CN105044288A - 一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法 - Google Patents
一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105044288A CN105044288A CN201510455180.7A CN201510455180A CN105044288A CN 105044288 A CN105044288 A CN 105044288A CN 201510455180 A CN201510455180 A CN 201510455180A CN 105044288 A CN105044288 A CN 105044288A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- residual
- accounts
- limit
- live
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 278
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title abstract description 14
- 230000009471 action Effects 0.000 title abstract description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims description 26
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 22
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 18
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 12
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 12
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims description 12
- 239000012747 synergistic agent Substances 0.000 claims description 12
- 239000010430 carbonatite Substances 0.000 claims description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- SZHQPBJEOCHCKM-UHFFFAOYSA-N 2-phosphonobutane-1,2,4-tricarboxylic acid Chemical group OC(=O)CCC(P(O)(O)=O)(C(O)=O)CC(O)=O SZHQPBJEOCHCKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims description 9
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 9
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical group OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical group 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 7
- 241001272567 Hominoidea Species 0.000 claims description 6
- 239000012964 benzotriazole Substances 0.000 claims description 6
- 125000003354 benzotriazolyl group Chemical group N1N=NC2=C1C=CC=C2* 0.000 claims description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 6
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 6
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 claims description 3
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 3
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 3
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical group [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 claims description 3
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims description 3
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 claims description 3
- 230000002779 inactivation Effects 0.000 claims description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 17
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 10
