,在另外一个带有泵循环或搅拌器的容器中加入8000kg水,然后开启泵循环,缓慢加入1700kg有机酸混合液和100kg氢氟酸,再加入200kg缓蚀剂、100kg铁离子稳定剂、
200kg粘土稳定剂,搅拌30分钟,使溶液混合均匀,形成酸化液体系;
(3) 向油井中的目的层先泵入步骤(1)制得的前置液,候凝24小时,然后泵入步骤(2)制得的酸化液体系,最后泵入步骤(1)所述的后置液。
[0029] 该油井措施前日产液1.9t,油量为0.22t,含水率为88.4%,措施后日产液10.2t,油量为4.1t,含水率为59.6%。
[0030] 实施例4:基于实施例3的基础上,本实施例中所述的砂岩储层堵水酸化工艺方法,不同之处在于:步骤(1)中的有机酸混合液的加入量为2000kg;步骤(1)中的油溶性暂堵剂的加入量为
1800kg;步骤(1)、(2)中的缓蚀剂加量为100kg。
[0031] 该油井措施前日产液1.4t,油量为0.25t,含水率为82.2%,措施后日产液13.5t,油量为8.1t,含水率为40%。
[0032] 实施例5:基于实施例3的基础上,本实施例中所述的砂岩储层堵水酸化工艺方法,不同之处在于:步骤(1)中的油溶性暂堵剂的加入量为2000kg;步骤(2)中的氢氟酸加力量为150kg;步骤(1)、(2)中的缓蚀剂加量为150kg。
[0033] 该油井措施前日产液17.6t,油量为0.3t,含水率为98.3%,措施后日产液14.3t,油量为8.1t,含水率为43.4%。
[0034] 实施例6:基于实施例3-6的基础上,本实施例中将实施例3-5制得的暂堵剂在室内利用填砂管和驱替装置进行封堵性评价,水驱测试填砂管封堵前后的水相渗透率,计算封堵率;将实施例
3-5制得的酸化液体系的缓蚀性、沉淀物的生成量依据石油天然气行业标准SY/T5107—
2005《水基压裂液性能评价方法》测试(腐蚀速度与20%盐酸对比,确定实施例体系的缓蚀率。20%盐酸对片的腐蚀速率为1244.5 g/(m2﹒h)),检测结果如表1所示:
表1实施例产品的封堵率及缓释率
样品 k1/10-3μm2 k2/10-3μm2 封堵率/% 沉淀物生成量/mg/L 70℃腐蚀速率/g/(m2﹒h) 缓蚀率/%实施例1的产品 1453.5 76.3 94.75 39 1.8934 99.85
实施例2的产品 1569.5 103.6 93.39 37 1.8435 99.85
实施例3的产品 1492.3 84.2 94.36 41 1.7952 99.86
由表1可以看出,以上实施例中的暂堵剂前置液封堵性能优良;酸化液体系的沉淀物生成量较少,70℃条件下腐蚀速率较低,缓释率在97%以上。
[0035] 以上例举仅仅是对本发明的举例说明,并不构成对本发明的保护范围的限制,凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的试剂及其方法体系均属于本行业的公知技术和常用方法,这里不再一一叙述。
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