CN112143479B - 一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法 - Google Patents
一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112143479B CN112143479B CN202010835648.6A CN202010835648A CN112143479B CN 112143479 B CN112143479 B CN 112143479B CN 202010835648 A CN202010835648 A CN 202010835648A CN 112143479 B CN112143479 B CN 112143479B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- flowback
- percent
- water injection
- injection well
- 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
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 67
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 64
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 7
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 53
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 53
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 38
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 20
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 claims description 6
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 6
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 6
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 6
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 5
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AVBJHQDHVYGQLS-AWEZNQCLSA-N (2s)-2-(dodecanoylamino)pentanedioic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)N[C@H](C(O)=O)CCC(O)=O AVBJHQDHVYGQLS-AWEZNQCLSA-N 0.000 claims description 3
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical group C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RILZRCJGXSFXNE-UHFFFAOYSA-N 2-[4-(trifluoromethoxy)phenyl]ethanol Chemical compound OCCC1=CC=C(OC(F)(F)F)C=C1 RILZRCJGXSFXNE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- FSVCELGFZIQNCK-UHFFFAOYSA-N N,N-bis(2-hydroxyethyl)glycine Chemical compound OCCN(CCO)CC(O)=O FSVCELGFZIQNCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- MGNCLNQXLYJVJD-UHFFFAOYSA-N cyanuric chloride Chemical compound ClC1=NC(Cl)=NC(Cl)=N1 MGNCLNQXLYJVJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-M dodecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCC([O-])=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- -1 fluorinated alkyl phosphate Chemical compound 0.000 claims description 3
- 229940070765 laurate Drugs 0.000 claims description 3
- JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N melamine Chemical compound NC1=NC(N)=NC(N)=N1 JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 3
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 claims description 3
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 claims description 3
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 229940120146 EDTMP Drugs 0.000 claims description 2
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N edtmp Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 150000002500 ions Chemical group 0.000 abstract description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 11
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 5
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- BPSYZMLXRKCSJY-UHFFFAOYSA-N 1,3,2-dioxaphosphepan-2-ium 2-oxide Chemical compound O=[P+]1OCCCCO1 BPSYZMLXRKCSJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N ethene;sodium Chemical group [Na].C=C BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
本发明提供一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法，该体系由以下按重量百分比的原材料组成：盐酸6%—12%、氢氟酸3%—5%、磷酸2%—5%、氟硼酸0.5—1.5%、阻垢缓蚀剂3%—4%、金属离子络合剂1.0%—3.0%、助排剂0.5%—1.0%、除垢剂0%—1.0%、表面活性剂1.0%—2.0%、消泡剂0.5%—1.5%，余量为水。本发明对于砂岩油藏具有很强的溶蚀能力，有很高的最终溶蚀率，且溶蚀速率较小，这样能达到较长的酸液有效作用距离。由于酸液体系中有金属离子络合剂，能与岩石溶解生成的Ca2+，Mg2+等金属离子形成稳定的络合物，防止出现沉淀堵塞地层，从而避免了对地层的二次伤害，因此，此酸液体系在施工过程中可以进行不返排施工或者不完全返排。
Description
技术领域
本发明属于低渗透油藏领域，具体涉及一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法。
背景技术
我国石油储量中低渗透和超低渗透油藏占有很大的比例，在注水开发中，由于储层的低孔、低渗和高启动压力梯度的特征使得注水井极易出现注水压力高、欠注和注不进水的情况。同时，由于注入水与地层水的不配伍性，容易引起地层结垢现场，也会使得注水压力上升，出现欠注和注不进水的情况。
在低渗透油藏注水井生产中，多采用常规酸化对其储层进行改造，但是，当渗透率极低时，酸液不容易在近井地带扩散，不能取得好的效果，因此，也常采用冲压酸化。不管是冲压酸化还是常规酸化，在低渗透油藏中都面临着如下问题：(1)酸液难以进入地层，只能在近井地带，不能在地层中扩散，从而缩短地层酸化深度，影响酸化效果； (2)酸液溶蚀速度过快，酸液进入地层深部已经失去溶蚀能力；(3) 井筒或地层中形成沉淀，堵塞地层；(4)地层中的垢无法溶于常规的酸液；(5)酸液返排液无法处理，不返排易出现结垢而堵塞地层。
发明内容
为了克服现有酸化效果差、溶蚀能力弱且易堵塞地层的问题，本发明提供了一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法，本发明提供的酸化酸液体系具有初始溶蚀率，初始溶蚀速率小，能达到深部酸化的目的。同时，该酸液体系最终溶蚀率高，液体减阻性能好、缓蚀性能好、抗酸渣性能优异、破乳率高、对金属离子鳌合性能好，酸化后可以不返排。
本发明采用的技术方案为：
一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，由以下按重量百分比的原材料组成：
盐酸6％—12％；
氢氟酸3％—5％；
磷酸2％—5％；
氟硼酸0.5—1.5％；
阻垢缓蚀剂3％—4％；
金属离子络合剂1.0％—3.0％；
助排剂0.5％—1.0％；
除垢剂0％—1.0％；
表面活性剂1.0％—2.0％；
消泡剂0.5％—1.5％；
余量为水。
所述的阻垢缓蚀剂为羟基乙叉二膦酸、氨基三甲叉膦酸、乙二胺四甲叉膦酸钠中的一种。
所述的金属离子络合剂为聚环氧琥珀酸钠、羟乙基乙二胺三乙酸、二羟乙基甘氨酸中的一种。
所述的助排剂为聚乙二醇、单乙醇胺、二乙醇胺中的一种。
所述的除垢剂为葡萄糖酸钠或柠檬酸。
所述的表面活性剂为聚乙二醇月桂酸酯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、月桂醇硫酸钠、月桂酰基谷氨酸中的一种。
所述的消泡剂为三烷基三聚氰胺、氰脲酰氯三聚氰胺、双烷基磷酸酯、氟化烷基磷酸酯中的一种。
一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，具体步骤为：按比例将盐酸、氢氟酸、磷酸、氟硼酸、阻垢缓蚀剂、金属离子络合剂、助排剂、除垢剂、表面活性剂、消泡剂和水混合搅拌均匀即可得到低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系。
本发明的有益效果为：
本发明提供的酸化酸液体系具有初始溶蚀率，初始溶蚀速率小，能达到深部酸化的目的。同时，该酸液体系最终溶蚀率高，液体减阻性能好、缓蚀性能好、抗酸渣性能优异、破乳率高、对金属离子鳌合性能好，酸化后可以不返排。
具体实施方式
实施例1：
为了克服现有酸化效果差、溶蚀能力弱且易堵塞地层的问题，本发明提供了一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法，本发明提供的酸化酸液体系具有初始溶蚀率，初始溶蚀速率小，能达到深部酸化的目的。同时，该酸液体系最终溶蚀率高，液体减阻性能好、缓蚀性能好、抗酸渣性能优异、破乳率高、对金属离子鳌合性能好，酸化后可以不返排。
一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，由以下按重量百分比的原材料组成：
盐酸6％—12％；
氢氟酸3％—5％；
磷酸2％—5％；
氟硼酸0.5—1.5％；
阻垢缓蚀剂3％—4％；
金属离子络合剂1.0％—3.0％；
助排剂0.5％—1.0％；
除垢剂0％—1.0％；
表面活性剂1.0％—2.0％；
消泡剂0.5％—1.5％；
余量为水。
本发明中对低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系的溶蚀率、减阻率、对金属管柱腐蚀率、酸渣率、破乳率和对金属离子鳌合能力进行了试验测试。各种实验测试均为现有试验，各个实验测试的过程属于现有成熟技术，本发明中将不在进行进一步的说明。
通过试验测试可得：本发明提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系其最终溶蚀率高达35％，减阻性能好，减阻率可达到38％；缓蚀性能好，对金属管柱腐蚀率仅为0.36g/㎡·h；抗酸渣性能优异, 酸渣率小于3％；破乳率高，破乳率高达85％以上；对金属离子鳌合性能好，螯合能力达到90％以上，酸化后可以不返排。
本发明对于砂岩油藏具有很强的溶蚀能力，最终溶蚀率高达35％，且初始的溶蚀速率小为21.5％，这样能达到较长的酸液有效作用距离。由于酸液体系中有金属离子络合剂，能与岩石溶解生成的Ca2+，Mg2+等金属离子形成稳定的络合物，防止出现沉淀堵塞地层，从而避免了对地层的二次伤害，因此，此酸液体系在施工过程中可以进行不返排施工或者不完全返排。
实施例2：
基于实施例1的基础上，本实施例中，优选地，所述的阻垢缓蚀剂为羟基乙叉二膦酸、氨基三甲叉膦酸、乙二胺四甲叉膦酸钠中的一种。
优选地，所述的金属离子络合剂为聚环氧琥珀酸钠、羟乙基乙二胺三乙酸、二羟乙基甘氨酸中的一种。
优选地，所述的助排剂为聚乙二醇、单乙醇胺、二乙醇胺中的一种。
优选地，所述的除垢剂为葡萄糖酸钠或柠檬酸。
优选地，所述的表面活性剂为聚乙二醇月桂酸酯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、月桂醇硫酸钠、月桂酰基谷氨酸中的一种。
优选地，所述的消泡剂为三烷基三聚氰胺、氰脲酰氯三聚氰胺、双烷基磷酸酯、氟化烷基磷酸酯中的一种。
一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，具体步骤为：按比例将盐酸、氢氟酸、磷酸、氟硼酸、阻垢缓蚀剂、金属离子络合剂、助排剂、除垢剂、表面活性剂、消泡剂和水混合搅拌均匀即可得到低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系。
本发明体系中的盐酸和氢氟酸的比例可以根据油藏泥质含量的大小来进行调整，泥质含量较大时增加氢氟酸的含量，降低盐酸的含量，泥质含量较大时增加盐酸的含量，降低氢氟酸的含量。除垢剂、表面活性剂、助排剂、消泡剂可以根据储层是否结垢和施工工艺来进行含量的增减以及决定是否需要添加。
实施例3：
基于实施例1或2的基础上，本实施例中，按如下的比例配液对镇原油田镇315-775井长8层位进行冲压酸化，总共用低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系的质量≈30吨。
本实施例中提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系具有初始溶蚀率21.5％，溶蚀速率小,反应时间维持了10个小时，能达到深部酸化的目的。
本实施例中提供的酸化酸液体系经试验测试得到：最终溶蚀率达到35％，普通酸液体系只能达到25％，其减阻率为38％、对金属管柱腐蚀率仅为0.36g/㎡·h、酸渣率为2.8％、破乳率为88％、螯合能力为 93％，酸化后不返排。
该井在2018年9月1日—5日实施措施施工。施工前注水量1m3/d，注水井油压21.5MPa，目前日注水量10m3/d，能够满足地质配注，油压20.2MPa。施工前后注水量增加，注水压力下降1.3MPa，起到了降压增注的效果。
实施例4：
基于实施例1或2的基础上，本实施例中，按如下的配液比例对镇原油田镇321-769井长8层位进行冲压酸化，总共用低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系的质量为50吨。
本实施例中提供的酸化酸液体系具有初始溶蚀率21.5％，并且溶蚀速率小反应时间维持了6个小时，能达到深部酸化的目的。
本实施例中提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系通过实验测试得到：最终溶蚀率达到34％，普通酸液体系只能达到25％、减阻率为38％、对金属管柱腐蚀率仅为0.36g/㎡·h、酸渣率为2.5％、破乳率为89％、螯合能力达到96％，酸化后不返排。
该井2018年11月1日—20日进行措施施工。措施前该井日注水量0m3/d，油压22.2MPa，措施后日注水量9m3/d，油压17.9MPa，达到地质配注。注水压力下降4.3MPa，起到了降压增注的效果。
实施例5：
基于实施例1或2的基础上，本实施例中，按如下的比例配液对姬塬原油田姬257-36井长8层位进行冲压酸化，总共用低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系的质量≈60吨。
本实施例中提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系具有初始溶蚀率21.5％，并且溶蚀速率小反应时间可维持9个小时，能达到深部酸化的目的。
本实施例中提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系通过实验测试得到：最终溶蚀率达到34.5％、减阻率为38％、对金属管柱腐蚀率仅为0.36g/㎡·h、酸渣率为2.3％、破乳率高达90％上、螯合能力达到97％，酸化后可以不返排。
该井在2018年6月10日—15日实施措施施工。施工前注水量 2m3/d，注水井油压22.5MPa，目前日注水量20m3/d，能够满足地质配注，油压20.2MPa。施工前后注水量增加，注水压力下降2.3MPa，起到了降压增注的效果。
