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海上油田防乳化修井液及其制备方法和使用方法与流程

2022-08-10 15:28:53 来源:中国专利 TAG:


1.本发明涉及油田化学技术领域,特别是涉及一种海上油田防乳化修井液及其制备方法和使用方法。


背景技术:

2.海上油田具有单井产量高、水平井开发居多、疏松砂岩稠油油藏为主等特点,且由于海上平台特殊的环境,修井工作液的配液水源较为复杂,包括生产污水、水源井水和海水等。其主要存在以下缺点:
3.其一是长时间、高强度开采的水平井,由于地层压力系数低、水平井段长等原因,常用的各类暂堵液体系在海上油田水平井作业过程中控漏失效果并不理想,大量外来工作液的漏失,进入储层后易引起严重的原油乳化、有机质沉积等伤害。
4.其二是为了预防修井过程的储层伤害,修井液中添加了大量表面活性剂,与原油混合易形成稳定乳状液。而受海上平台空间限制,地面油水分离装置处理能力有限,修井返排液中大量油水乳状液会对地面油水处理流程造成严重冲击,影响海上平台的正常生产。


技术实现要素:

5.本发明的主要目的在于,提供一种海上油田防乳化修井液及其制备方法和使用方法,所要解决的技术问题是如何提供一种海上油田防乳化修井液,降低其对储层的伤害,同时提高修井后油井产量的恢复效果,减少修井返排液在海上平台油水分离的处理量,从而更加适于实用。
6.本发明的目的及解决其技术问题是采用以下技术方案来实现的。依据本发明提出的一种海上油田防乳化修井液,以质量百分含量计,其包括:0.5~1.5%的助排清洗剂和0.1~0.5%的破乳剂,用水补足余量;所述水选自生产污水和/或水源井水。
7.本发明的目的及解决其技术问题还可采用以下技术措施进一步实现。
8.优选的,前述的海上油田防乳化修井液,其中所述水符合《q/hs2042-2014海上碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中规定的水质标准。
9.优选的,前述的海上油田防乳化修井液,其中所述助排清洗剂为包括十二烷基苯磺酸钠、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、木质素磺酸钠和丙三醇的混合水溶液。
10.优选的,前述的海上油田防乳化修井液,其中所述混合水溶液中,所述十二烷基苯磺酸钠的有效含量≥15%,所述十八烷基羟丙基磺基甜菜碱的有效含量≥15%,所述木质素磺酸钠的有效含量≥10%,所述丙三醇的有效含量≥10%。
11.优选的,前述的海上油田防乳化修井液,其中所述破乳剂选自双酚a型酚醛树脂基聚醚和壬基酚醛树脂基聚醚中至少一种的水溶液。
12.优选的,前述的海上油田防乳化修井液,其中所述水溶液中,所述双酚a型酚醛树脂基聚醚和壬基酚醛树脂基聚醚的有效含量之和≥30%。
13.优选的,前述的海上油田防乳化修井液,其中以质量百分含量计,其包括:1.5%的
助排清洗剂和0.4%的破乳剂。
14.本发明的目的及解决其技术问题还采用以下的技术方案来实现。依据本发明提出的一种海上油田防乳化修井液的制备方法,其包括以下步骤:
15.1)生产污水和/或水源井水经过预处理得到水;所述水符合《q/hs2042-2014海上碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》的水质标准;
16.2)将所述水加入搅拌罐加热,使水的温度>50℃;
17.3)以质量百分含量计,向其中加入0.5~1.5%的助排清洗剂和0.1~0.5%的破乳剂,搅拌均匀,得海上油田防乳化修井液,其总量为100%。
18.本发明的目的及解决其技术问题还可采用以下技术措施进一步实现。
19.优选的,前述的制备方法,其中所述的步骤2)所述的搅拌罐为恒温搅拌罐.
20.本发明的目的及解决其技术问题还采用以下的技术方案来实现。依据本发明提出的一种根据前述的海上油田防乳化修井液的使用方法,控制所述海上油田防乳化修井液的入井温度>50℃。
21.借由上述技术方案,本发明提出的一种海上油田防乳化修井液及其制备方法和使用方法至少具有下列优点:
22.1、本发明提出的一种海上油田防乳化修井液,其通过在修井液中添加助排清洗剂,所述助排清洗剂中包含多种表面活性剂,使其能够降低表面张力和界面张力,预防水相饱和度上升引起的润湿性改变,增强漏失进入储层的工作液的返排能力;同时其能够剥离和分散溶解井下管柱和近井地带中滞留的老化油污、有机质沉淀等,将井下管柱内和近井地带中滞留的油污、有机质沉积物等清洗干净,起到增强修井液返排性能和清洗效率的作用,从而提升油井作业后的产能恢复效果;其通过添加破乳剂,可以有效防止修井液与井下原油产生稳定的乳状液,可以解决修井返排液破乳脱水困难,降低其对现场油水处理流程产能所产生冲击的问题;通过在海上油田防乳化修井液的配方中提前加入破乳剂的技术方案,使得所述海上油田防乳化修井液为低伤害性修井液,使用该低伤害性修井液修井,可以降低修井作业过程入井工作液对储层的伤害,并降低修井返排液对海上平台地面处理流程的油水分离产能的冲击;进一步的,通过上述技术手段的综合使用,使得修井液的表面张力、界面张力、油砂洗油效率、油管钢洗油效率等多个性能之间达到较好的平衡,综合表现为渗透率恢复率指标较好(>84.9%),从而获得较好的储层保护性能。
23.2、本发明提出的一种海上油田防乳化修井液及其制备方法和使用方法,其通过在50℃以上配制海上油田防乳化修井液,并使其入井时的温度持续保持在50℃以上,可以避免低温入井液引起储层的冷伤害。
24.3、本发明提出的一种海上油田防乳化修井液,其通过在修井液中加入破乳剂,也即本发明所述的破乳剂是在修井液与原油混合乳化之前就前置加入的;所述破乳剂与修井液不会相互干扰,可以预防修井液中因加入大量的助排液、粘土稳定剂等药剂而造成修井液与原油混合后发生严重乳化,能够保证后续进入油水分离设备后可以很容易地被破乳脱水,克服了返排液被乳化后难以进行油水分离的问题,解决了修井返排液与海上流程设计的油水分离产能不配伍的问题,尤其适合海上油田使用。
25.上述说明仅是本发明技术方案的概述,为了能够更清楚了解本发明的技术手段,并可依照说明书的内容予以实施,以下以本发明的较佳实施例详细说明如后。
具体实施方式
26.为更进一步阐述本发明为达成预定发明目的所采取的技术手段及功效,以下结合较佳实施例,对依据本发明提出的一种海上油田防乳化修井液及其制备方法和使用方法其具体实施方式、结构、特征及其功效,详细说明如后。
27.本发明提出一种海上油田防乳化修井液,质量百分含量计,其包括:0.5~1.5%的助排清洗剂和0.1~0.5%的破乳剂,用水补足余量;所述水选自现场的生产污水和/或水源井水。
28.水在使用之前先经过预处理,使其符合《q/hs2042-2014海上碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中规定的水质标准。
29.所述助排清洗剂为包括十二烷基苯磺酸钠、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、木质素磺酸钠和丙三醇的混合水溶液;所述十二烷基苯磺酸钠的有效含量≥15%,所述十八烷基羟丙基磺基甜菜碱的有效含量≥15%,所述木质素磺酸钠的有效含量≥10%,所述丙三醇的有效含量≥10%。所述助排清洗剂由多种表面活性剂组成,能够降低表面张力和界面张力,剥离和分散溶解井下管柱和近井地带中滞留的老化油污、有机质沉淀等,起到增强修井液返排性能和清洗效率的作用,有助于提高修井后的产能恢复效果。
30.所述破乳剂选自双酚a型酚醛树脂基聚醚和壬基酚醛树脂基聚醚中至少一种的水溶液;所述双酚a型酚醛树脂基聚醚和壬基酚醛树脂基聚醚的有效含量之和≥30%。所述破乳剂可有效防止修井液与井下原油产生稳定的乳状液。
31.优选的,本发明提出一种海上油田防乳化修井液,质量百分含量计,其包括:0.5~1.5%的助排清洗剂和0.1~0.5%的破乳剂,用水补足余量;所述水选自现场的生产污水和/或水源井水。所述助排清洗剂为包括十二烷基苯磺酸钠、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、木质素磺酸钠和丙三醇的混合水溶液;所述十二烷基苯磺酸钠的有效含量≥15%,所述十八烷基羟丙基磺基甜菜碱的有效含量≥15%,所述木质素磺酸钠的有效含量≥10%,所述丙三醇的有效含量≥10%。所述破乳剂为双酚a型酚醛树脂基聚醚的水溶液,其有效含量≥30%。
32.本发明还提出一种海上油田防乳化修井液的制备方法,其包括以下步骤:1)生产污水和/或水源井水经过预处理得到水;所述水符合《q/hs2042-2014海上碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》的水质标准;2)将所述水加入恒温搅拌罐加热,使水的温度>50℃;3)以质量百分含量计,向其中加入0.5~1.5%的助排清洗剂和0.1~0.5%的破乳剂,搅拌均匀,得海上油田防乳化修井液,其总量为100%。
33.本发明还提出一种根据前述的海上油田防乳化修井液的使用方法,控制所述海上油田防乳化修井液的入井温度>50℃。通过控制修井液入井温度在50℃以上,可以避免低温入井液引起储层冷伤害。
34.下面通过更为具体的实施例对本发明的技术方案作进一步说明。所使用的试剂均为市售采购;所用的水均为生产现场的生产污水、水源井水和海水中的至少一种,经过预处理使其符合《q/hs2042-2014海上碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中规定的水质标准。
35.测试方法:
36.1、表面张力和界面张力测定:参照《sy/t 5370-2018表面及界面张力测定方法》进
行测定(使用tx-500c系列旋转滴表界面张力仪时,在50℃、5000转/分钟条件下进行测定)。
37.2、洗油效率测定
38.(1)油砂洗油效率测定
39.步骤1:油砂制备
40.称取一定质量的渤海a油田油样加入烧杯中,再加入一定量石油醚,使油样充分溶解,向该溶液加入质量为m1的石英砂,加热并搅拌0.5h以上,使砂子和油污充分混合,石油醚完全蒸发后,得到油砂,称取质量为m2。
41.步骤2:洗油率测定
42.向制备的油砂中加入所述修井液,置于50℃恒温水浴中,每隔15min,取出轻轻摇动10次,使修井液与油砂充分接触,放置1h后取出。用蒸馏水冲洗反应后的油砂和修井液直至洗出液为透明状态,然后将油砂烘干,称量至重量不变记为m3。
43.油砂洗油率x1按照公式(1)进行计算:
[0044][0045]
(2)油管钢洗油效率测定
[0046]
步骤1:实验挂片制备
[0047]
将n80钢片打磨至光亮,打磨好的试片先用滤纸擦净,再用去离子水清洗干净,再分别用无水乙醇、丙酮清洗,冷风吹干,置于干燥器中备用。将试片浸入渤海a油田原油中(油温预先升至60℃),取出悬挂于试片架上至不滴油为止。
[0048]
步骤2:洗油率测定
[0049]
将已经过处理的n80钢片用玻璃丝拴住,用挂钩挂好,置于温度控制在40℃的恒温烘箱中干燥30min后取出,将其置于干燥器中冷却至室温,称量(w0)。
[0050]
将试片浸入已升温至60℃的渤海a油田原油样中使其涂满原油,取出悬挂于试片架上至不滴油为止,称量(wl)再将其分别放入已恒温为50℃的所述修井液中浸泡清洗1h,取出在自来水下冲洗3min后,连同挂钩放入40℃烘箱中干燥1h,取出于干燥器中冷却至室温,称量(w2)。
[0051]
油管钢洗油效率x2按照公式(2)计算:
[0052][0053]
3、渗透率恢复率测定
[0054]
渗透率恢复率是判断修井液对岩心损害程度的重要指标,渗透率恢复率为修井液驱替后岩心的渗透率与驱替修井液前的岩心渗透率之间的比值,渗透率恢复率越高,说明修井液对岩心的损害越小。
[0055]
步骤1:样品准备
[0056]
试验所用岩心为渤海a油田天然岩心,试验用水为地层水。将已测定空气渗透率的渤海a油田天然岩心烘干后测量长度和称重,然后将岩心抽真空,饱和地层水,再次称重,通过重量差和地层水密度估算岩心饱和地层水所占孔隙体积,记为pv。
[0057]
步骤2:渗透率恢复率测定
[0058]
按照行业标准《sy/t6540-2002中的钻井液完井液损害油层室内评价方法》,在地层温度50℃恒温下测试饱和地层水后的岩心初始渗透率k0,然后反向驱替本发明所述修井液2pv,停止驱替,充分反应12h以上,再次正向驱替地层水20pv以上,待稳定后测定修井液驱替后的k1。渗透率恢复率η=(k1/k0)
×
100%。
[0059]
4、对原油破乳脱水的影响评价
[0060]
参考行业标准《sy/t 5280-2018原油破乳剂通用技术条件》中的方法,评价了修井液对渤海a油田原油破乳脱水的影响。分别测试了实施例所述修井液与对应空白样对渤海a油田井口取得的含水50%原油的破乳脱水性能。其中空白样为各实施例所述修井液配方分别去除破乳剂后余下配方体系。修井液与原油样混合均匀后,在60℃条件下分别测定2min、5min、10min、20min、30min、40min、50min、60min和80min后各自的脱水量。
[0061]
实施例1
[0062]
将水加入恒温搅拌罐加热,使水温>50℃;以质量百分含量计,向其中加入1.5%的助排清洗剂,0.4%的破乳剂,搅拌均匀,总量为100%。其中,所述助排清洗剂为包括十二烷基苯磺酸钠、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、木质素磺酸钠和丙三醇的混合水溶液,其中,十二烷基苯磺酸钠的有效含量≥15%,十八烷基羟丙基磺基甜菜碱的有效含量≥15%,木质素磺酸钠的有效含量≥10%,丙三醇的有效含量≥10%。所述破乳剂为双酚a型酚醛树脂基聚醚的水溶液,其有效含量≥30%。
[0063]
本实施例的修井液的性能评价结果见下表1至表4所示。
[0064]
实施例2
[0065]
同实施例1,原料配比如下:助排清洗剂1.0%和破乳剂0.5%。
[0066]
实施例3
[0067]
同实施例1,原料配比如下:助排清洗剂0.5%破乳剂0.1%。
[0068]
实施例4
[0069]
同实施例1,原料配比如下:助排清洗剂0.5%破乳剂0.5%。
[0070]
表1各实施例修井液的表面张力和界面张力
[0071] 表面张力mn/m界面张力(渤海a油田油样)mn/m实施例124.270.248实施例226.50.578实施例329.450.863实施例430.150.995
[0072]
如表1的测试结果可见,本发明上述实施例中修井液,其表面张力在24.27~30.15mn/m之间,其对于渤海a油田油样的界面张力在0.248~0.995mn/m之间。由上述实施例1到实施例4的测试数据可见,本发明的修井液具有显著的降低表面张力和界面张力的效果,能够增强修井液的返排性能,避免修井液长期滞留储层造成严重储层伤害;进一步的,由上述测试数据可见,随着所述修井液中助排清洗剂添加量的增加,其表面张力和界面张力的测试数据均表现为递减趋势,但是助排清洗剂添加量的增加,一方面可能会涉及到制造成本的增加,另一方面还可能影响到修井液的综合性能,例如,其可能和原油形成稳定的乳状液而增加后处理工序的产能压力及经济成本,本发明优选其添加量为0.5%~1.5%;进一步的,由上述测试数据可见,破乳剂的添加量对产品的表面张力和界面张力也具有一
定的影响,当加入含量相等的助排清洗剂时,减少破乳剂的添加量也可以降低产品的表面张力和界面张力。
[0073]
表2各实施例对油砂和油管钢的洗油效率
[0074][0075][0076]
由表2的测试结果可见,本发明上述实施例中修井液,其对油砂和油管钢的洗油效率均在81%以上。由上述实施例1到实施例4的测试数据可见,在修井液中添加助排清洗剂,对于井下管柱和近井地带的油污和有机堵塞物有明显的溶解、分散作用,可以提高洗井效率和修井后的产能恢复效果;且,随着助排清洗剂添加量的提高,其洗油效率也随之提高。
[0077]
表3各实施例修井液对岩心的渗透率恢复率测定结果
[0078] 岩心气测渗透率mdk0mdk1md渗透率恢复率%实施例12024.5555.7505.691.0实施例21998.7499.6448.189.7实施例32155.3500.5431.986.3实施例42107.4518.1439.884.9
[0079]
由表3的测试结果可见,本发明上述实施例中修井液,其对渤海a油田天然岩心的渗透率恢复率均在84.9%~91%。由上述实施例1到实施例4的测试数据可见,所述修井液对储层渗透率的伤害较小,储层保护性能较好;且,随着修井液中助排清洗剂添加量的提高,产品的渗透率恢复率也随之提高;综合考虑修井液的制造成本以及后处理工序的产能压力以及后处理成本,本发明优选所述优选助排清洗剂添加量为0.5%~1.5%以及优选破乳剂添加量为0.1%~0.5%。
[0080]
表4各实施例修井液及对应空白样破乳脱水性能评价结果,单位ml
[0081]
[0082][0083]
由表4的测试结果可见,对于所述修井液,与渤海a油田原油混合之后在相同时间内的脱水量明显大于未添加破乳剂的空白样,破乳脱水的速度也明显快于空白样。这说明在修井液中前置添加破乳剂后可极大减少修井液与原油混合形成的乳状液对海上平台破乳脱水产能的影响,以及降低后续处理工序的成本。
[0084]
本发明权利要求和/或说明书中的技术特征可以进行组合,其组合方式不限于权利要求中通过引用关系得到的组合。通过权利要求和/或说明书中的技术特征进行组合得到的技术方案,也是本发明的保护范围。
再多了解一些

本文用于企业家、创业者技术爱好者查询,结果仅供参考。

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