CN115725285A - 一种稠油降粘型修井液及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种稠油降粘型修井液及其制备方法，用量筒量取95.26‑98.42份水作为基液；加入1‑3份氯化钾，搅拌至少10分钟；加入0.35‑1.05份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，搅拌至少5分钟；加入0.01‑0.03份氟碳表面活性剂FC‑03，搅拌至少5分钟；加入0.02‑0.06份氨基三亚甲基膦酸四钠，搅拌至少5分钟；加入0.2‑0.6份破乳剂BP‑2040，搅拌至少10分钟即可配出成品。本发明修井液在50℃下的降粘率大于95％，能够大幅度降低油层及井筒处的原油粘度，提高其流动性，有效防止或减轻近井地带有机堵塞；能够有效降低表界面张力，减小稠油在举升和输送过程中的摩擦阻力，降低生产载荷；低温下降粘率仍大于90％，保障稠油在输送过程中处于流动状态。实现稠油冷采冷输，提高单井产量，降低生产成本。

Description

一种稠油降粘型修井液及其制备方法

技术领域

本发明涉及油田采油、修井领域，尤其涉及稠油油藏油水井的日常生产和修井作业过程，以井口加注、地层吞吐等方式可用于稠油井的日常生产以降粘原油粘度，也可作为一种修井液用于稠油井的修井作业过程。

背景技术

近年来国内对常规油藏的开发力度不断增大，地下储量逐渐减少，绝大多数中老油藏含水率早已接近饱和。为此，开发难度较大的非常规油藏成为未来工作重心，其中，针对稠油油藏的开发成为了当下的研究热点。稠油油藏因胶质、沥青质等重质组分含量高，密度大、粘度高、流动性差，开发难度大于常规油藏，开发成本较高。稠油井因原油粘度大，在生产过程中举升、输送困难，极易造成卡泵、自停等现象，单井免修期短，而且原油流动性差，从油层到井筒流动缓慢，单井产量较低。

目前稠油井主要采用电加热、倒掺热水等物理方法辅助生产。电加热方式耗电量大，每天消耗1200-1800kW·h；倒掺热水需要铺设管线、费时费力、且存在腐蚀结垢问题。两种方式均急剧增加生产成本。在稠油井修井作业过程中，还未发现专门针对稠油油藏的修井液，目前使用热水或常规修井液洗井，偶尔添加降粘剂，针对性较差，导致修井液降粘率低，与储层配伍性差。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，针对上述现有技术存在的缺陷，提供一种稠油降粘型修井液及其制备方法，能够大幅度降低油层及井筒处的原油粘度，提高其流动性。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种稠油降粘型修井液，包括按质量配比的下述组分：95.26-98.42份水、1-3份氯化钾、0.35-1.05份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、0.01-0.03份氟碳表面活性剂FC-03、0.02-0.06份氨基三亚甲基膦酸四钠、0.2-0.6份破乳剂BP-2040。

所述氯化钾为工业级，含量≥90％。

所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠为工业级，含量≥70％。

所述氟碳表面活性剂FC-03易溶于水，0.3％加量的水溶液的表面张力≤19.0mN/m、界面张力≤0.2mN/m。

所述氨基三亚甲基膦酸四钠活性组分≥56％。

所述破乳剂BP-2040有效物质质量含量≥98％。

一种稠油降粘型修井液的制备方法，包括以下步骤：用量筒量取95.26-98.42份水作为基液；加入1-3份氯化钾，搅拌至少10分钟；加入0.35-1.05份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，搅拌至少5分钟；加入0.01-0.03份氟碳表面活性剂FC-03，搅拌至少5分钟；加入0.02-0.06份氨基三亚甲基膦酸四钠，搅拌至少5分钟；加入0.2-0.6份破乳剂BP-2040，搅拌至少10分钟即可配出成品。

本发明的有益效果是：在50℃下的降粘率大于95％，能够大幅度降低油层及井筒处的原油粘度，提高其流动性，有效防止或减轻近井地带有机堵塞；能够有效降低表界面张力，减小稠油在举升和输送过程中的摩擦阻力，降低生产载荷；低温下降粘率仍大于90％，保障稠油在输送过程中处于流动状态。实现稠油冷采冷输，提高单井产量，降低生产成本。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，均属于本发明的保护范围。

本发明的稠油降粘型修井液，包括下述质量配比的组分:

质量比为95.26-98.42份的水；

质量比为1-3份的氯化钾；

质量比为0.35-1.05份的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠；

质量比为0.01-0.03份的氟碳表面活性剂FC-03；

质量比为0.02-0.06份的氨基三亚甲基膦酸四钠；

质量比为0.2-0.6份的破乳剂BP-2040。

上述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠购置厂家：天津大港油田石油工程研究院。

上述氟碳表面活性剂FC-03购置厂家：天津大港油田石油工程研究院。

上述氨基三亚甲基膦酸四钠购置厂家：天津大港油田石油工程研究院。

上述破乳剂BP-2040购置厂家：天津大港油田石油工程研究院。

本发明提供的稠油降粘型修井液的配制方法，包括下述步骤：

用量筒量取95.26-98.42份清水作为基液；

加入1-3份氯化钾，搅拌10分钟；

加入0.35-1.05份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，搅拌5分钟；

加入0.01-0.03份氟碳表面活性剂FC-03，搅拌5分钟；

加入0.02-0.06份氨基三亚甲基膦酸四钠，搅拌5分钟；

加入0.2-0.6份破乳剂BP-2040，搅拌10分钟即可配出成品。

本发明的稠油降粘型修井液，其中，氯化钾中的钾离子的直径与粘土表面由六个氧原子围成的空隙内切直径相匹配，它容易进入此空间而不易从此空间释出，可有效地减少粘土表面的负电性，能提高稠油降粘型修井液的防膨能力；脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠作为一种阴离子表面活性剂，易溶于水，具有优良的去污、乳化、发泡性能和抗硬水性能，有助于稠油降粘型修井液与稠油接触后形成水包油乳状液，从而降粘原油粘度；氟碳表面活性剂FC-03有很好的润湿性，且其对稠油的渗透力强，使稠油降粘型修井液能短时间与稠油溶为一体，同时氟碳表面活性剂FC-03又是一个很好的清洗剂，这样就能既迅速又彻底地把储层及管柱吸附的稠油清除干净；氨基三亚甲基膦酸四钠作为一种抑垢剂，可阻止稠油降粘型修井液与地层水接触后形成水垢，特别是碳酸钙垢的形成，提高稠油降粘型修井液与地层水的配伍；破乳剂BP-2040作为一种破乳剂，在稠油采出后，有助于缩短乳状液的油水分层时间。

其作用反应机理如下：

(1)润湿剥离分散减阻机理

稠油降粘型修井液技术方案中的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、氟碳表面活性剂FC-03氨基三亚甲基膦酸四钠能将油层岩石及油管壁从油润湿转变为水润湿，粘附油脱落剥离，药剂在原油表层形成水膜，分散在流体中，降低油水界面张力，减轻流动阻力，提高采收率。

(2)稠油降粘，减少油流阻力，降低管线输送回压

原油在管线中流动符合泊肃叶公式，无水原油或油包水状态下流动一般为层流，粘度越大，流量越小，回压越高。应用稠油降粘型修井液技术后，将油包水体系转变为水包油体系，大幅降低原油粘度，油流量增大，速度加快，回压随之变小，设备运行安全。

泊肃叶公式如下：

式中：

Q：流量

η：原油粘度

P₁-P₂:管线回压

和常用的油层保护液相比，本发明稠油降粘型修井液具有以下优点：

①.该体系50℃下降粘率高。实验室内将50℃的稠油与稠油降粘型修井液按照7:3比例混合，搅拌10min后，稠油降粘率≥95％。有效降低油层及井筒内原油粘度。

②.该体系20℃下降粘率高。实验室内将应用稠油降粘型修井液在50℃降粘后的原油保持流动状态，冷却至20℃，稠油降粘率≥90％。保障管线内原油处于流动状态。

③.该体系洗油率高。实验室内测定洗油率≥90％。高效剥离储层及输油管线上的吸附油。

本发明的稠油降粘型修井液及其制备方法，以降低稠油降粘，减轻近井地带有机堵塞，降低生产载荷，延长单井免修期。

本申请实施例中的技术方案为解决上述的技术问题，总体思路如下：

提供一种稠油降粘型修井液，包括质量比为95.26-98.42份清水、1-3份氯化钾、0.35-1.05份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、0.01-0.03份氟碳表面活性剂FC-03、0.02-0.06份氨基三亚甲基膦酸四钠、0.2-0.6份破乳剂BP-2040。脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、氟碳表面活性剂FC-03氨基三亚甲基膦酸四钠能将油层岩石及油管壁从油润湿转变为水润湿，粘附油脱落剥离，药剂在原油表层形成水膜，分散在流体中，降低油水界面张力，减轻流动阻力，提高采收率。

因此，本发明的稠油降粘型修井液具有降粘率高、洗油率高的特性。并且，该稠油降粘型修井液配制方法经济安全，制备工艺简单，且该方法工业化生产可行性高，具有较好的工业应用前景和较高的市场价值。

为了更好的理解上述技术方案，下面通过具体实施例对本发明技术方案做详细的说明，应当理解本发明实施例以及实施例中的具体特征是对本发明技术方案的详细的说明，而不是对本发明技术方案的限定，在不冲突的情况下，本发明实施例以及实施例中的技术特征可以相互组合。

下面将基于具体的实施例来介绍稠油降粘型修井液的制备方法及效果。

所述

实施例1

实验室内以98.42份清水作为基液，先加入1份氯化钾，搅拌10分钟；加入0.35份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，搅拌5分钟；加入0.01份氟碳表面活性剂FC-03，搅拌5分钟；加入0.02份氨基三亚甲基膦酸四钠，搅拌5分钟；加入0.2份破乳剂BP-2040，搅拌10分钟即可配出成品。

本发明稠油降粘型修井液降粘效果好，50℃下加入后稠油粘度明显下降，实验数据见表1。

表1稠油降粘型修井液降粘实验1

样品名称	实验温度	降粘率	实验现象
				稠油降粘型修井液	50℃	98.6％	搅拌后原油颗粒细小，稳定性较好。

实施例2

实验室内以95.26份清水作为基液，先加入3份氯化钾，搅拌10分钟；加入1.05份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，搅拌5分钟；加入0.03份氟碳表面活性剂FC-03，搅拌5分钟；加入0.06份氨基三亚甲基膦酸四钠，搅拌5分钟；加入0.6份破乳剂BP-2040，搅拌10分钟即可配出成品。

本发明稠油降粘型修井液降粘效果好，50℃下加入到稠油中，在搅拌状态下将稠油冷却20℃，稠油流动状态好，实验数据见表2。

表2稠油降粘型修井液降粘实验2

样品名称	实验温度	降粘率	实验现象
				稠油降粘型修井液	20℃	94.9％	搅拌后原油颗粒细小，稳定性较好。

实施例3

实验室内以95.26份清水作为基液，先加入2份氯化钾，搅拌10分钟；加入0.7份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，搅拌5分钟；加入0.02份氟碳表面活性剂FC-03，搅拌5分钟；加入0.04份氨基三亚甲基膦酸四钠，搅拌5分钟；加入0.4份破乳剂BP-2040，搅拌10分钟即可配出成品。

本发明稠油降粘型修井液洗油率高，洗油后油砂干净，实验数据见表3。

表3稠油降粘型修井液洗油实验

样品名称	洗油率	实验现象
			稠油降粘型修井液	90.7％	几乎无残余油。

典型案例1

将实施例1制备的稠油降粘型修井液进行现场应用。大港油田X井2019年11月新井投产，生产1个月后因原油粘度大，自停。2020年3月挤入180方稠油降粘型修井液，5月28日电潜螺杆泵转抽作业后开井，初期产油量2吨，已连续生产8个月。

典型案例2

将实施例2制备的稠油降粘型修井液进行现场应用。大港油田X井原油粘度高达16800mPa.s(50℃)，油压在3MPa以上，稠油不易流动，原油拉运困难。现场应用稠油降粘型修井液后，井口原油粘度下降97.2％，油压由3.0MPa下降至1.0MPa以下，油气拉运效率大幅提升，确保该井正常生产。

综上所述，本发明的内容并不局限在上述的实施例中，相同领域内的有识之士可以在本发明的技术指导思想之内可以轻易提出其他的实施例，但这种实施例都包括在本发明的范围之内。

Claims (7)

1.一种稠油降粘型修井液，其特征在于，包括按质量配比的下述组分：95.26-98.42份水、1-3份氯化钾、0.35-1.05份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、0.01-0.03份氟碳表面活性剂FC-03、0.02-0.06份氨基三亚甲基膦酸四钠、0.2-0.6份破乳剂BP-2040。

2.根据权利要求1所述稠油降粘型修井液，其特征在于，所述氯化钾为工业级，含量≥90％。

3.根据权利要求1所述稠油降粘型修井液，其特征在于，所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠为工业级，含量≥70％。

4.根据权利要求1所述稠油降粘型修井液，其特征在于，所述氟碳表面活性剂FC-03易溶于水，0.3％加量的水溶液的表面张力≤19.0mN/m、界面张力≤0.2mN/m。

5.根据权利要求1所述稠油降粘型修井液，其特征在于，所述氨基三亚甲基膦酸四钠活性组分≥56％。

6.根据权利要求1所述稠油降粘型修井液，其特征在于，所述破乳剂BP-2040有效物质质量含量≥98％。

7.一种稠油降粘型修井液的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：用量筒量取95.26-98.42份水作为基液；加入1-3份氯化钾，搅拌至少10分钟；加入0.35-1.05份脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，搅拌至少5分钟；加入0.01-0.03份氟碳表面活性剂FC-03，搅拌至少5分钟；加入0.02-0.06份氨基三亚甲基膦酸四钠，搅拌至少5分钟；加入0.2-0.6份破乳剂BP-2040，搅拌至少10分钟即可配出成品。