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新型砂岩酸化液配方室内研究-化工工业论文

作者:来源:转载日期:2012-01-06人气:929

摘要:氟硼酸铵是一种含氟元素铵盐,在水溶液中显弱酸性,可以发生缓慢水解,最终产生氢氟酸,因此有了对砂岩储层进行基质酸化的可能。本文研究了以氟硼酸铵为主体配方的酸液体系性能,确定了各组分的最佳浓度,再对添加剂进行了筛选,确定出了一套合理的添加剂配方,并配制成体系与土酸和氟硼酸体系作性能上的对比,试验结果体现出了该体系具有缓速、缓蚀等优越性,为该体系在现场上的应用提供了室内依据。

关键词:氟硼酸铵 酸液 配方 性能 对比测试

1. 绪论

常规土酸体系(HCl/HF)在砂岩基质酸化工艺中得到了广泛的应用。但是,由于反应速度快,作用距离短,高温滤失严重,易破坏岩石结构等问题尤为突出,使得在酸化增产中受到很多限制[1][2]。作为溶解铝硅酸盐矿物(粘土、长石、云母等)的唯一普通酸,HF在砂岩油气储层酸化增产措施中显得必不可少[3]。因此,就需要寻找一种既含有HF的酸液,又能减缓反应速度的新型酸液体系。氟硼酸铵(Ammonium Fluoroborate,以下简称AF)作为一种强酸弱碱盐,本身含有氟元素,在水溶液中可以缓慢水解产生HF,属于缓速氟硼酸体系(BRHF)[4]。与其它酸液和添加剂配制成的AF体系可用于砂岩储层酸化处理,达到增产效果。

2. 主体液浓度确定

主体液是酸化作业的关键。AF体系主体液由氟硼酸铵、盐酸,以及SA701所构成。通过溶蚀试验数据来确定每一部分的最佳浓度范围。

2.1.1 氟硼酸铵浓度确定

选用平落某井、莲花某井以及樊某井岩心,磨制成岩粉后在90℃下用AF溶液进行溶蚀对比,反应时间4h。AF浓度分别取4%、6%、8%、10%、12%,根据溶蚀率结果作出相应的变化图。

图1  不同浓度AF对岩粉溶蚀变化曲线(90℃)

由上图可以看出:AF对岩粉的溶蚀率随浓度升高而升高,在8%之前,上升幅度较大,而大于8%后,溶蚀率变化趋势放缓,因此,推荐其使用浓度为8%。

2.1.2 盐酸浓度确定

同样选用上述三种岩粉在90℃下用8%AF与浓度为4%、6%、8%、10%、12%的盐酸组成的复合体系进行溶蚀反应,反应时间为4h。反应后结果如下所示:

图2  不同HCl浓度对岩粉溶蚀变化曲线(90℃)

通过以上数据可以分析得到,AF与HCl在90℃下混合使用时,HCl的最佳浓度取8%~10%较为适宜,溶蚀率相对较高。

2.1.3 SA701浓度确定

同样选用上述三种岩粉在90℃下用8%AF+9%HCl与浓度为1%、1.5%、2%、2.5%、3%的SA701进行溶蚀反应,反应时间为4h后的溶蚀变化率。

图3  不同浓度SA701对岩粉溶蚀变化曲线(90℃)

由上图可以看出:溶蚀率当SA701的浓度增加而增加。但当浓度为2.5%时,溶蚀效果较好,再增加浓度已无必要,因此确定SA701浓度为2.5%。综上,确定AF体系主体成分浓度为8%AF+9%HCl+2.5%SA701。

3 添加剂筛选

3.1.1 单相配伍性

实验室选用常用酸液添加剂在90℃下进行单相配伍性实验,以筛选出具体适用的添加剂进行下一步添加剂综合配伍试验[5][6]

表1  添加剂单相配伍结果

类型

名称

颜色

透明度

配伍性

缓蚀剂

1.5%SA1-3

茶色

半透明

不配伍

2%CT1-3

褐色

半透明

不配伍

1%SW-18

褐色

不透明

配伍

1%HW-6

浅黄色

透明

配伍

铁离子稳定剂

2%KMS-7

浅黄色

透明

配伍

1%SA1-7

无色

透明

配伍

1.5%CT1-7

褐色

不透明

不配伍

2%HW-9

茶色

透明

不配伍

粘土稳定剂

1%HW-21

无色

透明

配伍

1%SA-18

无色

透明

配伍

1.5%WD-5

浅黄色

透明

配伍

1%AS-100

浅黄色

透明

配伍

助排剂

1.5%WD-12

茶色

透明

配伍

1.5%SA5-4

无色

透明

配伍

1%HCS-25

无色

透明

不配伍

1%HW-10

无色

透明

不配伍

破乳剂

1%SA1-1

无色

透明

不配伍

1%WD-6

浅黄色

透明

配伍

1%OP-10

无色

透明

配伍

3.1.2 综合配伍性

根据上述的配伍性实验结果,筛选出配伍性较好的几种添加剂进行综合配伍性试验,以确定出一套合理的酸液添加剂体系。

表2  添加剂综合配伍结果

配方

编号

添加剂类型及用量

配伍性

缓蚀剂

铁稳剂

粘土稳定剂

助排剂

破乳剂

1%

SW-18

1%

SA1-7

1%

SA-18

1%

HW-21

1.5%

WD-5

1.5%

SA5-4

1.5%

WD-12

1%

OP-10

1%

WD-6

1

 

 

 

 

配伍

2

 

 

 

 

配伍

3

 

 

 

 

配伍

4

 

 

 

 

配伍

5

 

 

 

 

配伍

6

 

 

 

 

不配伍

7

 

 

 

 

配伍

8

 

 

 

 

不配伍

9

 

 

 

 

配伍

10

 

 

 

 

不配伍

11

 

 

 

 

配伍

12

 

 

 

 

不配伍

由上述配伍结果可以得出,配方1、2、3、4、5、7、9、11的配伍性较好。再将上述样品进行溶蚀试验,并将残酸作表面张力测试,结果如下:

表3  不同配方酸液体系溶蚀率及表面张力测试

配方

编号

溶蚀率(%)

残酸平均

表面张力

(mN/m)

平落

莲花

1

17.94

29.26

37.23

24.2

2

16.80

26.38

36.69

28.0

3

15.28

27.51

37.03

26.4

4

14.58

28.64

36.33

28.6

5

17.16

28.17

36.27

24.9

7

17.61

26.45

37.38

27.4

9

16.88

25.97

35.95

24.5

11

14.31

27.89

36.46

30.3

注:蒸馏水表面张力为74.69mN/m

综合测定,配方1的溶蚀率较其他配方高,酸表面张力较小,施工后易于返排。因此确定选用1.0%SW-18+1.0%SA1-7+1.0%SA-18+1.5%SA5-4+1.0%OP-10作为实验用的AF酸液体系的添加剂配方体系。

4. 酸液体系性能测试

确定添加剂体系后,再进行溶蚀性、腐蚀性[7][8]、抗酸渣性[9][10]的测试,并与同一添加剂体系下的土酸和氟硼酸体系进行对比。

表4  岩粉和泥浆的溶蚀性能对比

体系

名称

试验

条件

平均溶蚀率(%)

反应速度(×10-4g/s)

残酸表面张力(mN/m)

岩粉

泥浆

岩粉

泥浆

岩粉

泥浆

土酸+添加剂

90℃,2h

33.19

42.22

2.1384

58.64

27.7

/

氟硼酸+添加剂

90℃,2h

28.16

41.94

1.8507

58.25

26.8

/

AF+添加剂

90℃,2h

29.26

43.14

1.8468

59.92

24.2

/

表5  N80钢片腐蚀性能对比

体系名称

试验条件

腐蚀速度(g/m2·h)

土酸+添加剂

90℃,常压,4h

6.428

氟硼酸+添加剂

90℃,常压,4h

4.725

AF+添加剂

90℃,常压,4h

4.321

表6  原油抗酸渣性能对比

体系

名称

原油体积/酸液体积

(ml)

试验

条件

滤纸质量

(g)

反应后总质量

(g)

酸渣质量

(g)

土酸+添加剂

50/50

90℃,3h

0.9967

2.3002

1.3035

氟硼酸+添加剂

50/50

90℃,3h

0.9938

2.2613

1.2675

AF+添加剂

50/50

90℃,3h

0.9981

2.2146

1.2271

从以上实验可以看出:溶蚀率方面,土酸体系的溶蚀率较高,反应速度较快,AF体系的反应速度则较慢,残酸表面张力较小;对N80钢片腐蚀情况来看,AF体系的腐蚀速度更小,在实际应用中对管线的腐蚀更弱,使用更为安全;从抗酸渣性试验来看,AF体系比土酸和氟硼酸体系效果要理想许多,使得对地层和储容管线的堵塞损害较小。

5. 结论

(1)通过对AF的溶蚀特性的研究,确定了8%AF+9%HCl+2.5%SA701的主体液最佳使用浓度,该浓度下对岩粉的溶蚀效果较好。

(2)通过对实验室添加剂配伍性的多次筛选,确定出了AF酸液体系添加剂配方为:1.0%SW-18+1.0%SA1-7+1.0%SA-18+1.5%SA5-4+1.0%OP-10。

(3)根据已确定好的酸液体系进行了溶蚀性、腐蚀性、抗酸渣性等综合性能研究,并与相同添加剂下的土酸和氟硼酸体系作对比,体现出了该酸液体系具有良好的缓速性、缓蚀性,且抗酸渣效果较好。

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