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 4
- 238000004448 titration Methods 0.000 abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 48
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 2
- GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N hydron Chemical compound [H+] GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000008154 viscoelastic solution Substances 0.000 description 2
- LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-M 2-methylbenzenesulfonate Chemical compound CC1=CC=CC=C1S([O-])(=O)=O LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 1
- NKWPZUCBCARRDP-UHFFFAOYSA-L calcium bicarbonate Chemical compound [Ca+2].OC([O-])=O.OC([O-])=O NKWPZUCBCARRDP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000020 calcium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
本发明提供的基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法是根据测定酸液体系中H+离子浓度的方法评价交联酸、胶凝酸和转向酸残酸极限从而评价酸液有效作用距离的方法。制备残酸时,模拟地层酸岩反应条件使用过量岩石与酸充分反应,所得残酸性质与实际施工时地层反排残酸相近;通过测量鲜酸与残酸在地层温度下的pH值能够快速准确评测交联酸、胶凝酸和转向酸酸液体系的残酸极限,能消除常规滴定评测法的误差,通过带入残酸极限到酸液浓度和有效作用距离的模拟图中可以得到酸液的有效作用距离,且评价时间短,评价成本低,为酸压设计提供理论支持。
Description
技术领域
本发明涉及一种酸液有效距离的评价方法,具体涉及一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法。
背景技术
酸压是碳酸盐岩储层改造的主要技术手段,该工艺是在高于储层破裂压力的情况下注入酸液,压开裂缝,酸液会对裂缝面的不均匀刻蚀,且在停泵卸压后,酸蚀裂缝面不会完全闭合,形成具有一定导流能力的酸蚀裂缝。由于酸压的酸蚀裂缝面具有较高的导流能力、净压力低、裂缝高度增长小、无脱砂和支撑剂回流等问题,使得其在碳酸盐岩储层广泛应用。
碳酸盐岩酸压过程中,由于酸岩反应速率过快,酸液滤失严重等因素影响,常规酸液体系并不能刻蚀出一条具有一定导流能力的酸蚀裂缝,而且仅仅在井筒附近进行反应。为了减缓酸岩反应速率,防止酸液滤失,许多缓速酸液体系被应用于酸压中。这些酸液体系中比较具有代表性的包括交联酸,胶凝酸和转向酸,其特性分别是:
(1)交联酸,是酸性环境下交联的稠化剂和交联剂,通过高分子植物胶的交联,形成立体网状链,降低酸岩反应速度和酸液的大量滤失,克服前置液酸压、多级注入酸压、乳化酸酸压、胶凝酸酸压、泡沫酸酸压等酸压工艺酸蚀缝长短的不足之处,形成长缝,提高酸压效果。交联酸及其增产技术正是这一研究的阶段成果,最近几年成为储层改造的热点技术。但由于交联酸存在交联条件苛刻,不同材料的性质变化大,酸液性能不稳定等特点,交联酸的研究经历了较长时间,形成了不同的类型。一般根据酸液的功能或性质、特征进行命名,包括“变粘酸”、“滤失控制酸”、“温控交联酸”、“地面交联酸”等。目前根据交联酸交联发生的位置主要分为地下交联酸(交联发生在储层)和地面交联酸(交联发生在井筒或地面)两大类,都是在酸性环境下交联,但性质和功能差异较大。
(2)胶凝酸,又称稠化酸,加入稠化剂提高酸的粘度。稠化酸能控制滤失速率、增加裂缝宽度、有效保持层流最终实现深部酸化的优点。该酸液体系的酸压是通过增加酸液粘度来达到降低滤失速率的,而其基质酸化是通过清洗高渗透的通道和减少液体进入低渗透地层中。该酸液体系的作用原理是:由于酸液粘度提高了,所以H+的扩散速度减慢,其向岩石骨架表面扩散的速率也会跟着减慢,这样酸液的消耗速率就会降低,流体在储层中的滤失速率也会降低,酸液与岩石的反应速率得到了控制,从而增加了裂缝的宽度,提高了储层的渗透率,最终导致穿透距离增加,起到缓速酸化的作用。目前常用的稠化剂有:黄原胶、PAM及能在酸溶液中形成杆状胶束的活性剂。
(3)转向酸,是指由长链烷基季胺盐和长链烷基卤化物、硝酸盐及有机盐(如水杨酸钠、对甲基苯磺酸盐)等按一定比例混合形成的溶液。这些体系在低浓度时就具有很高的粘度和很强的弹性,一些特殊结构的双子表面活性剂很容易形成粘弹性溶液,它们在低浓度时,不加其它组分也能形成粘弹性溶液。粘弹性表面活性剂转向酸在被高压挤入地层之后,首先会沿着较大的孔道,进入渗透率较大的储层,与碳酸盐岩发生反应。由于反应,酸液pH值升高并产生Ca2+。自转向酸中的表面活性剂通常是双子季铵盐类表面活性剂,其特点就是在pH值较小,Ca2+浓度较低时,粘度很小(接近水的粘度);当酸液pH值增大,并且Ca2+浓度也较大时,自转向酸的粘度会自动增大。变粘后的残酸还可以进入较大渗透率地层,对大孔道和高渗透地层进行堵塞,迫使注入酸液压力上升,由于压力上升,新注入的鲜酸会进入渗透率较小的储层,并与储层岩石进行反应,发生粘度升高,注入酸压力升高。这样,酸液会对所有储层进行暂堵,缩小各储层间的层间非均质性,达到均匀布酸的目的。自转向酸的另一个特点是:当酸液遇到地层中的烃类时,自转向酸会自动迅速地降低其粘度,直至其粘度再次接近水的粘度,因此返排较为彻底,不会对储层造成伤害和污染。
要评价以上三种缓速酸液体系,有效作用距离是一个很重要的评价方面。酸压时,酸液沿裂缝向地层深部流动,酸液浓度不断降低;当酸液浓度降至一定浓度后,酸液基本失去溶蚀能力,称之残酸。酸液由活性酸变为残酸之前所流经裂缝的距离,称为有效作用距离。依据酸液浓度和有效作用距离的模拟图可以看出,残酸极限对酸液作用距离有较大的影响,确定酸液体系的残酸极限能客观上指导酸压设计,预测酸压效果。
酸岩反应的本质是酸液中的氢离子与岩石矿物中的碳酸根离子进行反应。反应方程式如下:
目前常规的室内残酸极限评测方法为:取实验反应残酸放置于实验容器中,用已知浓度的氢氧化钠溶液滴定。当残酸pH值达到7时,说明残酸中的H+被中和完毕,则利用消耗的氢氧化钠的摩尔数计算出残酸中剩余的酸液摩尔数,从而计算出残酸极限浓度。
该室内评测方法存在问题:一是实验反应残酸并不一定完全失活,直接对该残酸进行滴定容易造成残酸极限偏大的误差;二是当酸液反应至后期,氢离子浓度下降,酸岩反应主要以公式(2)为主。碳酸氢钙的溶解度16.60/100g纯水,故残酸中含有一定量HCO3-离子。HCO3-离子不电离出H+离子,不影响酸液的残酸极限,但能够与OH-离子进行反应,导致测出的残酸极限偏大。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有方法的缺点和不足,提出一种根据测定酸液体系中H+离子浓度的方法评价交联酸、胶凝酸和转向酸残酸极限从而评价酸液有效作用距离的方法。
为此,本发明提供了一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,包括以下步骤:
(a)建立酸液浓度和有效作用距离的模拟图;
(b)在地层温度条件下,分别配制交联酸、胶凝酸、转向酸,交联酸、胶凝酸、转向酸均取50~100ml,并分别放置在实验容器中;
(c)利用pH计测量交联酸、胶凝酸、转向酸的pH值,根据pH值计算三种酸的酸液摩尔浓度并记录,该酸液摩尔浓度为初始酸液摩尔浓度;
(d)分别向实验容器中加入30~50g的碳酸盐岩岩心柱,碳酸盐岩岩心柱被完全淹没,置于40℃的水浴中,水浴时间为24h;反应完毕后进行过滤,收集滤液,该滤液即为残酸,在地层温度条件下利用pH计分别测量残酸的pH值并记录;
(e)将残酸pH值分别折算为摩尔浓度,与对应的初始酸液摩尔浓度的比值为酸液失活时的残酸极限;
(f)将残酸极限分别带入步骤(a)中的酸液浓度和有效作用距离的模拟图得到该酸液体系的有效作用距离。
所述地层温度为40℃。
所述岩心柱为均规则圆柱体,高2cm,底直径2.5cm,选用大牛地77号井碳酸盐岩,其中白云石含量81.22%。
按照质量百分数计,所述交联酸中HCL占20%,交联剂占1%,缓蚀剂占2%,缓蚀增效剂占0.5%,铁离子稳定剂占1%,防膨剂占1%,助排剂占1%,余量为蒸馏水。
按照质量百分数计,所述胶凝酸中HCL占20%,胶凝剂占0.7%,缓蚀剂占2%,缓蚀增效剂占0.5%,铁离子稳定剂占1%,防膨剂占1%,助排剂占1%,余量为蒸馏水。
按照质量百分数计,所述转向酸中HCL占20%,转向酸用表面活性剂占4.5%,缓蚀剂占1%,铁离子稳定剂占1%,粘土稳定剂占0.5%,余量为蒸馏水。
所述的交联剂是过氧化二异丙苯,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,缓蚀增效剂是苯并***,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,防膨剂是季铵盐,助排剂是烷基酚聚氧乙烯醚。
所述的胶凝剂是明胶,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,缓蚀增效剂是苯并***,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,防膨剂是季铵盐,助排剂是烷基酚聚氧乙烯醚。
所述的转向酸用表面活性剂是油酸甜菜碱,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,粘土稳定剂是氯化二甲基二烯丙基铵。
步骤(c)中所述的根据pH值计算三种酸的酸液摩尔浓度并记录,和步骤(e)中所述的将残酸pH值分别折算为摩尔浓度,均通过以下公式计算:
C=10-pH
其中,C为酸液摩尔浓度。
本发明采用上述技术方案,具有以下优点:
本发明提供的基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法是根据测定酸液体系中H+离子浓度的方法评价交联酸、胶凝酸和转向酸残酸极限从而评价酸液有效作用距离的方法。制备残酸时,模拟地层酸岩反应条件使用过量岩石与酸充分反应,所得残酸性质与实际施工时地层反排残酸相近;通过测量鲜酸与残酸在地层温度下的pH值能够快速准确评测交联酸、胶凝酸和转向酸酸液体系的残酸极限,能消除常规滴定评测法的误差,通过带入残酸极限到酸液浓度和有效作用距离的模拟图中可以得到酸液的有效作用距离,且评价时间短,评价成本低,为酸压设计提供理论支持。
附图说明
图1为交联酸、胶凝酸和转向酸酸液体系的酸液浓度和有效作用距离的模拟图。
图2为将残酸极限带入后得到的交联酸、胶凝酸和转向酸有效作用距离。
具体实施方式
下面结合实施例进一步对一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法进行详细的说明。
实施例1:
本发明提供了一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,包括以下步骤:
(a)建立酸液浓度和有效作用距离的模拟图;
(b)在地层温度条件下,分别配制交联酸、胶凝酸、转向酸,交联酸、胶凝酸、转向酸均取50~100ml,并分别放置在实验容器中;
(c)利用pH计测量交联酸、胶凝酸、转向酸的pH值,根据pH值计算三种酸的酸液摩尔浓度并记录,该酸液摩尔浓度为初始酸液摩尔浓度;
(d)分别向实验容器中加入30~50g的碳酸盐岩岩心柱,碳酸盐岩岩心柱被完全淹没,置于40℃的水浴中,水浴时间为24h;反应完毕后进行过滤,收集滤液,该滤液即为残酸,在地层温度条件下利用pH计分别测量残酸的pH值并记录;
(e)将残酸pH值分别折算为摩尔浓度,与对应的初始酸液摩尔浓度的比值为酸液失活时的残酸极限;
(f)将残酸极限分别带入步骤(a)中的酸液浓度和有效作用距离的模拟图得到该酸液体系的有效作用距离。
需要特别说明的是,步骤(a)中所述的建模,得到交联酸、胶凝酸和转向酸酸液体系的酸液浓度和有效作用距离的模拟图,所得过程如下:
把裂缝视为等宽度W和等高度h的理想裂缝。设裂缝入口处的酸液初始浓度C0为常数,随着酸液在裂缝中的流动反应,酸液浓度逐点降低;在裂缝高度上,设酸液浓度梯度为0,故酸浓度是坐标x,y的函数。设裂缝入口处酸液初始速度u0是常数,由于在垂直裂缝壁面方向存在滤失现象,又设在裂缝高度方向上速度分量为0,故酸液只沿裂缝高度方向和垂直方向流动,流速也为坐标x,y的函数。因此可简化酸液的三维流动至在渗透性平行岩板间的二维流动。在裂缝中取微元体,根据微元体中氢离子质量守恒定律,可建立描述以上酸液沿裂缝流动反应对扩散偏微分方程。主要假设条件如下:
酸液沿裂缝做二维层流流动和稳定流动反应;
酸液为不可压缩流体;
酸液密度均一,忽略自然对流对酸岩反应的影响。
考虑同离子效应和温度场影响的酸岩反应数学模型为
式中C——裂缝任意位置的酸浓度[=C(x,y)];
u(x),v(y)——x,y方向的酸液流速分量。
边界条件:
交联酸、胶凝酸和转向酸酸液体系的酸液浓度和有效作用距离的模拟图如图1所示。
将残酸极限带入后得到的交联酸、胶凝酸和转向酸有效作用距离为图2所示。具体的,将得到的残酸极限乘以交联酸、胶凝酸、转向酸的初始质量分数,得到其残酸质量分数。将得到的值分别带入图1中的Y轴,所对应曲线上的点所在的X坐标即是交联酸、胶凝酸和转向酸有效作用距离,如图2所示。
由上述步骤得出的实验数据如下表所示:
由上表可知:交联酸的残酸极限为4.578%,对应的有效作用距离为110.526m;胶凝酸的残酸极限为6.035%,对应的有效作用距离为89.0526m;转向酸的残酸极限为4.080%,对应的有效作用距离为95.1579m。
本发明所采用的残酸是与地层岩石充分反应后所得,且直接以测定残酸中H+的浓度折算残酸浓度,消除了误差,相比常规测定方法更为精确。
实施例2:
在实施例1的基础上,所述岩心柱为均规则圆柱体,高2cm,底直径2.5cm,选用大牛地77号井碳酸盐岩,其中白云石含量81.22%。按照质量百分数计,所述交联酸中HCL占20%,交联剂占1%,缓蚀剂占2%,缓蚀增效剂占0.5%,铁离子稳定剂占1%,防膨剂占1%,助排剂占1%,余量为蒸馏水。按照质量百分数计,所述胶凝酸中HCL占20%,胶凝剂占0.7%,缓蚀剂占2%,缓蚀增效剂占0.5%,铁离子稳定剂占1%,防膨剂占1%,助排剂占1%,余量为蒸馏水。按照质量百分数计,所述转向酸中HCL占20%,转向酸用表面活性剂占4.5%,缓蚀剂占1%,铁离子稳定剂占1%,粘土稳定剂占0.5%,余量为蒸馏水。
实施例3:
在实施例2的基础上,所述的交联剂是过氧化二异丙苯,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,缓蚀增效剂是苯并***,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,防膨剂是季铵盐,助排剂是烷基酚聚氧乙烯醚。所述的胶凝剂是明胶,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,缓蚀增效剂是苯并***,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,防膨剂是季铵盐,助排剂是烷基酚聚氧乙烯醚。所述的转向酸用表面活性剂是油酸甜菜碱,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,粘土稳定剂是氯化二甲基二烯丙基铵。步骤(c)中所述的根据pH值计算三种酸的酸液摩尔浓度并记录,和步骤(e)中所述的将残酸pH值分别折算为摩尔浓度,均通过以下公式计算:
C=10-pH
其中,C为酸液摩尔浓度。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明,并不构成对本发明的保护范围的限制,凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段,这里不一一叙述。
Claims (10)
1.一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,包括以下步骤:
(a)建立酸液浓度和有效作用距离的模拟图;
(b)在地层温度条件下,分别配制交联酸、胶凝酸、转向酸,交联酸、胶凝酸、转向酸均取50~100ml,并分别放置在实验容器中;
(c)利用pH计测量交联酸、胶凝酸、转向酸的pH值,根据pH值计算三种酸的酸液摩尔浓度并记录,该酸液摩尔浓度为初始酸液摩尔浓度;
(d)分别向实验容器中加入30~50g的碳酸盐岩岩心柱,碳酸盐岩岩心柱被完全淹没,置于40℃的水浴中,水浴时间为24h;反应完毕后进行过滤,收集滤液,该滤液即为残酸,在地层温度条件下利用pH计分别测量残酸的pH值并记录;
(e)将残酸pH值分别折算为摩尔浓度,与对应的初始酸液摩尔浓度的比值为酸液失活时的残酸极限;
(f)将残酸极限分别带入步骤(a)中的酸液浓度和有效作用距离的模拟图得到该酸液体系的有效作用距离。
2.如权利要求1所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,所述地层温度为40℃。
3.如权利要求1所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,所述岩心柱为均规则圆柱体,高2cm,底直径2.5cm,选用大牛地77号井碳酸盐岩,其中白云石含量81.22%。
4.如权利要求1所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,按照质量百分数计,所述交联酸中HCL占20%,交联剂占1%,缓蚀剂占2%,缓蚀增效剂占0.5%,铁离子稳定剂占1%,防膨剂占1%,助排剂占1%,余量为蒸馏水。
5.如权利要求1所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,按照质量百分数计,所述胶凝酸中HCL占20%,胶凝剂占0.7%,缓蚀剂占2%,缓蚀增效剂占0.5%,铁离子稳定剂占1%,防膨剂占1%,助排剂占1%,余量为蒸馏水。
6.如权利要求1所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,按照质量百分数计,所述转向酸中HCL占20%,转向酸用表面活性剂占4.5%,缓蚀剂占1%,铁离子稳定剂占1%,粘土稳定剂占0.5%,余量为蒸馏水。
7.如权利要求4所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,所述的交联剂是过氧化二异丙苯,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,缓蚀增效剂是苯并***,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,防膨剂是季铵盐,助排剂是烷基酚聚氧乙烯醚。
8.如权利要求5所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,所述的胶凝剂是明胶,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,缓蚀增效剂是苯并***,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,防膨剂是季铵盐,助排剂是烷基酚聚氧乙烯醚。
9.如权利要求6所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,所述的转向酸用表面活性剂是油酸甜菜碱,缓蚀剂是2-膦酸丁烷1,2,4-三羧酸,铁离子稳定剂是氮川三乙酸,粘土稳定剂是氯化二甲基二烯丙基铵。
10.如权利要求1所述的一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法,其特征在于,步骤(c)中所述的根据pH值计算三种酸的酸液摩尔浓度并记录,和步骤(e)中所述的将残酸pH值分别折算为摩尔浓度,均通过以下公式计算:
C=10-pH
其中,C为酸液摩尔浓度。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201510455180.7A CN105044288B (zh) | 2015-07-29 | 2015-07-29 | 一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201510455180.7A CN105044288B (zh) | 2015-07-29 | 2015-07-29 | 一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105044288A true CN105044288A (zh) | 2015-11-11 |
CN105044288B CN105044288B (zh) | 2017-03-08 |
Family
ID=54450996
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201510455180.7A Active CN105044288B (zh) | 2015-07-29 | 2015-07-29 | 一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN105044288B (zh) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105822281A (zh) * | 2016-03-18 | 2016-08-03 | 西南石油大学 | 酸化过程中转向酸的转向带跟踪方法 |
CN112362538A (zh) * | 2020-12-08 | 2021-02-12 | 中国石油天然气集团有限公司 | 获取表面活性剂穿透岩石深度的方法 |
CN117054284A (zh) * | 2023-10-12 | 2023-11-14 | 西南石油大学 | 一种酸岩反应速率预测装置和方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH11183360A (ja) * | 1997-12-17 | 1999-07-09 | Hitachi Ltd | 酸露点腐食寿命推定法 |
CN101724389A (zh) * | 2008-10-22 | 2010-06-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种交联酸加砂压裂酸液 |
CN102093871A (zh) * | 2009-12-09 | 2011-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种交联酸交联剂及其制备方法 |
CN203838024U (zh) * | 2014-04-17 | 2014-09-17 | 中国石油大学(北京) | 一种测试酸压中酸液在裂缝中有效消耗时间的装置 |
CN104763399A (zh) * | 2015-02-28 | 2015-07-08 | 董晓军 | 一种酸压中氢离子有效传质系数的测试装置及测试方法 |
-
2015
- 2015-07-29 CN CN201510455180.7A patent/CN105044288B/zh active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH11183360A (ja) * | 1997-12-17 | 1999-07-09 | Hitachi Ltd | 酸露点腐食寿命推定法 |
CN101724389A (zh) * | 2008-10-22 | 2010-06-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种交联酸加砂压裂酸液 |
CN102093871A (zh) * | 2009-12-09 | 2011-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种交联酸交联剂及其制备方法 |
CN203838024U (zh) * | 2014-04-17 | 2014-09-17 | 中国石油大学(北京) | 一种测试酸压中酸液在裂缝中有效消耗时间的装置 |
CN104763399A (zh) * | 2015-02-28 | 2015-07-08 | 董晓军 | 一种酸压中氢离子有效传质系数的测试装置及测试方法 |
Non-Patent Citations (4)
Title |
---|
任书泉等: "酸在裂缝中流动有效作用距离的计算", 《石油勘探与开发》 * |
张琪等: "《采油工程原理与设计》", 31 March 2003, 石油大学出版社 * |
***等: "《化石能源的清洁高效可持续开发利用》", 31 December 2012 * |
赵碧华等: "考虑同离子效应酸液有效作用距离计算图版的研制", 《石油钻采工艺》 * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105822281A (zh) * | 2016-03-18 | 2016-08-03 | 西南石油大学 | 酸化过程中转向酸的转向带跟踪方法 |
CN105822281B (zh) * | 2016-03-18 | 2018-05-18 | 西南石油大学 | 酸化过程中转向酸的转向带跟踪方法 |
CN112362538A (zh) * | 2020-12-08 | 2021-02-12 | 中国石油天然气集团有限公司 | 获取表面活性剂穿透岩石深度的方法 |
CN117054284A (zh) * | 2023-10-12 | 2023-11-14 | 西南石油大学 | 一种酸岩反应速率预测装置和方法 |
CN117054284B (zh) * | 2023-10-12 | 2023-12-22 | 西南石油大学 | 一种酸岩反应速率预测装置和方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN105044288B (zh) | 2017-03-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104031625B (zh) | 用于低渗非均质砂岩油藏的解堵剂及使用方法 | |
Hoefner et al. | CO2 foam: results from four developmental field trials | |
CN104675360B (zh) | 注超临界co2开采干热岩地热的预防渗漏工艺 | |
CN102367380B (zh) | 耐温200℃压裂液 | |
CN1831294B (zh) | 注氮气泡沫控水增油方法 | |
US7579302B2 (en) | Friction reducer performance by complexing multivalent ions in water | |
CN105044283B (zh) | 一种考虑聚合物粘弹性的多油层注聚井注入能力评价方法 | |
CN106567698A (zh) | 一种聚驱后自生二氧化碳体系提高石油采收率的方法 | |
CN103806890B (zh) | 获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方法 | |
Feng et al. | Experimental and numerical study of gel particles movement and deposition in porous media after polymer flooding | |
CN104514531A (zh) | 一种三低砂岩油藏用双液法调剖堵水方法 | |
CN105555906A (zh) | 采油方法 | |
CN110005392A (zh) | 确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法 | |
CN205536681U (zh) | 一种花岗岩类带脉状构造型地热田的压力回灌*** | |
CN105044288A (zh) | 一种基于残酸极限评价酸液有效作用距离的方法 | |
CN101545368A (zh) | 一种改善海上油田聚合物驱油效果的在线深部调剖方法 | |
CN110410045A (zh) | 一种针对特高含水期油藏的堵调方法 | |
CN108913118A (zh) | 一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法 | |
CN103074042A (zh) | 一种钻井液和一种钻井液的制备方法 | |
CN103980872B (zh) | 一种适用于低温油藏的环境友好型冻胶堵剂及应用 | |
US20120080187A1 (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
CN109681179A (zh) | 一种形成差异化刻蚀的酸压工艺方法 | |
Chen et al. | Laboratory study and field verification of a thermo-responsive water shutoff agent | |
CN105838347A (zh) | 一种提高致密油藏渗流能力的生气体系及其应用 | |
CN106146728A (zh) | 一种用于胶凝酸体系的胶凝剂及其制备和应用 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant |