CN100475929C - 一种加重酸液配方 - Google Patents

一种加重酸液配方 Download PDF

Info

Publication number
CN100475929C
CN100475929C CNB2005101058123A CN200510105812A CN100475929C CN 100475929 C CN100475929 C CN 100475929C CN B2005101058123 A CNB2005101058123 A CN B2005101058123A CN 200510105812 A CN200510105812 A CN 200510105812A CN 100475929 C CN100475929 C CN 100475929C
Authority
CN
China
Prior art keywords
acid
well
acid solution
weight
increases
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CNB2005101058123A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1940010A (zh
Inventor
张福祥
彭建新
汪绪刚
程兴生
李元斌
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Original Assignee
China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Natural Gas Co Ltd filed Critical China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority to CNB2005101058123A priority Critical patent/CN100475929C/zh
Publication of CN1940010A publication Critical patent/CN1940010A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN100475929C publication Critical patent/CN100475929C/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Abstract

一种加重酸液配方，属于石油勘探开发油气井储层改造技术领域，适用于深井、超深井、异常高压井、异常高地应力井、致密储层井的酸压裂。加重酸液通过无机盐加重，其组成及其体积比为：31%的工业盐酸60～125；无机盐饱和溶液30～65；酸液稠化剂0.6～1.6；酸液缓蚀剂3～5；破乳剂1～2；铁离子稳定剂1～2；助排剂1～2；加重酸液密度在1.25～1.55g/cm3，加重酸液可以降低井口施工压力，使用现有设备实现深井、超深井、异常高压井、异常高地应力井、致密储层井酸压裂储层改造。

Description

一种加重酸液配方
技术领域
本发明涉及石油勘探开发油气井储层改造技术领域，特别涉及油水井酸化处理工艺技术中使用的酸液。
背景技术
在石油天然气勘探与开发中，针对碳酸盐岩储层的酸压裂技术是利用酸液的化学溶蚀作用，溶解地层中堵塞物，扩大或延伸地层缝洞，恢复和提高地层的渗透率，减少油流入井阻力或注水阻力，达到发现油气层、提升储量评价等级和提高油气井单井产能的一项技术措施。随钻井技术水平的不断提高，完成了一批深井、超深井、异常高压井、异常高地应力井、致密油井。对于深井、超深井、异常高压井、异常高地应力井、致密井酸压裂储层改造，由于施工时井口压力较高，利用现有酸液配方和目前的酸压裂技术与装备施工是无法进行的。如塔里木油田公司的柯深101井，井深超过6300m，地层压力系数大于1.98，地层破裂压裂梯度大于0.022MPa/m，酸压裂施工时井口压力将超过103Mpa。常规酸液体系密度一般为1.108/cm3。而现有的压裂车最高工作压力只能达到103Mpa。考虑到井口采油树的安全及压裂设备不能长时间高负荷运转，采用常规酸液施工，无法完成酸压裂施工任务。
发明内容
本发明的目的是提供一种高压油水井酸化处理工艺中使用的加重酸液配方，提高酸液密度，增加井筒内液柱压力，降低井口施工压力，适应深井、超深井、异常高压井、异常高地应力井、致密井储层的酸压裂储层改造。克服这类井井口压力高，使用目前的施工装备无法完成酸压裂的难题，达到利用本发明加重酸液和现有的装备能顺利完成这类特殊井的酸压裂施工。本发明的技术方案是：一种加重酸液配方，其组成及其体积比为：
31％的工业盐酸    60～125
无机盐饱和溶液    30～65
酸液稠化剂        0.6～1.6
酸液缓蚀剂        3～5
破乳剂          1～2
铁离子稳定剂    1～2
助排剂          1～2
所述的加重液密度为1.25～1.55g/cm3。
在盐酸中加入无机盐饱和溶液、酸液稠化剂、酸液缓蚀剂、破乳剂、铁离子稳定剂和助排剂，形成密度为1.25-1.55g/cm3的加重酸液休系，达到增加井筒内液柱压力，降低井口施工压力，适应现有的装备。所述的酸液稠化剂如：DJ-09、KMS-2、BD1-6B；所述的酸液缓蚀剂如：DJ-04、KMS-6；所述的破乳剂如：FRZ-4、DJ-10、OP。所述的铁离子稳定剂如：DJ-07、KMS-7；所述的助排剂如：HSC-25、DJ-02；酸液稠化剂：DJ-09、KMS-2、BD1-6B，酸液缓蚀剂DJ-04、KMS-6，破乳剂FRZ-4、DJ-10、OP，铁离子稳定剂DJ-07、KMS-7，助排剂HSC-25、DJ-02市场上有正式产品，本技术领域的技术人员、现场操作人员以及采购人员熟知的产品，其中DJ-09、DJ-04、DJ-10、DJ-07、DJ-02为新疆库尔勒新凯特油田化学公司商品代号；KMS-2、KMS-6、FRZ-4、KMS-7、HSC-25是北京科麦仕石油科技有限公司商品代号；BD1-6B为四川广汉贝德石油科技有限公司商品代号。
该加重酸液采用无机盐加重，形成了不同密度的加重酸液配方。本发明加重酸液密度最高能达到1.55g/cm3。加重酸液的密度可在1.25-1.55g/cm3范围内，根据施工井的地层压力进行调整，调节密度的方法为通过增加无机盐饱和溶液的比例或减少盐酸的比例提高加重酸液密度；反之，增加盐酸的比例或减少无机盐饱和溶液的比例，降低加重酸液密度。利用本发明加重酸液和现有装备就能顺利完成深井、超深井、异常高压井、异常高地应力井、致密井储层的酸压裂储层改造。完成了常规酸液不能完成的油井储层酸化施工。克服了这类井井口压力高，无法完成的酸压裂难题。该加重酸液还具有高温缓蚀性能、铁离子稳定性能、防膨性能、配伍性能和高温稳定性能好，以及低表面张力并与压井液具有良好的配伍性，不会对井下管柱造成腐蚀等特点。本发明加重酸液配方体系已经成功地在本公司内部所属井试用10口井。使用加重酸液降低井口施工压力，使这些井能在现有2000型压裂车条件下完成施工。其中柯深101、102等多口井获得日产200吨以上的高产油气流，目前直接经济效益已达到1亿元以上。
具体实施方式
实施例1
在实验室内对加重酸液配方体系的性能分别进行测试。
测试过程如下：
1、加重酸液的配置及密度的测试：量取325.6mLCaBr2饱和溶液，加入614mL31％工业盐酸，在搅拌下加入6g酸液稠化剂，搅拌约1小时，起粘后依次加入30mL酸液缓蚀剂、10mL破乳剂、10mL铁离子稳定剂、10mL助排剂。搅拌均匀，放置4小时以上，即可进行性能测试。密度的测试使用密度计，上述酸液的密度为1.35g/cm3。各物质的比见下表：
  组分   体积(mL)   体积比
  31％的工业盐酸   614   61.4
  无机盐饱和溶液   CaBr<sub>2</sub>   325.6   32.56
  酸液稠化剂   KMS-2   6   0.6
  酸液缓蚀剂   DJ-04   30   3
  破乳剂   FRZ-4   10   1
  铁离子稳定剂   KMS-7   10   1
  助排剂   DJ-02   10   1
2、测试本酸化液腐蚀性能：使用上述配置的酸液，依据SY/T5405-1996标准，进行加重酸化液的腐蚀性能评价，测试条件：密闭容器；温度120℃。实验结果腐蚀速度为22.34g/m2.h。
3、测试本酸液的流变性能：实验使用德国HAKKE公司的RV30粘度计对加重酸液的流变性能进行测试，测试结果见下表。
加重酸液的流变性能
Figure C20051010581200051
4、加重酸液的稳定性：将加重酸液室温放置7天，考察是否有油状物及沉淀生成，以及酸液颜色、粘度的变化；将加重酸液在130℃下恒温4小时，然后观察有无分层、沉淀及油状物生成，以考察加重酸液的热稳定性。通过测试：酸液放置7天，无油状物析出及沉淀的生成，粘度基本稳定不变。加热后的酸液也无分层、沉淀及油状物生成。说明加重酸液具有良好的放置稳定性和热稳定性。
试验测试结论：加重酸液的密度可达1.35g/cm3，常温放置和高温处理无分层、沉淀及油状物生成，具有良好的稳定性。该酸液腐蚀速度为22.34g/m2.h。同时该酸液具有良好的流变性能，常温粘度达36.7mPa.S，130℃下还有14.5mPa.S。
实施例2
现场应用实施例1：
首先，根据拟实施酸压改造作业井的层位厚度、孔隙度及酸化半径计算出所需加重酸液的总量为200m3，而后按前述配方比例计算出所需各组份的用量：
31％浓度的工业盐酸，122.9m3；
无机盐饱和溶液采用溴化钠饱和溶液，用量64.5m3；
酸液稠化剂采用BD1-6B，用量1.6吨；
酸液缓蚀剂采用KMS-6，用量5m3；
破乳剂采用OP，用量2m3；
铁离子稳定剂采用DL-07，用量2m3；
助排剂采用HSC-25，用量2m3。
各组分用量及比例见下表：
  组分   体积(m<sup>3</sup>)   体积比
  31％的工业盐酸   122.9   122.9
  无机盐饱和溶液   NaBr   64.5   64.5
  酸液稠化剂   BD1-6B   1.6t   1.6t
  酸液缓蚀剂   KMS-6   5   5
  破乳剂   OP   2   2
  铁离子稳定剂   DL-07   2   2
  助排剂   HSC-25   2   2
配液时先将上述量的NaBr饱和溶液和31％的工业酸液加入配液池中，加入酸液缓蚀剂，开动搅拌机，在搅拌条件下同时真空吸入酸液增稠剂BD1-6B。搅拌约40分钟起粘后，分别往液池内加入计算量的铁离子稳定剂DJ-07、酸液助排剂HSC-25、破乳剂OP。混合均匀后，装到专用的酸罐车中运到现场，用2000型压裂车将所配液体挤入油井作业储层，施工结束后尽快排酸，直至排出液达到注入量的70％以上，停止排液。考察、评价本次酸压裂改造结果。
实施例3
现场应用实施例2：
首先，根据拟实施酸压改造作业井的层位厚度、孔隙度及酸化半径计算出所需加重酸液的总量为350m3。而后按前述配方比例计算所需各组份的用量：31％浓度的工业盐酸215m3；无机盐饱和溶液采用氯化钙饱和溶液，用量121m3；酸液稠化剂采用DJ-09，用量2.8t，酸液缓蚀剂采用KMS-6，用量7m3；破乳剂采用DJ-10，用量1.75m3；铁离子稳定剂采用DJ-07，用量3.5m3；助排剂采用HSC-25，用量1.75m3。
  组分   体积(mL)   体积比
  31％的工业盐酸   215   123
  无机盐饱和溶液   CaCl<sub>2</sub>   121   69
  酸液稠化剂   DJ-09   2.8t   1.6
  酸液缓蚀剂   KMS-6   7   4
  破乳剂   DJ-10   1.75   1
  铁离子稳定剂   DJ-07   3.5   2
  助排剂   HSC-25   1.75   1
配液时先将计算量CaCl2饱和溶液和31％的工业酸液加入配液池中，加入酸液缓蚀剂，开动搅拌机，在搅拌条件下同时真空吸入酸液增稠剂DJ-09。搅拌约40min起粘后，分别往液池内加入计算量的铁离子稳定剂DJ-07、酸液助排剂HSC-25、破乳剂DJ-10。混合均匀后，装到专用的酸罐车中运到现场，用2000型压裂车将所配液体挤入油井作业储层，施工结束后尽快排酸，直至排出液达到注入量的70％以上，停止排液。考察、评价本次酸压改造结果。

Claims (7)

1、一种加重酸液，其特征在于：组成及其体积比为
31％的工业盐酸      60～125，
无机盐饱和溶液      30～65，
酸液稠化剂          0.6～1.6，
酸液缓蚀剂          3～5，
破乳剂              1～2，
铁离子稳定剂        1～2，
助排剂              1～2，
所述的加重酸液密度为1.25～1.55g/cm3。
2、如权利要求1所述的一种加重酸液，其特征在于，所用的无机盐饱和溶液采用的是NaCl、KCl、CaCl2或CaBr2的饱和溶液。
3、如权利要求1所述的一种加重酸液，其特征在于，所述的酸液稠化剂为DJ-09、KMS-2或BDl-6B。
4、如权利要求1所述的一种加重酸液，其特征在于，所述的酸液缓蚀剂为DJ-04或KMS-6。
5、如权利要求1所述的一种加重酸液，其特征在于，所述的破乳剂为FRZ-4、DJ-10或OP。
6、如权利要求1所述的一种加重酸液，其特征在于，所述的铁离子稳定剂为DJ-07或KMS-7。
7、如权利要求1所述的一种加重酸液，其特征在于，所述的助排剂为HSC-25或DJ-02。
CNB2005101058123A 2005-09-29 2005-09-29 一种加重酸液配方 Active CN100475929C (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CNB2005101058123A CN100475929C (zh) 2005-09-29 2005-09-29 一种加重酸液配方

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CNB2005101058123A CN100475929C (zh) 2005-09-29 2005-09-29 一种加重酸液配方

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1940010A CN1940010A (zh) 2007-04-04
CN100475929C true CN100475929C (zh) 2009-04-08

Family

ID=37958538

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB2005101058123A Active CN100475929C (zh) 2005-09-29 2005-09-29 一种加重酸液配方

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN100475929C (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102399551A (zh) * 2011-10-25 2012-04-04 中国石油化工集团公司 一种加重酸液

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102250609B (zh) * 2011-05-25 2013-06-26 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 低摩阻加重酸压工作液
CN102352236A (zh) * 2011-08-16 2012-02-15 中国石油化工股份有限公司 一种超高密度酸液及其制备方法
CN102876314A (zh) * 2012-09-27 2013-01-16 中国石油化工股份有限公司 一种加重压裂液
CN104629711A (zh) * 2013-11-08 2015-05-20 中国石油天然气集团公司 一种酸压用缓速低摩阻酸液体系
CN103820100B (zh) * 2014-03-07 2017-02-08 中国石油大学(华东) 一种高温缝洞型碳酸盐岩储层酸压用的稠化酸
CN107795299B (zh) * 2016-08-30 2019-07-26 中国石油化工股份有限公司 一种油水井酸化返排液资源化回用的方法

Non-Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
大港油田板深7井深度酸化压裂酸化液的研究. 王宝峰等.钻井与完井液，第17卷第4期. 2000
大港油田板深7井深度酸化压裂酸化液的研究. 王宝峰等.钻井与完井液，第17卷第4期. 2000 *
酸化工作液发展现状. 郭建春等.河南石油，第18卷第6期. 2004
酸化工作液发展现状. 郭建春等.河南石油，第18卷第6期. 2004 *
高温井酸压技术研究与应用. 魏英杰等.特种油气藏，第11卷第2期. 2004
高温井酸压技术研究与应用. 魏英杰等.特种油气藏，第11卷第2期. 2004 *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102399551A (zh) * 2011-10-25 2012-04-04 中国石油化工集团公司 一种加重酸液

Also Published As

Publication number Publication date
CN1940010A (zh) 2007-04-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN100475929C (zh) 一种加重酸液配方
AU2014272163B2 (en) Self-triggering lost circulation control in carbonate formation
Nasr-El-Din et al. Evaluation of sodium silicate/urea gels used for water shut-off treatments
Monger et al. The Nature of CO2-Induced Organic Deposition.
Naseri et al. Effect of temperature and calcium ion concentration on permeability reduction due to composite barium and calcium sulfate precipitation in porous media
US20140367100A1 (en) Simultaneous Method for Combined Acidizing and Proppant Fracturing
CN101555404A (zh) 一种环保型低伤害无固相压井液及其应用
Mardashov Development of blocking compositions with a bridging agent for oil well killing in conditions of abnormally low formation pressure and carbonate reservoir rocks
CN108661613B (zh) 一种注水开发油藏的増注方法
Islamov et al. Substantiation of a well killing technology for fractured carbonate reservoirs
WO2019177594A1 (en) Multifunctional friction reducers
WO2014137495A1 (en) Cationic viscoelastic surfactant with non-cationic corrosion inhibitor and organic anion for acidizing
Scott et al. Performance of domes unit carbonated waterflood-first stage
US2713033A (en) Acidizing oil-bearing formations
US9399728B2 (en) In-situ crosslinking and calcium ion complexation for acidizing a subterranean formation
Neill et al. Field and laboratory results of carbon dioxide and nitrogen in well stimulation
Selle et al. Gelled scale inhibitor treatment for improved placement in long horizontal wells at norne and heidrun fields
CA2925272C (en) Freeze/thaw stable latex emulsion for treatment of well bore tar
CN100513513C (zh) 一种加重压裂液配方
Gladkov Development of a new well-killing fluid based on oil-wetting agent Ng-1 for polymineral low-permeable reservoirs
Almukhametova et al. Scaling Prevention on Wells of Tarasovskoe Field
Deng et al. New Online Shunt Acidification for Water Injection Increasing Technology and Its Application in Huanjiang Oilfield
Yin et al. IMPROVING THE WELLBORE STABILITY OF SHALE FORMATION WITH WATER ACTIVITY REGULATION
Collins et al. Enhanced oil recovery injection waters
Folomeev et al. SPE-206647-MS

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant