CN104017556A - 一种自生热泡沫体系及其制备方法与应用 - Google Patents

一种自生热泡沫体系及其制备方法与应用 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种自生热泡沫体系及其制备方法与应用，由基液和反应液组成，基液和反应液的体积比为(0.8～1.2)∶(0.6～1.5)；基液包括如下重量份的原料组成：氯化铵10～20份，水50份，起泡剂0.3～2.0份，柠檬酸0.01～1份；反应液包括如下重量份的原料组成：亚硝酸钠15～28份，水50份。本发明无需制氮设备及泡沫发生器，对于地面设备要求大大降低；同时在注入过程中不发生反应，不产生泡沫，可以降低井筒内摩阻；此外，反应产生大量气体和热量，封堵调剖作用强于常规泡沫，实验室条件下，驱替中可以使得地层温度上升10℃以上，降粘解堵作用强。

Description

一种自生热泡沫体系及其制备方法与应用
技术领域
本发明涉及一种自生热泡沫体系及其制备方法与应用，属于油气田开发工程技术领域。
背景技术
我国发现的油田大部分都具有非均质特点，注水开发后，含水上升快，水淹严重，油藏水驱采收率低，高低渗油层开采情况差别很大，在中低渗部位剩余油饱和度仍然较高，因此，油藏非均质性是影响油田开发的一个重要问题。
近年来，泡沫流体在石油开发中应用越来越广，在钻井，压裂、酸化、解堵、调剖、驱油等各方面都起到了重要的作用。其中，其“堵大不堵小，堵水不堵油”的特性，对于改善非均质油藏产液剖面，降低含水率，提高中低渗储层驱替效率，提高采收率作用明显。
然而，在一些情况下常规注氮气泡沫技术的应用受到限制。主要存在以下一些问题：深井油藏开采中，由于注入压力较高，对于地面设备有较高要求，常规泡沫发生系统(主要由制氮设备和泡沫发生器组成)，往往达不到施工目的；稠油油藏开采中，由于稠油本身流动性较差，需要注入热流体降低原油粘度，增加原油流动性，而普通泡沫调驱一般不能携带热量，对稠油的开发效果较差；海上油田开采过程中，海洋平台受空间、安全等因素制约，而制氮设备并未得到大规模普及。在这些情况下泡沫流体的应用受到了制约。
化学生热技术是指通过化学反应产生热量的一种或多种化学体系，已经在油田中，特别是稠油开采、压裂、清蜡解堵中得到了应用，主要是利用产生的热量降低原油粘度，溶解有机堵塞，避免冷伤害。同时，大部分生热体系都会伴随着大量气体的产生，气体对于增加地层能量具有重要作用。
发明内容
针对现有技术中的不足，本发明提供一种自生热泡沫体系及其制备方法与应用。
本发明提供的泡沫体系利用化学生热体系产生的热量和气体产生泡沫，具有泡沫流体的诸多性质，同时能很好的解决深井、稠油和海上油田开采中遇到的问题。
本发明的技术方案如下：
一种自生热泡沫体系，由基液和反应液组成，所述的基液和反应液的体积比为(0.8～1.2)：(0.6～1.5)；
所述的基液包括如下重量份的原料组成：
氯化铵10～20份，水50份，起泡剂0.3～2.0份，柠檬酸0.01～1份；
所述的反应液包括如下重量份的原料组成：
亚硝酸钠15～28份，水50份。
根据本发明，优选的，所述的基液包括如下重量份的原料组成：
氯化铵12～18份，水50份，起泡剂0.5～1.0份，柠檬酸0.025～0.5份。
根据本发明，优选的，所述的反应液包括如下重量份的原料组成：
亚硝酸钠18～25份，水50份。
根据本发明，优选的，所述的基液包括如下重量份的原料组成：
氯化铵16份，水50份，起泡剂0.7份，柠檬酸0.05份。
根据本发明，优选的，所述的反应液包括如下重量份的原料组成：
亚硝酸钠20份，水50份。
根据本发明，优选的，所述的基液和反应液的体积比为(0.9～1.0)：(0.8～1.0)。
本发明中用到起泡剂应当具备以下性能：
①在氯化铵溶液、亚硝酸钠溶液以及混合反应后的溶液中均具有稳定的起泡性能，要求起泡剂具有较强的耐盐作用；
②由于反应放热，要求起泡剂溶液具有一定的耐温性能，一是要能在一定温度下具有较好的起泡性能，二是在放热环境中能具有持续稳定的起泡能力。
本领域普通技术人员根据上述要求可以选择普通市售的具有耐温耐盐作用的起泡剂。
根据本发明，优选的，所述的起泡剂为ZYGK-3，基液和反应液混合后体系中起泡剂的浓度为0.7wt％。
根据本发明，上述自生热泡沫体系的制备方法，步骤如下：
按重量配比，将氯化铵、起泡剂、柠檬酸和水搅拌混合均匀，得基液；将亚硝酸钠和水搅拌混合均匀，得反应液。
根据本发明，上述自生热泡沫体系可以作为暂堵剂和降粘剂或解堵剂应用于油田开发，尤其是应用于油田三次采油。
本发明使用时，将基液和反应液同时注入地层，基液和反应液在地层中接触反应(温度60℃反应开始剧烈)，得到自生热泡沫体系并起到相应作用。
本发明的优良技术效果：
1、本发明的自生热泡沫体系对于地面设备要求大大降低。有别于常规注泡沫开采技术，是一种地下起泡方式，不需复杂的制氮设备及泡沫发生器等设备，而是起泡剂溶液连同生热体系同时注入地层，利用两种化学药剂在地下反应产生稳定的泡沫，节省大量人工成本。可以有效解决海上平台空间有限问题，稠油冷伤害及深井油藏注入困难问题。同时对于常规油藏也能发挥很好的作用。
2、本发明的自生热泡沫体系，可以降低井筒内摩阻。常规注泡沫，由于泡沫的摩阻较高造成注入压力高，从而井筒内压力较高，本发明的自生热泡沫体系，在注入过程中不发生反应，不产生泡沫，井筒内摩阻降低。
3、本发明的自生热泡沫体系，在地层中作用较强。两种制备的溶液注入地层后，在柠檬酸的作用下发生化学反应，产生氮气、水和氯化钠，并释放大量热。反应产生的氮气在加入优选出的耐盐起泡剂下迅速形成稳定的泡沫，首先，泡沫进入高渗层，产生封堵作用，高低渗注入剖面逐渐趋于均匀，从而实现泡沫调剖作用，封堵调剖作用强于常规泡沫(3倍以上)；反应产生的热量，实验室条件下，驱替中可以使得地层温度上升10℃以上，对于降低原油粘度、解除近井有机堵塞作用显著，而焖井后效果更佳；反应产物氯化钠，对于地层伤害小，同时此反应具有可控制的特点，可以通过控制催化剂浓度，注入速度等来实现对于反应产气产热的控制。
附图说明
图1为本发明实验例1中自生热泡沫体系注入1#岩心阻力因子随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。
图2为本发明实验例1中自生热泡沫体系注入1#岩心的温度随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。
图3为本发明实验例1中常规泡沫注入1#岩心阻力因子随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。
图4为本发明实验例1中自生热泡沫体系注入2#岩心阻力因子随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。
图5为本发明实验例1中自生热泡沫体系注入2#岩心的温度随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。
图6为本发明实验例1中常规泡沫注入2#岩心阻力因子随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。
图7为本发明实验例2中累积流量随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。
图8为本发明实验例2中出口分流量随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。
具体实施方式
以下为结合具体实施例对本发明做的进一步说明，但是本发明所要求保护的范围并不局限于实施例所涉及的范围。
实施例中所用的起泡剂均为起泡剂ZYGK-3，青田中野天然植物科技有限公司有售。
实施例1
一种自生热泡沫体系，由基液和反应液组成，所述的基液和反应液的体积比为0.8：0.6；
所述的基液包括如下原料组成：
氯化铵10kg，水50kg，起泡剂0.3kg，柠檬酸0.01kg；
所述的反应液包括如下原料组成：
亚硝酸钠15kg，水50kg。
制备方法如下：
按上述配比，将氯化铵、起泡剂、柠檬酸和水搅拌混合均匀，得基液；将亚硝酸钠和水搅拌混合均匀，得反应液。
本实施例使用时，将基液和反应液同时注入地层，基液和反应液在地层中接触反应(温度60℃反应开始剧烈)，得到自生热泡沫体系并起到相应作用。
实施例2
一种自生热泡沫体系，由基液和反应液组成，所述的基液和反应液的体积比为1.2：1.5；
所述的基液包括如下原料组成：
氯化铵20kg，水50kg，起泡剂2kg，柠檬酸1kg；
所述的反应液包括如下原料组成：
亚硝酸钠28kg，水50kg。
制备方法如下：
按上述配比，将氯化铵、起泡剂、柠檬酸和水搅拌混合均匀，得基液；将亚硝酸钠和水搅拌混合均匀，得反应液。
本实施例使用时，将基液和反应液同时注入地层，基液和反应液在地层中接触反应(温度60℃反应开始剧烈)，得到自生热泡沫体系并起到相应作用。
实施例3
一种自生热泡沫体系，由基液和反应液组成，所述的基液和反应液的体积比为0.8：1.5；
所述的基液包括如下原料组成：
氯化铵12kg，水50kg，起泡剂0.5kg，柠檬酸0.025kg；
所述的反应液包括如下原料组成：
亚硝酸钠18kg，水50kg。
制备方法如下：
按上述配比，将氯化铵、起泡剂、柠檬酸和水搅拌混合均匀，得基液；将亚硝酸钠和水搅拌混合均匀，得反应液。
本实施例使用时，将基液和反应液同时注入地层，基液和反应液在地层中接触反应(温度60℃反应开始剧烈)，得到自生热泡沫体系并起到相应作用。
实施例4
一种自生热泡沫体系，由基液和反应液组成，所述的基液和反应液的体积比为1.2：0.6；
所述的基液包括如下原料组成：
氯化铵18kg，水50kg，起泡剂1kg，柠檬酸0.5kg；
所述的反应液包括如下原料组成：
亚硝酸钠25kg，水50kg。
制备方法如下：
按上述配比，将氯化铵、起泡剂、柠檬酸和水搅拌混合均匀，得基液；将亚硝酸钠和水搅拌混合均匀，得反应液。
本实施例使用时，将基液和反应液同时注入地层，基液和反应液在地层中接触反应(温度60℃反应开始剧烈)，得到自生热泡沫体系并起到相应作用。
实施例5
一种自生热泡沫体系，由基液和反应液组成，所述的基液和反应液的体积比为1：1；
所述的基液包括如下原料组成：
氯化铵16kg，水50kg，起泡剂0.7kg，柠檬酸0.05kg；
所述的反应液包括如下原料组成：
亚硝酸钠20kg，水50kg。
制备方法如下：
按上述配比，将氯化铵、起泡剂、柠檬酸和水搅拌混合均匀，得基液；将亚硝酸钠和水搅拌混合均匀，得反应液。
本实施例使用时，将基液和反应液同时注入地层，基液和反应液在地层中接触反应(温度60℃反应开始剧烈)，得到自生热泡沫体系并起到相应作用。
实验例1单岩心封堵实验
将实施例5的自生热泡沫体系进行单岩心封堵实验。
实验步骤：
①将两个不同编号填砂岩心抽真空，饱和水测量孔隙体积，岩心参数如表1所示；
②用水驱替岩心，流量设定为1mL/min，测量渗透率；
③用自生热泡沫体系驱替岩心，流量为1mL/min，注入2PV(PV：孔隙体积倍数)为止，注入浓度3.5mol/L，注入方式为混合注入，后续注水1PV；
④记录压力及温度变化，计算阻力因子。
表1单岩心封堵岩心参数
岩心编号 直径(cm) 长度(cm) 孔隙体积(ml) 孔隙度(％) 水测渗透率(mD)
1# 2.54 60 115.2 37.9 626
2# 2.54 60 130.3 42.9 4933
说明：阻力因子是指自生热泡沫体系驱两段压差与水驱压差之比。反应了体系产生的泡沫对于地层的封堵能力。
1#岩心驱替结果如图1、图2所示。
由图1可以看出自生热泡沫体系注入结束时阻力因子到达250左右，后续水驱逐渐下降。图3为常规泡沫注入1#岩心阻力因子随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。对比图1、图3可知，自生热泡沫体系比同渗透率下常规泡沫注入阻力因子高4～5倍。说明本发明中泡沫封堵作用强于常规泡沫体系。
由图2可以看出随着自生热泡沫体系的注入，反应产生大量热，最高上升13℃。对于降低原油粘度具有重要作用。
2#岩心驱替结果如图4、图5所示。
由图4可以看出自生热泡沫体系注入结束时阻力因子到达1000左右，后续水驱逐渐下降。
图6为常规泡沫注入2#岩心阻力因子随自生热泡沫体系注入量的变化曲线。对比图4、图6可知，自生热泡沫体系比同渗透率下常规泡沫注入阻力因子高3～4倍。说明本发明中泡沫封堵作用在高渗层中仍强于常规泡沫体系。由图5可以看出随着自生热泡沫体系的注入，反应产生大量热，最高上升15℃。对于降低原油粘度具有重要作用。
对比图1和图4可以看出，该自生热泡沫体系对于高渗透层具有较高的封堵作用，渗透率越大，阻力因子越大，封堵性越强。
实验例2并联岩心调剖实验
将实施例5的自生热泡沫体系进行低渗岩心和高渗岩心并联后的调剖实验。
实验步骤：
①将两个不同编号填砂岩心抽真空，饱和水测量孔隙体积，岩心参数如表2所示；
②用水驱替岩心，流量设定为2mL/min，测量渗透率；
③将低渗岩心(编号L)和高渗岩心(编号H)并联后用自生热泡沫体系驱替岩心，流量为2mL/min，注入2PV为止，注入浓度3.5mol/L，注入方式为混合注入，后续注水1PV；
④记录压力以及出口的流量，计算分流量。
表2并联岩心调剖岩心参数
岩心编号 直径(cm) 长度(cm) 孔隙体积(ml) 孔隙度(％) 水测渗透率(mD)
L 2.54 60 107.1 35.2 394
H 2.54 60 133.3 43.8 2073
说明：通过出口流量，得到高渗透岩心和低渗岩心累积流量曲线，进而分析高渗透岩心和低渗透岩心流量变化，反应调剖过程，分流量是高渗透岩心或低渗透岩心出口流量占总流量的比例。
调剖实验结果如图7、图8所示。
由图7可以看出，开始阶段高渗透岩心累积流量较大，低渗透岩心较小，随着自生热泡沫体系的注入，高渗透岩心和低渗岩心流量逐渐趋于相等。
由图8可以看出，开始高渗透岩心分流量较大，低渗岩心较小，随着自生热泡沫体系的注入，高渗透岩心和低渗岩心分流量逐渐趋于相等，并在后续水驱阶段达到反转。说明，本发明自生热泡沫体系具有较好的调剖作用，对于后续注入液从高渗透层到低渗透层的转移具有显著的作用。

Claims (9)

1.一种自生热泡沫体系，由基液和反应液组成，其特征在于，所述的基液和反应液的体积比为(0.8～1.2)：(0.6～1.5)；
所述的基液包括如下重量份的原料组成：
氯化铵10～20份，水50份，起泡剂0.3～2.0份，柠檬酸0.01～1份；
所述的反应液包括如下重量份的原料组成：
亚硝酸钠15～28份，水50份。
2.根据权利要求1所述的自生热泡沫体系，其特征在于，所述的基液包括如下重量份的原料组成：
氯化铵12～18份，水50份，起泡剂0.5～1.0份，柠檬酸0.025～0.5份。
3.根据权利要求1所述的自生热泡沫体系，其特征在于，所述的反应液包括如下重量份的原料组成：
亚硝酸钠18～25份，水50份。
4.根据权利要求1所述的自生热泡沫体系，其特征在于，所述的基液包括如下重量份的原料组成：
氯化铵16份，水50份，起泡剂0.7份，柠檬酸0.05份。
5.根据权利要求1所述的自生热泡沫体系，其特征在于，所述的反应液包括如下重量份的原料组成：
亚硝酸钠20份，水50份。
6.根据权利要求1所述的自生热泡沫体系，其特征在于，所述的基液和反应液的体积比为(0.9～1.0)：(0.8～1.0)。
7.根据权利要求1所述的自生热泡沫体系，其特征在于，所述的起泡剂为ZYGK-3，基液和反应液混合后体系中起泡剂的浓度为0.7wt％。
8.一种权利要求1-7任一项所述的自生热泡沫体系的制备方法，步骤如下：
按重量配比，将氯化铵、起泡剂、柠檬酸和水搅拌混合均匀，得基液；将亚硝酸钠和水搅拌混合均匀，得反应液。
9.权利要求1-7任一项所述的自生热泡沫体系作为暂堵剂、降粘剂或解堵剂应用于油田开发，尤其是应用于油田三次采油。
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