一种稳砂解堵酸化液及其制备方法转让专利
申请号 : CN201310351724.6
文献号 : CN104109528B
文献日 : 2017-02-08
发明人 : 许惠林 , 刘洪涛 , 余庆中 , 杨琪 , 陈雪梅 , 李晓龙
申请人 : 中国石油化工股份有限公司 , 中国石油化工股份有限公司河南油田分公司石油工程技术研究院
摘要 :
本发明公开了一种稳砂解堵酸化液及其制备方法，属于石油开采技术领域。该稳砂解堵酸化液由以下重量百分含量的组分组成：盐酸6～15%，氟硼酸3～10%，氢氟酸0.5～5%，防膨剂0.5～5%，IS-130缓蚀剂0.5～5%，SCA铁离子稳定剂0.5～5%，XT-05助排剂0.5～5%，乙二醇单丁醚0.5～5%，XT-23抑砂稳定剂5～15%，余量为水；主要用于疏松砂岩储层的地层，能够解除地层无机堵塞，在粉细砂岩与粘土微粒接触点及表面形成粘结覆盖物，巩固骨架砂砾，抑制微粒运移，降低油水井在各种措施作业过程中因岩石骨架疏松导致的地层出砂和微粒运移堵塞对储层的伤害，从而延长措施有效期，简化施工工序，降低作业成本，提高疏松砂岩油藏开采的综合效果。
权利要求 :
1.一种稳砂解堵酸化液，其特征在于：由以下重量百分含量的组分组成：盐酸6～15%，氟硼酸3～10%，氢氟酸0.5～5%，防膨剂0.5～5%，IS-130 缓蚀剂0.5～5%，SCA 铁离子稳定剂0.5～5%，XT-05 助排剂0.5～5%，乙二醇单丁醚0.5～5%，XT-23 抑砂稳定剂5～15%，余量为水。
2.根据权利要求1 所述的稳砂解堵酸化液，其特征在于：由以下重量百分含量的组分组成：盐酸12～15%，氟硼酸3～10%，氢氟酸2～5%，防膨剂1～3%，IS-130 缓蚀剂2～3%，SCA 铁离子稳定剂2～3%，XT-05 助排剂1～3%，乙二醇单丁醚2～3%，XT-23抑砂稳定剂8～12%，余量为水。
3.根据权利要求1 或2 所述的稳砂解堵酸化液，其特征在于：所述的防膨剂为JS-7粘土稳定剂、氯化铵中的一种或二者的混合物。
4.一种如权利要求1 或2 所述的稳砂解堵酸化液的制备方法，其特征在于：步骤如下：
按照配方量准确取各组分，将盐酸、氟硼酸和氢氟酸溶于部分水中，搅拌均匀，加入乙二醇单丁醚，搅匀后加入IS-130 缓蚀剂、SCA 铁离子稳定剂、XT-05 助排剂和防膨剂，搅匀后再加入XT-23 抑砂稳定剂和余量水，搅匀即得。
5.根据权利要求4 所述的稳砂解堵酸化液的制备方法，其特征在于：所述的防膨剂为JS-7 粘土稳定剂、氯化铵中的一种或二者的混合物。
说明书 :
一种稳砂解堵酸化液及其制备方法
技术领域
[0001] 本发明具体涉及一种用于疏松砂岩储层的稳砂解堵酸化液及其制备方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
[0002] 在油井开发生产过程中，一些油藏物性好的疏松砂岩储层经过长年开发和频繁井下作业会造成污染堵塞，常采取酸化解堵，但常规酸化使岩石骨架破坏严重，极易导致油井出砂。此外，在油田开发中后期，长期注水或注气开采以及多轮次酸化也极大的破坏了储层骨架，造成油水井出砂。某些油田由于储层主要以泥质胶结为主岩石骨架疏松，经长期注水和酸化措施后，地层胶结成份流失使岩石骨架破坏，引发颗粒运移堵塞地层，出砂现象严重。油井出砂的危害主要表现在三个方面：一是砂埋产层，造成油井减产或停产；二是高速的砂粒，造成地面及井下设备加剧磨蚀；三是出砂导致地层亏空并坍塌，造成套管损坏使油井报废等。
[0003] 目前，对于疏松砂岩油藏或高泥质出砂油藏的酸化防砂技术，大多采用“先酸后防”或“先防后酸”的工艺，这些工艺虽然取得了一定的效果，但从长远来看仍不尽如人意。如先期酸化易导致岩石骨架的破坏，加剧地层出砂，致使后期防砂成功率降低，防砂有效期减短，且常规酸化导致地层细小微粒运移，容易造成近井地带和挡砂层的堵塞，影响油井产能和水井增注。虽然一些油田研究了相关的稳砂剂配方，但是大多是采用高分子聚丙烯酰胺和交联剂，不仅与酸液的配伍性差，而且现场试验效果不好。
[0004] 专利（公开号：CN 101067078A）公开了一种砂岩基质酸化液，由有机多元膦磺酸、氟化氢铵、膦酸缓蚀剂、NTS-2铁离子稳定剂、JS-7粘土稳定剂、乙二醇单丁醚、XBS-919助排剂和水组成，主要作用在于缓速，增长作用距离，是一种典型的缓速酸，但针对疏松砂岩油藏或高泥质出砂油藏的酸化防砂技术存在众多不足。因此，亟待一种具有解堵、稳砂作用的稳砂解堵酸化液。
发明内容
[0005] 本发明的目的是提供一种稳砂解堵酸化液。
[0006] 同时，本发明还提供一种稳砂解堵酸化液的制备方法。
[0007] 为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
[0008] 一种稳砂解堵酸化液，由以下重量百分含量的组分组成：盐酸6～15%，氟硼酸3～10%，氢氟酸0.5～5%，防膨剂0.5～5%，IS-130缓蚀剂0.5～5%，SCA铁离子稳定剂0.5～5%，XT-05助排剂0.5～5%，乙二醇单丁醚0.5～5%，XT-23抑砂稳定剂5～15%，余量为水。
[0009] 所述的防膨剂为JS-7粘土稳定剂、氯化铵中的一种或二者的混合物，主要作用是防止粘土膨胀。
[0010] 所述的IS-130缓蚀剂是稠环芳烃季铵盐，能够延缓酸液对管柱及工具的腐蚀速度，保护施工设备。
[0011] 所述的SCA铁离子稳定剂由铁络合剂和铁还原剂等组成，能够延缓酸化过程中铁凝胶沉淀，防止二次伤害。
[0012] 所述的XT-05助排剂是多元醇非离子型表面活性剂，能够降低酸液和储层之间的表面张力，利于酸液进入储层和残酸返排。
[0013] 所述的XT-23抑砂稳定剂是以甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）为主的阳离子聚合物，能够通过酰胺基与松散砂粒表面羟基的氢键桥接，进一步加强控砂作用，防止地层出砂，是该稳砂解堵酸化液的关键作用成分。
[0014] 优选的，一种稳砂解堵酸化液，由以下重量百分含量的组分组成：盐酸12～15%，氟硼酸3～10%，氢氟酸2～5%，防膨剂1～3%，IS-130缓蚀剂2～3%，SCA铁离子稳定剂2～3%，XT-05助排剂1～3%，乙二醇单丁醚2～3%，XT-23抑砂稳定剂8～12%，余量为水。
[0015] 一种稳砂解堵酸化液的制备方法，步骤如下：按照配方量准确取各组分，将盐酸、氟硼酸和氢氟酸溶于部分水中，搅拌均匀，加入乙二醇单丁醚，搅匀后加入IS-130缓蚀剂、SCA铁离子稳定剂、XT-05助排剂和防膨剂，搅匀后再加入XT-23抑砂稳定剂和余量水，搅匀即得。
[0016] 所述的防膨剂为JS-7粘土稳定剂、氯化铵中的一种或二者的混合物。
[0017] 本发明的有益效果：
[0018] 本发明中的稳砂解堵酸化液主要用于疏松砂岩储层的地层，不仅能够解除地层无机堵塞，还能够在粉细砂岩与粘土微粒接触点及表面形成粘结覆盖物，巩固骨架砂砾，抑制微粒运移，降低油水井在各种措施作业过程中因岩石骨架疏松导致的地层出砂和微粒运移堵塞对储层的伤害，从而延长措施有效期，在稳砂的同时还能防止底层出砂，是一种稳砂酸。使用该稳砂解堵酸化液进行一次施工即可实现解堵、防砂、稳砂等多项技术集成，可有效简化施工工序，降低作业成本，提高疏松砂岩油藏开采的综合效果。
[0019] 本发明中的有效组分中防膨剂、IS-130缓蚀剂、SCA铁离子稳定剂、XT-05助排剂及乙二醇单丁醚在常态或酸性条件下配伍性良好，性能稳定、作用无减弱。其中，XT-23抑砂稳定剂必须在酸性条件下其各成分才能与DMC聚合体之间发生反应形成高密度阳离子聚电解质体系，达到稳砂效果，尤其与氟硼酸的协同作用效果最为明显。
[0020] 本发明中稳砂解堵酸化液的最佳用量为每米油层2-3方，挤入储层后关井反应2小时为宜，反应结束后配合气举返排效果会更好。该稳砂解堵酸化液对油田疏松砂岩油藏岩芯改造试验的平均渗透率恢复率可达到106.5%，且改造后的耐冲刷试验能在6mL/min的排量下保证稳砂效果。
具体实施方式
[0021] 下面结合具体实施例对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
[0022] 实施例1
[0023] 本实施例中的稳砂解堵酸化液由以下重量百分含量的组分组成：盐酸6%，氟硼酸3%，氢氟酸0.5%，JS-7粘土稳定剂0.5%，IS-130缓蚀剂0.5%，SCA铁离子稳定剂0.5%，XT-05助排剂0.5%，乙二醇单丁醚0.5%，XT-23抑砂稳定剂5%，余量为水。
[0024] 本实施例稳砂解堵酸化液的制备步骤如下：按照配方量准确取各组分，将盐酸、氟硼酸和氢氟酸溶于部分水中，搅拌均匀，加入乙二醇单丁醚，搅匀后加入IS-130缓蚀剂和SCA铁离子稳定剂，搅匀，再加入XT-05助排剂和JS-7粘土稳定剂，搅匀后加入XT-23抑砂稳定剂和余量水，搅匀即得。
[0025] 实施例2
[0026] 本实施例中的稳砂解堵酸化液由以下重量百分含量的组分组成：盐酸10%，氟硼酸5%，氢氟酸3%，氯化铵1%，IS-130缓蚀剂2%，SCA铁离子稳定剂2%，XT-05助排剂2%，乙二醇单丁醚2%，XT-23抑砂稳定剂8%，余量为水。
[0027] 本实施例稳砂解堵酸化液的制备步骤如下：按照配方量准确取各组分，将盐酸、氟硼酸和氢氟酸溶于部分水中，搅拌均匀，加入乙二醇单丁醚，搅匀后加入IS-130缓蚀剂和SCA铁离子稳定剂，搅匀，再加入XT-05助排剂和氯化铵，搅匀后加入XT-23抑砂稳定剂和余量水，搅匀即得。
[0028] 实施例3
[0029] 本实施例中的稳砂解堵酸化液由以下重量百分含量的组分组成：盐酸12%，氟硼酸3%，氢氟酸2%，JS-7粘土稳定剂2%，IS-130缓蚀剂2%，SCA铁离子稳定剂2%，XT-05助排剂3%，乙二醇单丁醚3%，XT-23抑砂稳定剂10%，余量为水。
[0030] 本实施例稳砂解堵酸化液的制备步骤如下：按照配方量准确取各组分，将盐酸、氟硼酸和氢氟酸溶于部分水中，搅拌均匀，加入乙二醇单丁醚，搅匀后加入IS-130缓蚀剂和SCA铁离子稳定剂，搅匀，再加入XT-05助排剂和JS-7粘土稳定剂，搅匀后加入XT-23抑砂稳定剂和余量水，搅匀即得。
[0031] 实施例4
[0032] 本实施例中的稳砂解堵酸化液由以下重量百分含量的组分组成：盐酸12%，氟硼酸8%，氢氟酸3%，JS-7粘土稳定剂1%，氯化铵3%，IS-130缓蚀剂3%，SCA铁离子稳定剂3%，XT-05助排剂3%，乙二醇单丁醚3%，XT-23抑砂稳定剂12%，余量为水。
[0033] 本实施例稳砂解堵酸化液的制备步骤如下：按照配方量准确取各组分，将盐酸、氟硼酸和氢氟酸溶于部分水中，搅拌均匀，加入乙二醇单丁醚，搅匀后加入IS-130缓蚀剂和SCA铁离子稳定剂，搅匀，再加入XT-05助排剂、JS-7粘土稳定剂和氯化铵，搅匀后加入XT-23抑砂稳定剂和余量水，搅匀即得。
[0034] 实施例5
[0035] 本实施例中的稳砂解堵酸化液由以下重量百分含量的组分组成：盐酸15%，氟硼酸10%，氢氟酸5%，JS-7粘土稳定剂5%，IS-130缓蚀剂5%，SCA铁离子稳定剂5%，XT-05助排剂5%，乙二醇单丁醚5%，XT-23抑砂稳定剂15%，余量为水。
[0036] 本实施例稳砂解堵酸化液的制备步骤如下：按照配方量准确取各组分，将盐酸、氟硼酸和氢氟酸溶于部分水中，搅拌均匀，加入乙二醇单丁醚，搅匀后加入IS-130缓蚀剂和SCA铁离子稳定剂，搅匀，再加入XT-05助排剂和JS-7粘土稳定剂，搅匀后加入XT-23抑砂稳定剂和余量水，搅匀即得。
[0037] 实施例1～5中涉及的原料均为市售产品，其中盐酸、氟硼酸、氢氟酸均可采用工业品，抑砂稳定剂XT-23、助排剂XT-05、铁离子稳定剂SCA、缓蚀剂IS-130和粘土稳定剂JS-7均为新乡市玄泰实业有限公司出售的工业品。
[0038] 试验例
[0039] 下面是本发明酸化液室内评价实验：
[0040] 1、在储层温度下，先用2%NH4CL溶液测岩芯基准渗透率K1；然后用联合站的回注污水注入岩芯，模拟现场注水，观察测试岩芯渗透率变化情况；当岩芯渗透率下降并且有一个稳定值后，用本申请实施例制备的酸化液进行解堵，以恒定排量注入3～5PV；反应两小时后再用2%NH4CL溶液测岩芯渗透率K2；根据实验前后岩芯渗透率值，按下列公式计算岩芯渗透率恢复率A：
[0041] A=K2/K1×100%
[0042] 实验结果见表1。
[0043] 表1岩芯渗透率恢复率实验结果
[0044]岩芯编号 实施例 原始渗透（mD） 酸化后渗透（mD） 岩芯恢复（%）
V2-2 1 144.53 146.48 101.35
V1 2 108.32 108.38 100.06
V25 3 114.81 121.56 105.9
V33 4 71.65 76.76 107.13
V34 5 163.21 192.68 118.06
V2-2 1 144.53 146.48 101.35
V1 2 108.32 108.38 100.06
V25 3 114.81 121.56 105.9
V33 4 71.65 76.76 107.13
V34 5 163.21 192.68 118.06
[0045] 2、为了进一步检验该酸化液的稳砂性能，选取人造岩芯渗透率范围为300～350mD，在储层温度下以恒定排量按“基准液→稳砂解堵酸化液→停泵反应2小时”的顺序进行注液试验，反应结束后将岩心管按不同排量进行驱替清水实验，观察出砂情况，试验结果见表2。
[0046] 表2岩芯管出砂情况
[0047]
[0048] 从实验结果看，随着排量的增大，人造岩芯均不出砂，表明本申请实施例制备的酸化液具有较好的稳砂性能。附平流泵实验排量与实际注水量的关系换算公式：
[0049]
[0050] 式中Q：实际注水量，m3/d；h：油层有效厚度，m；rw：井眼半径：12cm；Qc：实验流速，mL/min；D：岩芯直径：2.54cm；
[0051] 通常水井的注水强度一般在5～10m3/d·m，据此计算，当室内平流泵排量为1～5mL/min时，Q/h的值为：2.15～10.71m3/d·m，满足现场条件要求。
[0052] 3、为了进一步对比该酸化液的稳砂性能，选取人造岩芯渗透率范围为300～350mD，在储层温度下以恒定排量按“基准液→15%非酸性条件下的XT-23抑砂稳定剂溶液→停泵反应2小时”的顺序进行注液试验，反应结束后将岩心管按不同排量进行驱替清水实验，观察出砂情况，试验结果见表3。
[0053] 表3非酸性条件下的XT-23抑砂稳定剂溶液稳砂性能实验结果
[0054]
[0055] 从实验结果看，非酸性条件下的XT-23抑砂稳定剂溶液稳砂性能差。
[0056] 试验例1
[0057] 某注水井，分为Ⅱ142、151.2、182/Ⅲ21、241.2.3/Ⅲ261.2二级三段注水。配注为：20/3 3
15/15m /d，各段水嘴为：空/空/空，在泵压25MPa，油压24.8MPa下，实注为10/0/0m/d。在高压系统下，只有Ⅱ142、151.2、182层吸水。该井从2001年至今，已经历过4次酸化，酸化效果逐渐变差，第一次酸化后有效期只有1个月，第二次酸化后达到了配注要求，但注水量下降快，有效期较短。资料分析认为该井酸化效果较差主要是储层酸化后出砂以及微粒运移，堵塞地层等原因所致，常规酸化措施难以满足酸化和稳砂的需要。最后，采用本申请实施例5制备的稳砂解堵酸化液对该井进行酸化改造施工。与以往酸化施工后注水情况对比，注水压力大幅下降，施工后在注水油压20MPa下达到配注，见到了很好的降压增注效果。现在注水有效期已超过9个月，说明较好地实现了疏松砂岩酸化解堵增注和稳砂的要求。
15/15m /d，各段水嘴为：空/空/空，在泵压25MPa，油压24.8MPa下，实注为10/0/0m/d。在高压系统下，只有Ⅱ142、151.2、182层吸水。该井从2001年至今，已经历过4次酸化，酸化效果逐渐变差，第一次酸化后有效期只有1个月，第二次酸化后达到了配注要求，但注水量下降快，有效期较短。资料分析认为该井酸化效果较差主要是储层酸化后出砂以及微粒运移，堵塞地层等原因所致，常规酸化措施难以满足酸化和稳砂的需要。最后，采用本申请实施例5制备的稳砂解堵酸化液对该井进行酸化改造施工。与以往酸化施工后注水情况对比，注水压力大幅下降，施工后在注水油压20MPa下达到配注，见到了很好的降压增注效果。现在注水有效期已超过9个月，说明较好地实现了疏松砂岩酸化解堵增注和稳砂的要求。
[0058] 试验例2
[0059] 某采油井，2008年投产，射孔层位为H3Ⅱ42-3层。初期日产液16t，含水8%，动液面为974m。该井出砂较严重，产液状况一直较差，期间多次作业酸化和洗井，但是日产液量一直在3-4t左右。从地层条件看，该井产层沉积厚度较大，地层孔隙度23.81-24.60%，渗透率
0.971-1.083um2，泥质含量2.66-3.09%，应具有一定的产液能力，因而分析认为该井投产后产液差是由于井筒附近出砂严重所致。采用实施例4制备的稳砂解堵酸化液对该井进行酸化改造施工，关井反应后采用氮气返排残酸。投产后该井日产油上升至15t，含水10%，动液面为950m，有效期长达450天，累计增油4500吨。后经作业观察，没有发现严重的出砂现象，表明该稳砂解堵酸化液对储层起到了解堵、稳砂作用。
0.971-1.083um2，泥质含量2.66-3.09%，应具有一定的产液能力，因而分析认为该井投产后产液差是由于井筒附近出砂严重所致。采用实施例4制备的稳砂解堵酸化液对该井进行酸化改造施工，关井反应后采用氮气返排残酸。投产后该井日产油上升至15t，含水10%，动液面为950m，有效期长达450天，累计增油4500吨。后经作业观察，没有发现严重的出砂现象，表明该稳砂解堵酸化液对储层起到了解堵、稳砂作用。