王海靜

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院,黑龍江大慶163453)

耐酸耐油型泡沫調(diào)剖劑實(shí)驗(yàn)研究

王海靜

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院,黑龍江大慶163453)

基于大慶宋芳屯油田芳48斷塊在CO2非混相驅(qū)開發(fā)過程中防控竄的需要,研制了一種耐酸耐油型泡沫調(diào)剖劑。該泡沫調(diào)剖體系在溫度85℃、20MPa和p H=3的條件下,泡沫半衰期為25d;在溫度為85℃,注入速度為3 mL/min、氣液比為1.5∶1的混合注入方式下,含油飽和度為60%時(shí),CO2泡沫調(diào)剖巖心實(shí)驗(yàn)中阻力因子達(dá)到120,產(chǎn)生的泡沫耐酸耐油性能良好。該體系適合低滲透和特低滲透油田注氣開發(fā)防控氣竄,具有良好的應(yīng)用前景。

宋芳屯油田;CO2驅(qū);泡沫調(diào)驅(qū);阻力因子

大慶宋芳屯油田芳48斷塊平均滲透率只有1.4×10-3μm2,注水開發(fā)困難,目前正在開展 CO2驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)。但由于試驗(yàn)區(qū)原油物性差、混相壓力高,無法達(dá)到混相驅(qū)的要求,試驗(yàn)區(qū)屬于非混相驅(qū)。由于油層層間矛盾嚴(yán)重,原油與CO2氣體流動(dòng)性差異大,氣竄現(xiàn)象非常嚴(yán)重,油井產(chǎn)油量由氣竄前的3～4t/d降低到措施前的0.5t/d左右,同時(shí)套壓明顯增高,有的油井套管中CO2含量高達(dá)98%,無法正常生產(chǎn)。針對(duì)試驗(yàn)區(qū)塊CO2的氣竄問題,進(jìn)行了大量的技術(shù)調(diào)研工作,經(jīng)篩選總結(jié),認(rèn)為泡沫調(diào)剖技術(shù)適合低滲和特低滲油田氣驅(qū)防封竄的技術(shù),因此,在室內(nèi)開展了相關(guān)的CO2泡沫調(diào)剖劑的研究。

1 耐酸耐油型泡沫調(diào)剖劑研制

在室溫條件下,將100mL發(fā)泡劑置于3000r/min的轉(zhuǎn)速下攪拌60s,記錄發(fā)泡體積、液相半衰期及泡沫半衰期。

1.1 發(fā)泡劑優(yōu)選及最佳體積分?jǐn)?shù)確定

利用Waring Blender攪拌法對(duì)所用發(fā)泡劑樣品進(jìn)行了評(píng)價(jià),優(yōu)選出發(fā)泡體積與泡沫半衰期綜合性能高的SD-3發(fā)泡劑。將優(yōu)選出的發(fā)泡劑SD-3配成0.1%～1.2%的不同體積分?jǐn)?shù)進(jìn)行性能測(cè)試,當(dāng)發(fā)泡劑p H=3體積分?jǐn)?shù)達(dá)到0.9%時(shí),半衰期達(dá)到最大值,其液相半衰期58min,泡沫半衰期143.6h(圖1),從中可知:隨著發(fā)泡劑體積分?jǐn)?shù)的增加,液相半衰期和泡沫半衰期均增加,當(dāng)體積分?jǐn)?shù)達(dá)到0.5%時(shí)增加幅度變緩,當(dāng)體積分?jǐn)?shù)達(dá)到0.9%后有所下降,表明在0.5%～0.9%范圍內(nèi)有更多的活性劑分子在氣液界面定向排列,非極性部分的作用增大,液膜排液速度降低,泡沫穩(wěn)定性逐漸增強(qiáng);同時(shí),由于泡沫劑體積分?jǐn)?shù)增加,伴隨著粘度增加,在相同的攪拌速度下,泡沫體積隨著體積分?jǐn)?shù)的增加反而下降。

圖1 泡沫性能隨發(fā)泡劑體積分?jǐn)?shù)變化情況

1.2 穩(wěn)泡劑篩選及其體積分?jǐn)?shù)的確定

提高泡沫的穩(wěn)定性,需加入穩(wěn)泡劑,穩(wěn)泡劑按照其作用方式可分為以下幾個(gè)類型[1-4]。

第一類:增粘性穩(wěn)定劑,增加基液粘度減緩泡沫排液速率,例如CMC、HPAM。

第二類:提高泡沫薄膜質(zhì)量,增加薄膜粘彈性,減少透氣性,例如羥乙基纖維素。

第三類:醇類的增溶作用,增加高級(jí)脂肪醇與活性劑分子間隔排列,減少活性分子之間的排斥力。

第四類:無機(jī)鹽的增加溶液稠度,改變?nèi)芤后w系的電性。

由于通常用來作為穩(wěn)泡劑的聚合物在溫度為85℃時(shí),CO2含量高的環(huán)境下極易降解,同時(shí)由于它特殊的分子結(jié)構(gòu)在地層中存在嚴(yán)重的剪切降解現(xiàn)象,因此,聚合物不是最佳選擇。

考慮到以上幾個(gè)方面,經(jīng)實(shí)驗(yàn)反復(fù)篩選最后確定將XW、GW和CW復(fù)配后作為穩(wěn)泡劑,并用攪拌法確定了穩(wěn)泡劑的最佳使用體積分?jǐn)?shù)為0.6%(圖2),此時(shí)泡沫液相半衰期達(dá)到502min,泡沫半衰期達(dá)到365h。經(jīng)測(cè)量,泡沫調(diào)剖劑的基液粘度為70 mPa·s,泡沫粘度為212mPa·s,是基液粘度的3倍,這樣既保證了調(diào)剖劑在油層中的正常注入,又確保了泡沫對(duì)氣竄通道的有效封堵。

圖2 泡沫性能隨穩(wěn)泡劑體積分?jǐn)?shù)變化情況

2 高溫高壓下泡沫調(diào)剖劑性能

用高溫高壓反應(yīng)釜對(duì)泡沫調(diào)剖劑的性能進(jìn)行評(píng)價(jià)。高溫高壓反應(yīng)釜的耐溫可達(dá)300℃,耐壓達(dá)30 MPa,攪拌轉(zhuǎn)速3000r/min。實(shí)驗(yàn)均利用CO2氣體平衡反應(yīng)釜內(nèi)壓力,攪拌轉(zhuǎn)速為2000r/min。

利用高溫高壓反應(yīng)釜分別進(jìn)行了45℃、60℃以及85℃不同壓力下泡沫調(diào)剖劑的性能測(cè)試(圖3)。從中可以看出:隨著壓力的增大,泡沫劑的穩(wěn)定性增大;隨著溫度的增加,泡沫劑的穩(wěn)定性變差。經(jīng)分析認(rèn)為升高壓力后,氣體分子密度增大,對(duì)泡沫劑分子的增水基吸引力亦增大,有利于泡沫劑分子的緊密排列,從而形成更穩(wěn)定的液膜;而隨著溫度的升高,液膜上的表面活性劑分子運(yùn)動(dòng)加快,泡沫液膜的穩(wěn)定性降低,使泡沫的破裂速度加快,同時(shí)溫度升高還能降低液相粘度,導(dǎo)致泡沫的液膜變薄。因此,低溫高壓環(huán)境有利于泡沫的穩(wěn)定。在85℃、20MPa條件下,泡沫的半衰期達(dá)到了25d,滿足了宋芳屯油田對(duì)該調(diào)剖劑的性能要求;同時(shí)該泡沫調(diào)剖劑在45℃、10MPa條件下,泡沫的半衰期為24d,也滿足了大慶老區(qū)塊用泡沫調(diào)剖的需要。

圖3 泡沫半衰期隨壓力變化曲線

3 泡沫調(diào)剖注入?yún)?shù)優(yōu)化

評(píng)價(jià)泡沫封堵調(diào)剖能力的主要指標(biāo)是阻力因子,它為工作壓差與基礎(chǔ)壓差之比。利用 HQ Y-3型多功能物理模擬裝置進(jìn)行巖心實(shí)驗(yàn)。該裝置耐溫達(dá)300℃,耐壓40MPa,巖心長(zhǎng)度范圍2.5～200 cm,流量范圍0.01～30mL/min,可做多管巖心實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)所有巖心均采用一維單管模型,采用人造巖心:30cm×4.5cm×4.5cm,水相滲透率為0.2 μm2,實(shí)驗(yàn)溫度85℃,回壓6.0MPa,泡沫劑體積分?jǐn)?shù)為0.9%,復(fù)合穩(wěn)泡劑體積分?jǐn)?shù)為0.6%。

3.1 最佳氣液比優(yōu)選

根據(jù)阻力因子越大封堵能力越強(qiáng)的關(guān)系,優(yōu)化出最佳氣液比。共進(jìn)行了5個(gè)氣液比值的巖心實(shí)驗(yàn),注入速度為 3mL/min,注入方式為混合注入(表1)。優(yōu)化實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明:過低或過高的氣液比都會(huì)影響泡沫的質(zhì)量,氣液比過低時(shí),泡沫產(chǎn)生緩慢而且量少,在巖心中形成的壓力低,阻力因子小;氣液比過高時(shí),產(chǎn)生的泡沫質(zhì)量差,主要表現(xiàn)在泡沫大而且稀疏、易滅,穩(wěn)定性差,在巖心中的阻力因子下降。該調(diào)剖劑的最佳氣液比為1.5∶1,此時(shí)阻力因子達(dá)到了451,具有良好的封堵能力。

表1 氣液比對(duì)泡沫的阻力因子影響

3.2 注入速度對(duì)泡沫阻力因子影響

泡沫注入速度優(yōu)選實(shí)驗(yàn),選擇6個(gè)點(diǎn),氣液比為1.5∶1,注入方式為混合注入(圖4)。從中可看出,在一定范圍內(nèi)隨著注入速度的增大,阻力因子也逐漸增大,這是因?yàn)樽⑷胨俣容^低時(shí),泡沫劑沿著巖心的大孔道流出,不能形成有效封堵,工作壓差小,隨著注入速度的增大,大孔道被全部占據(jù)形成了泡沫封堵,一部分泡沫劑需要從滲透率較低的孔道流出,這樣就導(dǎo)致了壓力的上升,阻力因子變大,形成了有效的封堵;但當(dāng)注入速度大到一定值后,阻力因子隨著注入速度的增大而減小,這是因?yàn)樽⑷胨俣冗^大后,與泡沫劑混合注入氣體積累過多,容易突破泡沫劑形成氣竄,工作壓差減小從而降低了阻力因子。該調(diào)剖劑的最佳注入速度為3mL/min,此時(shí)阻力因子達(dá)到最大值425,說明此時(shí)泡沫質(zhì)量好,能形成很好的封堵。

圖4 泡沫注入速度對(duì)封堵效果的影響

3.3 注入方式對(duì)泡沫封堵能力的影響

通常情況下泡沫的注入方式有兩種,一是氣體-泡沫劑交替注入,二是氣體和泡沫劑混合注入。室內(nèi)對(duì)泡沫調(diào)剖劑開展了大小不同的六種段塞氣液交替和氣液混注的巖心實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)中的注入速度為3mL/min、氣液比為1.5∶1,從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知(圖5),氣液混注時(shí)的阻力因子大于氣液交替注入時(shí)的阻力因子,且氣液交替的頻率越高,交替段塞越小,阻力因子越大。分析認(rèn)為氣液混注時(shí)泡沫劑能夠充分混合發(fā)泡,且發(fā)泡質(zhì)量較好,形成的泡沫粘度大、均勻細(xì)膩;而交替注入時(shí)氣液混合不均,只有泡沫的后端和氣體的前緣能形成較好的泡沫,中間部分發(fā)泡質(zhì)量達(dá)不到最佳。因此,建議現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行泡沫調(diào)剖施工時(shí)采用氣液混注的方式。

圖5 注入方式對(duì)封堵效果的影響

3.4 含油飽和度對(duì)泡沫封堵能力影響

所用原油為宋芳屯油田原油,粘度為36.1mPa·s,在85℃的條件下,對(duì)巖心進(jìn)行原油飽和并老化24h后進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。含油飽和度從0～60%中選擇了5個(gè)點(diǎn),實(shí)驗(yàn)注入速度3mL/min、氣液比為1.5∶1,注入方式為混合注入(圖6),從中可知:由于原油的消泡作用,隨著巖心含油飽和度的增大,泡沫調(diào)剖劑的阻力因子在不斷降低,但即使在含油飽和度為60%的高含油情況下,阻力因子也達(dá)到了120,這說明泡沫調(diào)剖劑的耐油性好,不僅可以應(yīng)用于注氣井正向調(diào)剖,同時(shí)可以應(yīng)用于生產(chǎn)井的反向調(diào)剖,從而可更加有效封堵氣竄通道。

圖6 巖心含油飽和度對(duì)阻力因子的影響

4 結(jié)論

(1)耐酸耐油泡沫調(diào)剖體系,在油層條件下的泡沫半衰期為25d,泡沫粘度為基液粘度的3倍,這樣既保證了調(diào)剖劑在油層中的正常注入,又確保了泡沫對(duì)氣竄通道的有效封堵。

(2)在油層溫度85 ℃,注入速度為3mL/min、氣液比為1.5∶1的混合注入方式下,含油飽和度為60%時(shí),CO2泡沫調(diào)剖巖心實(shí)驗(yàn)中阻力因子達(dá)到了120,產(chǎn)生的泡沫耐酸耐油性能良好,不僅可以應(yīng)用于注氣井正向調(diào)剖,同時(shí)可以應(yīng)用于生產(chǎn)井的反向調(diào)剖。

(3)該泡沫調(diào)剖劑適用于各類氣竄,尤其適合在層間差異大的低滲透和特低滲透油層注氣開發(fā)防控氣竄的推廣應(yīng)用。

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編輯:劉洪樹

TE357.42

A

2010-09-02;改回日期:2010-09-24

王海靜,1984年生,2008年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè),現(xiàn)從事油田化學(xué)堵水調(diào)剖研究工作。

1673-8217(2011)01-0131-03