实施例6：
基于实施例1或2的基础上，本实施例中，按如下的配液比例对姬原油田江49-36井长8层位进行冲压酸化，总共用低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系的质量为80吨。
本实施例中提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系具有初始溶蚀率21.5％，并且溶蚀速率小反应时间可维持12个小时，能达到深部酸化的目的。
本实施例中提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系通过实验测试得到：最终溶蚀率高能达到34％、减阻率为38％、对金属管柱腐蚀率仅为0.36g/㎡·h、酸渣率为1.9％、破乳率高达86％、螯合能力达到98％，酸化后可以不返排。
该井2018年10月1日—10日进行措施施工。措施前该井日注水量3m3/d，油压21.9MPa，措施后日注水量25m3/d，油压18.9MPa，达到地质配注。注水压力下降3.0MPa，起到了降压增注的效果。
由上述各个实施例可以表明本发明提供的酸化体系具有良好的降压增注的效果。
由实施例3-6可得，本发明提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系具有21.5％的初始溶蚀率，并且在这样小的溶蚀速率下可反应时间维持在6-12个小时，能达到深部酸化的目的。
本发明提供的低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系最终溶蚀率可高达到35％，普通酸液体系只能达到25％；液体减阻性能好，减阻率为达到38％；缓蚀性能好，对金属管柱腐蚀率仅为0.36g/㎡·h；抗酸渣性能优异,酸渣率小于3％；破乳率高，破乳率高达85％以上；对金属离子鳌合性能好，螯合能力达到90％以上；酸化后可以不返排。
以上举例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方法步骤均为本行业的公知技术和常用方法，这里不再一一叙述。
Claims (6)
1.一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，其特征在于：由以下按重量百分比的原材料组成：
盐酸6%—12%；
氢氟酸3%—5%；
磷酸2%—5%；
氟硼酸0.5—1.5%；
阻垢缓蚀剂3 %—4%；
金属离子络合剂 1.0%—3.0%；
助排剂0.5%—1.0%；
除垢剂0%—1.0%；
表面活性剂 1.0%—2.0%；
消泡剂 0.5%—1.5%；
余量为水；所述的阻垢缓蚀剂为羟基乙叉二膦酸、氨基三甲叉膦酸、乙二胺四甲叉膦酸钠中的一种；所述的金属离子络合剂为聚环氧琥珀酸钠、羟乙基乙二胺三乙酸、二羟乙基甘氨酸中的一种。
2.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，其特征在于：所述的助排剂为聚乙二醇、单乙醇胺、二乙醇胺中的一种。
3.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，其特征在于：所述的除垢剂为葡萄糖酸钠或柠檬酸。
4.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，其特征在于：所述的表面活性剂为聚乙二醇月桂酸酯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、月桂醇硫酸钠、月桂酰基谷氨酸中的一种。
5.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系，其特征在于：所述的消泡剂为三烷基三聚氰胺、氰脲酰氯三聚氰胺、双烷基磷酸酯、氟化烷基磷酸酯中的一种。
6.根据权利要求1-5所述的任意一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系的制备方法，其特征在于：具体步骤为：按比例将盐酸、氢氟酸、磷酸、氟硼酸、阻垢缓蚀剂、金属离子络合剂、助排剂、除垢剂、表面活性剂、消泡剂和水混合搅拌均匀即可得到低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010835648.6A CN112143479B (zh) | 2020-08-19 | 2020-08-19 | 一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010835648.6A CN112143479B (zh) | 2020-08-19 | 2020-08-19 | 一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112143479A CN112143479A (zh) | 2020-12-29 |
| CN112143479B true CN112143479B (zh) | 2022-07-05 |
Family
ID=73888766
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010835648.6A Active CN112143479B (zh) | 2020-08-19 | 2020-08-19 | 一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112143479B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114458310B (zh) * | 2022-02-16 | 2024-05-24 | 西南石油大学 | 一种断层低速率运动条件下原油侧向分流定向评价的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104109528A (zh) * | 2013-08-13 | 2014-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稳砂解堵酸化液及其制备方法 |
| CN104295275A (zh) * | 2013-07-17 | 2015-01-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法 |
| CN105754569A (zh) * | 2014-12-16 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏注水井预处理剂及其制备方法 |
| CN108467724A (zh) * | 2018-03-12 | 2018-08-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注水井连续注入的在线分流酸及其制备方法 |
| RU2677525C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2019-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
| CN110791279A (zh) * | 2019-11-18 | 2020-02-14 | 西安石油大学 | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 |
-
2020
- 2020-08-19 CN CN202010835648.6A patent/CN112143479B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104295275A (zh) * | 2013-07-17 | 2015-01-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法 |
| CN104109528A (zh) * | 2013-08-13 | 2014-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稳砂解堵酸化液及其制备方法 |
| CN105754569A (zh) * | 2014-12-16 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏注水井预处理剂及其制备方法 |
| RU2677525C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2019-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
| CN108467724A (zh) * | 2018-03-12 | 2018-08-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注水井连续注入的在线分流酸及其制备方法 |
| CN110791279A (zh) * | 2019-11-18 | 2020-02-14 | 西安石油大学 | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112143479A (zh) | 2020-12-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104194766B (zh) | 一种清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN107365574A (zh) | 一种用于普通稠油油藏的降粘驱油剂及其制备方法 | |
| CN108865092B (zh) | 注水井解堵增注用缓释螯合酸及制备方法和解堵增注方法 | |
| CN108102624B (zh) | 一种中性解堵处理剂及其制备方法 | |
| CN109763127B (zh) | 一种可溶桥塞用快速溶解液及其制备方法 | |
| CN112111258B (zh) | 一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液 | |
| CN108049855A (zh) | 一种适用于砂岩储层改造的多氢酸施工工艺 | |
| CN112143479B (zh) | 一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法 | |
| CN112029489B (zh) | 一种低压气田老井复产解堵工作液的配方及其制备方法 | |
| CN111732947B (zh) | 压裂用高效起泡剂及其制备方法 | |
| CN108559481A (zh) | 一种低滤失酸化油田井用解堵液及其制备方法 | |
| CN112226220A (zh) | 一种高温酸化缓蚀剂及其制备方法 | |
| CN105542732B (zh) | 一种注水井自生泡沫胶束酸液 | |
| CN114752366A (zh) | 生物基类表面活性剂解堵增注剂及应用体系 | |
| CN110437815A (zh) | 海水基压裂液及其制备方法 | |
| CN1236009C (zh) | 含有硝酸、氟硼酸的复合酸化液及其使用方法 | |
| CN108084979A (zh) | 一种硫酸钡锶垢清垢剂 | |
| CN103242814A (zh) | 一种油水井深部缓速解堵剂 | |
| CN115539008A (zh) | 一种高温碳酸盐岩储层深部酸化方法 | |
| CN105505361B (zh) | 一种注水井自生泡沫胶束酸液的制备方法 | |
| CN105238379A (zh) | 一种气井酸化用长效缓蚀剂及其配制方法和使用方法 | |
| CN112724953B (zh) | 一种纳米降压增注驱油降粘一体剂及其制备方法和应用 | |
| CN109294550A (zh) | 一种用于砂岩储层复合酸压的主体酸及其制备方法 | |
| CN117965155B (zh) | 一种油田用酸化增产增注剂 | |
| CN114607345B (zh) | 一种海上油田砂岩储层扩大酸化半径的工艺方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |