新型防砂堵水剂的研制与应用

文章编号:100020747(2002)0620100203

新型防砂堵水剂的研制与应用

王任芳1,李克华1,赵修太1,郑延成1,郭雄华2,汤志强2

(1.江汉石油学院;2.中国石化胜利油田孤东采油厂)

基金项目:湖北省教育厅科学研究计划项目(2000A51005)

摘要:国内外油田目前大多将防砂、堵水措施分开实施,大大增加生产成本。研究将防砂堵水工艺合二为一的新型防砂堵水剂,既能有效防砂,又有选择性堵水效果。通过正交试验方式,优化选择出以改性有机硅树脂为胶结剂主要成分的防砂堵水剂配方,根据试验结果评价其防砂及堵水性能,现场试验证实防砂、堵水效果良好。表6参5(王任芳摘)

关键词:油田开发;防砂;堵水;固砂剂;堵水剂

中图分类号:TE358 文献标识码:A

国内外绝大多数油田目前分别实施防砂和堵水措施[125],大大增加了生产成本。研究将防砂、堵水工艺合二为一的新型防砂堵水剂,对减少油井事故、降低生产成本、增加原油产量意义十分重要。

1试验方法

所用材料为酚醛树脂(湖北襄樊树脂厂)、改性酚醛树脂(自制)、环氧树脂(湖南岳阳石油化工总厂)、石油树脂(齐鲁石化总厂)、烯烃树脂(市售工业品)、有机硅树脂(上海新华树脂厂)和有机硅偶联剂(武汉大学有机硅化工厂)。主要试验仪器为高压反应釜、高温滚子加热炉、材料压力试验机、岩心流动试验装置和渗透率测试仪等。

取30～50g砂粒装入25mm×80mm玻璃管,先注入或吸入水(或油),使砂粒表面水(或油)润湿,再挤入或吸入防砂堵水剂(必要时后注扩孔液);用金属丝网或纱布压实砂粒后密封玻璃管,置于恒温水浴或密封罐中,在40～120℃下恒温固结为固砂体,冷却至室温后轻轻敲碎玻管取出,将其两端磨平,先测抗压强度和水相渗透率K w(或油相渗透率K o),用于评价固砂效果,再用煤油(或水)驱替至稳定后,测其油(或水)相渗透率K o′(K w′),由后者大小评价选择性堵水效果。

2试验结果与讨论

60℃固化24h的树脂固砂体抗压强度,有机硅树脂为4.5MPa,环氧树脂为5.27MPa,改性酚醛树脂为5.45MPa,改性有机硅树脂为5.95MPa。

在单因素初步试验的基础上,选择改性有机硅树脂B E作为胶结剂主要成分,以GO T为主固化剂,以B Y为助固化剂,添加剂为KH2550、WD230,设计

L16(45)正交试验(见表1),根据抗压强度极差(见表2)优选配方。

表1　BE防砂堵水剂正交试验配方及指标测试结果

试验号

BE

(g)

G O T

(g)

B Y

(cm3)

KH2550

(cm3)

WD230

(cm3)

抗压强度

(MPa)

K w

(μm2)

10.1000 2.450.88

2

3

0.210.10.1 5.99 1.31

30.330.20.2 2.72 5.74

40.450.30.3 1.657.12

50.110.20.3 2.53 6.94

6

4

0.200.30.2 2.85 5.33

70.3500.1 2.14 1.87

80.430.10 5.68 3.54

90.130.30.18.43 3.43 10

5

0.250.20 2.95 2.81 110.300.10.3 6.150.98 120.4100.2 4.56 1.13 130.150.10.2 2.87 5.02 14

6

0.2300.39.27 3.97 150.310.30.110.10 2.43 160.400.20 4.97 4.01

表2　防砂堵水剂正交试验抗压强度(MPa)极差分析表

分析指标

试验因素对抗压强度的影响

A(BE)B(G O T)C(B Y)D(KH2550)E(WD230) KⅠ12.8116.8115.4618.4221.18

KⅡ13.3821.0623.1820.6921.53

KⅢ22.0921.1126.1013.4713.00

KⅣ27.2116.869.6123.0319.60

kⅠ 3.23 4.07 3.87 4.61 5.31

kⅡ 3.35 5.27 5.80 5.17 5.38

kⅢ 5.52 5.28 6.53 3.24 4.25

kⅣ 6.80 4.22 2.40 5.76 4.90

极差 3.60 1.21 4.13 2.47 2.13

影响抗压强度的因素主次为C(B Y)A(B E)D (KH2550)E(WD23)B(GO T),最佳配方为

001 石　油　勘　探　与　开　发

2002年12月 PETROL EUM EXPLORA TION AND DEV ELOPMEN T Vol.29　No.6

C3A4D4E2B3。在对固结强度影响不大前提下,考虑其它因素,选择C3A4D4E1B2配方(3cm3B Y+6gB E+ 0.3cm3KH2550+0.2g GO T)进一步试验。通过验证,该配方固砂体的抗压强度大于10MPa,水相渗透率大于3μm3,固化时间为8～10h。

考虑到防砂堵水的特殊要求,为了降低成本和提高选择性堵水效果,进一步在60℃条件下试验,研究稀释剂(EtOH)、油溶性填充物(轻烃树脂A、重烃树脂C)和扩孔液的加量对C3A4D4E1B2配方固结强度和渗透性的影响(见表3、表4)。

表3　稀释剂对固结强度和渗透率的影响

试验号BE∶EtOH抗压强度(MPa)K w(μm2)

172∶18.12 2.89

181∶1 5.54 3.01

191∶2 4.93 3.85

201∶010.41 2.67

表4　填充剂、扩孔液加量对固砂体抗压强度和渗透率的影响

试验号添加物抗压强度

(MPa)

K w′(μm3)K o′(μm3)K o′/K w′

210.5g填充剂A 5.21 2.3 6.8 3.0

22 1.0g填充剂A 4.80 1.4 4.9 3.5

230.5g填充剂C 5.31 2.0 5.7 2.9

24 1.0g填充剂C 5.170.9 3.9 4.3

27 水 5.03 3.548.61

2820%乙醇水溶液 5.15 3.618.63

随着EtOH比例增加,固结体抗压强度下降而渗透率有所增大(见表3),BE∶EtOH为1∶1～1∶2时抗压强度基本满足要求,且渗透率较好。加入油溶性填充剂后,固砂体抗压强度有所下降,随着返排油量增大,K w′变化不大而K o′逐渐增大(见表4),返排油量为50倍孔隙体积时K o′为K w′的3～4倍,说明填充剂被油溶解,选择性堵水效果较好。用水和20%乙醇水溶液扩孔后,固砂体抗压强度有所下降,但渗透率增大(见表4)。由表5可见,随着温度升高,BE固化时间变短,固砂体抗压强度增强(但100℃后有下降趋势),K w有增大趋势,40～100℃范围内,固化时间和固结强度基本可满足要求。 新型有机树脂防砂堵水剂的堵水率大于80%,堵油率小于10%(见表6),选择性堵水效果较好。

表5　温度对21号配方固砂体抗压强度的影响固化温度(℃)固化时间(h)抗压强度(MPa)K w(μm2) 3020 4.81 2.41

4016～18 4.95 2.45

608～10 5.01 2.51

804～6 6.02 2.87

1002～3 5.72 3.01

1200.5～1 5.24 3.47

表6　有机树脂防砂堵水剂选择性堵水效果测定结果

试验号

固砂体渗透率(μm)2

K w K w′K o K o′

堵水率(%)堵油率(%) 258.7 1.6 6.2 5.781.68.1

268.5 1.4 5.8 5.383.58.6

3现场应用情况

新型防砂堵水剂自1999年进入现场应用以来,已在胜利油田现场试验303井次,防砂成功率86.3%,堵水有效率77.3%,共增油15.9×104t,降水168×104m3,经济效益显著。例如孤东油田724025235井1991年10月28日投产,1328.1～1337m井段砂层渗透率为627×10-3～705×10-3μm2,采用单一涂防方式,日产油7.4t,含水95.8%,至1994年1月砂埋油层。该井曾采用涂防+滤、绕丝管等防砂措施,仍于1999年10月7日砂卡关井,砂卡前日产油0.8t,含水99.5%,生产周期平均96d。挤入20t新型防砂堵水剂后,该井日产油增至4.5t,含水降至97.1%,累计生产239d产油875.8t,防砂降水效果较好。

4结论

用本文防砂堵水剂在40～120℃条件下制作的固砂体抗压强度可达5MPa以上,且渗透性较好。可用EtOH稀释降低成本,添加油溶性填充剂提高其选择性堵水效果。现场试验结果表明,使用新型防砂堵水剂可实现防砂堵水一体化。

参考文献:

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石油勘探与开发,1999,26(6):78280.

第一作者简介:王任芳(19652),女,山西长治人,硕士学位,现从事油田化学研究工作。地址:湖北省荆州市,江汉石油学院化工系,邮编: 434102,电话(0716)8430933。

收稿日期:2002203206

(编辑　王华)

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2002年12月 王任芳等:新型防砂堵水剂的研制与应用