春光油田低温稀油油藏泡沫+树脂固砂技术

邢德钢 程红晓 赵长喜 李洲 毛为成

邢德钢,程红晓,赵长喜,李洲,毛为成. 春光油田低温稀油油藏泡沫+树脂固砂技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):259-264 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.020
引用本文: 邢德钢,程红晓,赵长喜,李洲,毛为成. 春光油田低温稀油油藏泡沫+树脂固砂技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):259-264 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.020
XING Degang, CHENG Hongxiao, ZHAO Changxi, LI Zhou, MAO Weicheng. Foam+resin based sand consolidation technology for low-temperature thin oil reservoir in Chunguang Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 259-264 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.020
Citation: XING Degang, CHENG Hongxiao, ZHAO Changxi, LI Zhou, MAO Weicheng. Foam+resin based sand consolidation technology for low-temperature thin oil reservoir in Chunguang Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 259-264 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.020

春光油田低温稀油油藏泡沫+树脂固砂技术

doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.020
基金项目: 中国石油化工股份有限公司项目“春光油田稀油油藏改善开发效果关键技术研究”(编号:P16081)
详细信息
    作者简介:

    邢德钢(1972-),2007年毕业于长江大学油气田开发专业,获硕士学位,现从事采油工艺方面的研究和管理工作,高级工程师。通讯地址:(473132)河南省南阳市官庄工区河南油田工程院。电话:0377-63837346。E-mail:xingdegang.hnyt@sinopec.com

  • 中图分类号: TE358+.1

Foam+resin based sand consolidation technology for low-temperature thin oil reservoir in Chunguang Oilfield

  • 摘要: 针对春光油田低温稀油油藏采油井细粉砂出砂严重的问题,研制了泡沫+树脂固砂体系。实验以改性三聚氰胺甲醛树脂为主剂,以抗压强度和渗透率为指标确定了固化剂、起泡剂、稳泡剂等组分质量分数,考察了气液体积比、扩孔方式等对固结性能的影响,形成了泡沫+树脂固砂体系。通过反向冲刷实验,确定了固砂深度。实验结果表明,以N2为气相、SDS为发泡剂、CMC为稳泡剂、酸式盐和有机酸混合物为固化剂的泡沫+树脂固砂体系具有低密度、高强度和高渗透的特点,25 ℃时固结体密度为0.54~0.62 g/cm3,抗压强度达到6.12 MPa,渗透率达到1.76 μm2。截至2020年12月,在春光油田开展泡沫+树脂固砂技术现场试验27井次,平均检泵周期由35 d延长至112 d,取得了良好的防砂效果。
  • 图  1  树脂质量分数对固砂性能的影响

    Figure  1.  Influence of resin’s mass fraction on sand consolidation performance

    图  2  固化剂质量分数对固砂性能的影响

    Figure  2.  Influence of solidifying agent’s mass fraction on sand consolidation performance

    图  3  不同质量分数SDS起泡效果

    Figure  3.  Foaming effect of SDS at different mass fractions

    图  4  不同质量分数CMC稳泡效果

    Figure  4.  Foam stabilizing effect of CMC at different mass fractions

    图  5  温度对固结体抗压强度的影响

    Figure  5.  Influence of temperature on the compression strength of consolidation body

    图  6  不同固砂深度下注入体积对出砂量的影响

    Figure  6.  Influence of injection volume on sand production rate at different sand consolidation depths

    图  7  固砂深度对出砂量的影响

    Figure  7.  Influence of sand consolidation depth on sand production rate

    表  1  固化剂种类及性能特点

    Table  1.   Types and performances of solidifying agents

    类别固化剂特点
    无机酸 盐酸 反应速度快,强度高,脆性大
    磷酸
    酸式盐 氯化铵 反应速度慢,强度高
    过硫酸铵
    有机酸 甲酸 反应速度合适,强度低
    乙酸
    复配酸 酸式盐+有机酸 反应速度合适,强度高,有塑性
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    表  2  不同气液体积比下的固结体抗压强度与渗透率

    Table  2.   Compression strength and permeability of consolidation body at different gas/liquid volume ratios

    气液体积比密度/(g · cm−3)抗压强度/MPa渗透率/μm2
    0∶1 1.08 9.73 0.11
    1∶2 0.72 8.17 0.58
    7∶10 0.63 6.74 1.03
    1∶1 0.54 6.12 1.76
    12∶5 0.45 5.43 2.10
    2∶1 0.36 3.52 2.97
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    表  3  不同扩孔方式下固结体抗压强度与渗透率

    Table  3.   Compression strength and permeability of consolidation body in different reaming modes

    介质扩孔前扩孔后
    抗压强度/
    MPa
    渗透率/
    μm2
    抗压强度/
    MPa
    渗透率/
    μm2
    N26.121.765.232.84
    6.121.760.870.48
    煤油6.121.762.030.17
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    表  4  固结体耐介质性能实验

    Table  4.   Experimental results of the medium resistance of consolidation body

    介质抗压强度/MPa强度保留率/%
    浸泡前浸泡后
    地层水5.915.91100
    NaCl溶液(10×104 mg/L)5.855.7397.95
    柴油(0#)5.295.2899.81
    NaOH溶液(10%)5.684.2172.53
    HCl溶液(10%)5.643.3659.40
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出版历程
  • 修回日期:  2021-01-06
  • 网络出版日期:  2021-06-21
  • 刊出日期:  2021-06-21

春光油田低温稀油油藏泡沫+树脂固砂技术

doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.020
    基金项目:  中国石油化工股份有限公司项目“春光油田稀油油藏改善开发效果关键技术研究”(编号:P16081)
    作者简介:

    邢德钢(1972-),2007年毕业于长江大学油气田开发专业,获硕士学位,现从事采油工艺方面的研究和管理工作,高级工程师。通讯地址:(473132)河南省南阳市官庄工区河南油田工程院。电话:0377-63837346。E-mail:xingdegang.hnyt@sinopec.com

  • 中图分类号: TE358+.1

摘要: 针对春光油田低温稀油油藏采油井细粉砂出砂严重的问题,研制了泡沫+树脂固砂体系。实验以改性三聚氰胺甲醛树脂为主剂,以抗压强度和渗透率为指标确定了固化剂、起泡剂、稳泡剂等组分质量分数,考察了气液体积比、扩孔方式等对固结性能的影响,形成了泡沫+树脂固砂体系。通过反向冲刷实验,确定了固砂深度。实验结果表明,以N2为气相、SDS为发泡剂、CMC为稳泡剂、酸式盐和有机酸混合物为固化剂的泡沫+树脂固砂体系具有低密度、高强度和高渗透的特点,25 ℃时固结体密度为0.54~0.62 g/cm3,抗压强度达到6.12 MPa,渗透率达到1.76 μm2。截至2020年12月,在春光油田开展泡沫+树脂固砂技术现场试验27井次,平均检泵周期由35 d延长至112 d,取得了良好的防砂效果。

English Abstract

邢德钢,程红晓,赵长喜,李洲,毛为成. 春光油田低温稀油油藏泡沫+树脂固砂技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):259-264 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.020
引用本文: 邢德钢,程红晓,赵长喜,李洲,毛为成. 春光油田低温稀油油藏泡沫+树脂固砂技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):259-264 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.020
XING Degang, CHENG Hongxiao, ZHAO Changxi, LI Zhou, MAO Weicheng. Foam+resin based sand consolidation technology for low-temperature thin oil reservoir in Chunguang Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 259-264 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.020
Citation: XING Degang, CHENG Hongxiao, ZHAO Changxi, LI Zhou, MAO Weicheng. Foam+resin based sand consolidation technology for low-temperature thin oil reservoir in Chunguang Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 259-264 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.020
  • 春光油田低温稀油油藏埋深900~1400 m,油层温度38~45 ℃,平均孔隙度大于30%,渗透率大于1000×10−3 um2。岩性为含砾粉砂岩、细砂岩,地层砂粒径中值分布范围0.12~0.20 mm,属于细粉砂地层,成岩强度低,压实作用弱,地层容易出砂。随着油井含水的不断增加,地层出砂越来越严重,单纯的机械防砂不能满足要求。化学防砂可以固定潜在出砂层或稳定地层[1-2],通过化学防砂方法实现稳砂、固砂或者选择化学/机械相结合的防砂方法,可延长防砂有效期[3-4]。常规树脂固砂剂如酚醛树脂、环氧树脂、脲醛树脂、糠醇树脂等[5-7]在高温下固化强度较高,但在低温下固化困难或者固结强度低。近年来,有研究报道泡沫+树脂固砂剂[8-10]的固化温度基本都在50 ℃以上,才能达到较高的固结强度。三聚氰胺甲醛树脂具有优良的低温化学活性和固结后的稳定性能,近年来广泛应用于泡沫塑料、涂料和粘合剂等领域,本文以改性三聚氰胺甲醛树脂为主剂,通过组分优化和性能评价,以期研制出具有低温固结、强度高和渗透性好等特点的化学固砂体系,满足春光油田低温储层防砂需求,从而改善春光油田的开发效果。

    • 石英砂40~60目(天津市光复精细化工研究所);十二烷基硫酸钠(澳尼克合成化学有限公司);羧甲基纤维素钠(郑州东方助剂有限公司);固化剂(酸式盐和有机酸的混合物,自制);合成树脂,由有机硅KH560对三聚氰胺甲醛树脂进行交联改性,改性后的树脂由于三嗪环之间的距离进一步加大,从而使体系在低温下活性更高。

      Blender搅拌器(GJD-512 青岛恒泰达机电设备有限公司),Ø25 mm×200 mm的玻璃填砂管,双作用驱动泵(TELEDYNE ISCO 260D),高压密闭容器,油井水泥压力试验机(沈阳航空航天大学应用技术研究所),岩心流动仪(石油大学石仪公司),岩心磨片机(海安石油科研仪器有限公司)。

    • 取待测溶液样品20 mL,放置于搅拌器中,调整搅拌器转速至600 r/min,在常温下搅拌3 min后取出,倒入量筒中静置,测量并记录高度最大时的泡沫体积和析液半衰期。

    • 将Ø25 mm×200 mm的玻璃管一端封闭,加入清水约10 mL,再加入少量清洗晾干过筛的40~60目石英砂,晃动并用玻璃棒捣实,填砂至水液面时继续加10 mL清水,加砂震荡并捣实,连续该过程直至将玻璃管填满,记录加入清水量。使用双作用驱动泵将固砂体系泵入填砂管中,注入体积为清水量的1.5倍。泵入完毕后将玻璃管防水密封,在放入温度40 ℃的水浴中恒温12 h,取出放置至常温,用细铜棒轻击玻璃管,使玻璃管碎裂,清理干净固结体表面玻璃碎片,放置于岩心磨片机处理端面,精确测量固结体尺寸。

    • 固结体抗压强度的测量按照SY 5276—2000标准[11]进行。

    • 将制备好的固结体放入岩心夹持器中,再使用双作用驱动泵将蒸馏水泵入填砂管中,待压力平稳后,读出压力值,固结体的水相渗透率按照Q/SHCG 13—2011树脂类固砂剂技术要求[12]的规定测定。

    • 配制不同质量分数的树脂水溶液,搅拌均匀后静置观察溶液稳定情况。树脂质量分数为30%时,7 min后开始沉淀分层。当树脂质量分数不小于35%时溶液有较好的稳定性,乳液24 h不分层。

      固定固化剂质量分数1%,改变溶液中树脂的质量分数,制作固结体,测试固结体的抗压强度和渗透率,如图1所示。

      图1可以看出,树脂质量分数对固砂性能有明显的影响,在质量分数小于40%时固结体抗压强度随质量分数增加提高较快,但质量分数大于40%后抗压强度趋于平稳。渗透率随树脂质量分数增加而逐渐减小。综合考虑固砂成本与经济效益,确定合成树脂质量分数为40%。

      图  1  树脂质量分数对固砂性能的影响

      Figure 1.  Influence of resin’s mass fraction on sand consolidation performance

    • 温度较低时树脂加入酸性催化剂才能固化。无机酸反应速度较快且腐蚀性强,有机酸酸性较弱,但成本较高,综合考虑固结强度、固化时间和成本等因素,选择酸式盐和有机酸的复配混合物(复配比例8∶2)作为固化剂,如表1所示。改变固砂体系中的固化剂质量分数,测量固结体的抗压强度和渗透率,如图2所示。

      表 1  固化剂种类及性能特点

      Table 1.  Types and performances of solidifying agents

      类别固化剂特点
      无机酸 盐酸 反应速度快,强度高,脆性大
      磷酸
      酸式盐 氯化铵 反应速度慢,强度高
      过硫酸铵
      有机酸 甲酸 反应速度合适,强度低
      乙酸
      复配酸 酸式盐+有机酸 反应速度合适,强度高,有塑性

      图  2  固化剂质量分数对固砂性能的影响

      Figure 2.  Influence of solidifying agent’s mass fraction on sand consolidation performance

      图2可以看出,固化剂质量分数对固砂性能影响比较复杂,渗透率随固化剂质量分数增加逐渐减小,而固结体抗压强度随固化剂质量分数增加出现了先上升后下降的趋势。这是因为固化剂过量时,多余的游离态固化剂离子会抑制树脂的缩合反应,造成脆性增加,从而影响固结体的抗压强度。结合抗压强度和渗透率,确定固化剂质量分数为1%。

    • 赵国玺[13]研究认为可以用泡沫综合指数作为评价泡沫性能的参数,泡沫综合指数表达式如下

      $${{{F}}_{\rm{q}}} = \frac{3}{4}{{{h}}_{{\rm{max}}}}{{{t}}_{{1 / 2}}}$$ (1)

      式中,Fq为泡沫综合指数,min · mL;hmax为发泡高度最大时泡沫体积,mL;t1/2为泡沫析液半衰期,min。

      优选十二烷基硫酸钠(SDS)作为起泡剂,以泡沫综合指数为指标评价其起泡效果,如图3所示。

      图  3  不同质量分数SDS起泡效果

      Figure 3.  Foaming effect of SDS at different mass fractions

      图3可以看出,随着SDS质量分数增加,泡沫综合指数先增加后减小,当SDS质量分数为0.5%时,泡沫综合指数最大,达到2120 min · mL。这是因为,在临界胶束质量分数以下时,随着起泡剂质量分数增加,泡沫表面吸附的分子增加,液膜增厚,从而增加了泡沫的稳定性,但当质量分数增加超过临界质量分数时,分子间互相缔合,降低了液膜厚度,导致泡沫稳定性变差[14],优选起泡剂质量分数为0.5%。

    • 优选羧甲基纤维素钠(CMC)作为稳泡剂,评价泡沫性能,如图4所示。

      图4可以看出,随着CMC质量分数的增加,泡沫稳定性先增加然后降低,当CMC质量分数为1.0%时,泡沫综合指数达到峰值3450 min · mL,然后逐渐减小。这是因为,在低质量分数时,体系黏度随CMC质量分数增加而增加,液膜表面流动性降低,排液减慢,泡沫稳定性增加。当继续增加CMC的质量分数,体系中的钠离子导致分子的卷曲程度变化,体系黏度降低,液膜表面排液加快,泡沫稳定性降低[15],故确定稳泡剂CMC质量分数为1.0%。

      图  4  不同质量分数CMC稳泡效果

      Figure 4.  Foam stabilizing effect of CMC at different mass fractions

      根据实验结果确定泡沫+树脂固砂体系基本配方为:40%合成树脂水溶液+1.0%固化剂+0.5%起泡剂+1.0%稳泡剂。

    • 实验采用40~60目石英砂和泡沫+树脂固砂体系,气相为氮气,改变体系气液体积比,测量固结体的抗压强度与渗透率,见表2

      表 2  不同气液体积比下的固结体抗压强度与渗透率

      Table 2.  Compression strength and permeability of consolidation body at different gas/liquid volume ratios

      气液体积比密度/(g · cm−3)抗压强度/MPa渗透率/μm2
      0∶1 1.08 9.73 0.11
      1∶2 0.72 8.17 0.58
      7∶10 0.63 6.74 1.03
      1∶1 0.54 6.12 1.76
      12∶5 0.45 5.43 2.10
      2∶1 0.36 3.52 2.97

      表2可知,气液体积比越低,固结体抗压强度越大,渗透率越低。根据指标要求固结体抗压强度需要大于6 MPa,从表2中优选的气液体积比为1∶1,密度0.54 g/cm3,抗压强度为6.12 MPa,固结渗透率为1.76 μm2

      泡沫+树脂固砂体系虽然较普通树脂固砂体系具有更好渗透率,但是为了防止固结后部分泡沫不破灭,以至于影响地层渗透率,对该体系的扩孔方式进行了优选。选择40~60目石英砂,在注入固砂体系后分别注入2倍体积的不同介质,固结后测试固结体渗透率和抗压强度,评价不同扩孔介质对固结体抗压强度和渗透率的影响,见表3

      表 3  不同扩孔方式下固结体抗压强度与渗透率

      Table 3.  Compression strength and permeability of consolidation body in different reaming modes

      介质扩孔前扩孔后
      抗压强度/
      MPa
      渗透率/
      μm2
      抗压强度/
      MPa
      渗透率/
      μm2
      N26.121.765.232.84
      6.121.760.870.48
      煤油6.121.762.030.17

      表3可知,扩孔介质以氮气扩孔最优,扩孔后抗压强度降低了14.5%,渗透率提高了61.4%。而水和煤油作为扩孔剂在推进时会影响固砂剂在颗粒表面的滞留,还会造成部分树脂从体系中析出,形成絮状物,堵塞孔隙,从而影响固结体抗压强度和渗透性。

    • 实验条件:40~60目的石英砂与泡沫+树脂固砂体系按照4∶1的质量比例,用玻璃棒搅拌均匀后装入标准模具中,分别置于30~80 ℃水浴中恒温12 h,放置常温后测量固结体抗压强度,见图5

      图  5  温度对固结体抗压强度的影响

      Figure 5.  Influence of temperature on the compression strength of consolidation body

      图5可以看出,在45 ℃以下时随着温度升高固结体抗压强度逐渐增加,当温度达到45 ℃时,随着温度升高,强度稍有减小,这是由于温度升高起泡性能增强导致树脂有效含量下降、交联密度减小。在35~80 ℃,固结体抗压强度均在5 MPa以上,春光油田地层温度38~45 ℃,因此泡沫+树脂体系可以在地层温度下固结,并具有较高抗压强度。

    • 实验条件:制备固结体,将其切割为50 mm等长圆柱体2个,1个备用,将另1个固结体浸泡在装有介质溶液的烧杯中,保证固结体全部浸入介质中,用保鲜膜密封烧杯放置于40 ℃水浴中恒温7 d,取出静置至常温后与备用固结体同时测抗压强度,评价泡沫+树脂固砂体系的耐介质性能。实验评价了地层水、高矿化度NaCl溶液、柴油、高质量分数NaOH和HCl对固结体抗压强度的影响,见表4

      表 4  固结体耐介质性能实验

      Table 4.  Experimental results of the medium resistance of consolidation body

      介质抗压强度/MPa强度保留率/%
      浸泡前浸泡后
      地层水5.915.91100
      NaCl溶液(10×104 mg/L)5.855.7397.95
      柴油(0#)5.295.2899.81
      NaOH溶液(10%)5.684.2172.53
      HCl溶液(10%)5.643.3659.40

      表4可以看出,泡沫+树脂固砂体系受地层水、高矿化度溶液和柴油影响较小,浸泡后固结体强度几乎没有变化,表明泡沫+树脂固砂体系具有良好耐水、耐油和耐盐性能。在10% NaOH和10% HCl溶液中固结体抗压强度下降明显,尤其在10% HCl溶液中浸泡后抗压强度保留率为59.40%,表明泡沫+树脂固砂体系耐强酸、强碱性能较差。

    • 模拟油藏生产条件为:产液量100 m3/d,假设油层厚度为5 m,则井周20 cm处流体的线性速度为2.2 cm/min,折算室内填砂管冲刷速度为10.8 mL/min。

      首先填砂管中注入地层水饱和后,正向注入泡沫+树脂固砂体系,40 ℃静置12 h固化,恒定排量10.8 mL/min反向冲刷填砂管,收集出口液体中出砂量,见图6图7

      图  6  不同固砂深度下注入体积对出砂量的影响

      Figure 6.  Influence of injection volume on sand production rate at different sand consolidation depths

      图  7  固砂深度对出砂量的影响

      Figure 7.  Influence of sand consolidation depth on sand production rate

      图6图7表明随着泡沫+树脂固砂体系注入填砂管的深度增加,出砂量减少,固砂深度在大于40 cm后,在反向注入50PV矿化水冲刷时,基本不出砂。考虑地层非均质性,保证固砂有效期,选用固砂深度大于0.5 m。

    • 2017年11月以来,该技术在春光油田排2、排8、排206、春45等常采区块开展现场应用27井次,措施后油井平均日产液由3.59 m3升至9.42 m3,日产油由1.72 t升至3.89 t,平均检泵周期由35 d延长至112 d (目前部分油井继续有效),油井无砂生产期最长达232 d,阶段恢复油井产能2.85×104 m3,阶段恢复原油产量1.17×104 t。

      典型井:春155E侧1井,措施前采用循环充填固砂,措施有效期只有20 d左右,应用该技术后油井连续生产202 d,有效提高了油井生产时率,措施效果明显。

    • (1)研制出的泡沫+树脂固砂体系具有低密度、低温固结(35 ℃)、高强度、稳定性好等特点,实现了高强度和高渗透性的有机统一。

      (2)研制的泡沫+树脂固砂体系具有良好的耐水、耐油和耐盐性能,可以适应春光储层固砂需求。

      (3)现场应用表明,泡沫+树脂固砂技术能有效恢复油井产能,延长生产时间,可满足春光油田储层细粉砂固砂技术要求。

参考文献 (15)

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