生物酶解堵技术在花土沟油田的应用

花土沟油田随着开采时间延长,地层能量减少,压力降低,地层供液能力不足,原油脱气,油井结蜡严重,造成油井产量降低,地层存在堵塞现象,针对有机堵塞,该油田采用BE-1生物酶解堵剂解堵获得成功,认为此方法增油效果好,经济效益明显,具有很好的推广价值。     

有机解堵剂和非酸解堵体系性能评价与现场应用

稠油油藏黏度高,流动性差,开发过程中极易在近井地带形成有机垢沉淀和无机固相堵塞,降低近井地带渗透率,导致地层产量急剧下降。针对渤中油田明化镇组D11和D34-H油井特殊的油藏物性和堵塞类型,通过沥青溶蚀、溶蜡和降黏实验等筛选出TC-4有机解堵剂,通过溶蚀碳酸钙、溶蚀黏土和岩心流动实验等评价DH-1非酸解堵体系的性能,并将其用于矿场试验。结果表明,TC-4有机解堵剂对沥青和石蜡的溶蚀能力及降黏效果较好,对储层的伤害小,适于解除有机堵塞;DH-1非酸解堵体系具有良好的缓速、缓蚀和溶垢能力,对岩石骨架不会造成严重的破坏,与原油的配伍性好,在运移过程中能及时破乳,适于解除无机固相堵塞。在D11井使用TC-4有机解堵剂、在D34-H井用TC-4有机解堵剂进行有机清洗和DH-1非酸解堵体系相结合的方法进行解堵,两井的日产油量、日产液量和含水率基本恢复至解堵前水平。两种解堵体系均能较好地解除稠油油藏堵塞问题。     

河南稠油热采催化降黏剂研制及应用

根据河南油田稠油的特性,研究了稠油热采催化降黏剂,室内研究结果表明:研制的催化降黏剂在220℃条件下、反应时间24 h,催化降黏率达到93.44%,反应后影响原油黏度的胶质沥青质含量降低,说明发生了催化加氢反应,改善了原油性能。现场应用表明,催化剂在地层发生了催化降黏反应,取样分析结果与室内研究结果一致,有效延长了稠油油井的生产周期,增加了油井周期产油量。     

固体防蜡剂SN-2的室内研究及应用

针对川中油田原油含蜡量高和部分井因严重结蜡而致使热洗频繁、油井原油产量低、检泵周期短等特点,根据川中油田机抽井的实际井温,对中温的固体防蜡剂SN-2进行了室内研究及现场应用。结果表明,固体防蜡剂SN-2在井下释放速度较慢,能满足长时间下井要求,最佳加量为单井出液量的0．015％-0．02％,同时对原油具有一定的降黏作用,在川中油田机抽井的应用取得了良好的效果。     

低压油气层防漏型入井液室内研究

冀东油田低压油气层在作业过程中,入井液漏失严重,使储层受到损害,造成油井减产或作业无法进行等问题,针对这一情况,开展了防漏型入井液研究.对不同种类、不同浓度的降滤失剂进行了降滤失试验,对降滤失性能影响因素进行了研究,并与压裂液降滤失效果进行了对比;研究了暂堵率高、对地层损害小的油溶性树脂暂堵体系,分析了常温油溶性树脂暂堵体系的理化性能,并进行了岩心暂堵解堵试验,给出了高温油溶性树脂暂堵体系的性能和适用范围.试验表明,该体系可作为冀东油田低压油气层洗井、压井、修井及增产措施中漏失问题的主要入井液.     

新型井筒降黏剂的研究与现场应用

泾河油田长8储层原油黏度较高,导致抽油机负荷、电流较大,生产过程中易软卡,影响产能。为解决这一问题,开展适合泾河长8储层的新型井筒降黏剂研究,优选出新型井筒降黏剂JTJN-1。室内评价结果表明,JTJN-1在50℃,80 000 mg/L时降黏率大于95%,降低原油凝点幅度为5.5℃~8.5℃,且与长8储层地层水配伍性较好。现场试验结果表明,使用JTJN-1后,油井电流由16.4 A下降至8.8 A,原油黏度由638 mPa·s下降至70 mPa·s,现场应用效果较好。     

氟硼酸解堵剂的研究与应用

冀东油田以土酸为主要解堵剂的解堵措施,在解堵后,初期效果明显,但有效期短,同时近井地带胶结物被严重溶蚀,形成近井地带出砂并亏空,严重影响生产。通过正交实验,优选出了适合冀东油田浅层颗粒运移堵塞的氟硼酸解堵剂配方,结果表明氟硼酸解堵剂具有很好的缓速、降低表面张力和低腐蚀性能;对氟硼酸解堵剂进行了现场实验并取得了成功,表明研制的这种新型解堵剂适合冀东油田实际情况,达到了预期的研制目的。     

枝型油溶性降黏剂的合成及降黏机理

针对目前油溶性稠油降黏剂存在使用条件受限和降黏效果差等问题,研制了一种枝型油溶性原油降黏剂.其降黏机理是:降黏剂中的极性基团可以和原油中的胶质沥青质形成氢键;降黏剂中含有的长链烷基也可以吸附一些胶质沥青质,有效地阻碍了胶质沥青质的堆积;而降黏剂所具有的枝型结构可以更进一步将胶质沥青质分散开来,达到降黏的目的.该降黏剂的降黏效果好于目前使用的油溶性降黏剂,对多种稠油均具有一定的降黏效果.     

油井热洗暂堵剂研究

针对油井洗井等常规作业中入井液漏失地层,造成地层发生油水乳化、粘土膨胀、水锁等储层污染,油井投产后长时间才能恢复油井产能的问题,筛选出了一种油溶性暂堵剂JA-1,在室内与常规药剂、区块水样进行了配伍实验,且对暂堵剂封堵解堵效果进行了研究。实验结果表明,该暂堵剂与油田常规防膨剂、区块水样等配伍性好,封堵强度高,封堵率可达95%以上,同时也易快速解堵,解堵率达95%以上。     

塔河油田四、六区清防蜡及降粘工艺研究

塔河油田原油具有粘度大、凝固点高,含蜡等特点,影响油井政党生产,需进行化学清防蜡降粘以实现原油增产稳产及远距离输送。对新研制的DC－6油溶性高分子化学清防蜡降粘剂进行了室内试验评价,结果表明,该清防蜡剂能适合塔河油田需要,改善原油流动状态,减缓油井结蜡趋势,降低生产成本,提高经济效益。     

顺北原油防蜡剂的研制及防蜡机理*

为防止顺北原油管道集输中结蜡,根据顺北原油析出蜡的碳链分布设计合成了以甲基丙烯酸十八酯、醋酸乙烯酯、对苯二乙烯为单体的超支化聚合物防蜡剂,考察了合成条件对防蜡剂防蜡性能的影响,采用冷指法评价了该防蜡剂的防蜡效果并分析了该防蜡剂的防蜡机理。研究结果表明,顺北原油的含蜡量为6.57%,析蜡点为23℃,在环境温度下极易结蜡。优化得到防蜡剂最佳合成条件为:甲基丙烯酸十八酯和醋酸乙烯酯摩尔比为5∶1,对苯二乙烯加量为单体总质量的0.02%,引发剂加量为单体总量的0.7%,聚合温度70℃,聚合时间为6 h。当防蜡剂加量为500 mg/L时防蜡率达到70%以上,表现出良好的防蜡效果。当加入防蜡剂600 mg/L后,原油凝点降低8℃,析蜡点降低13.4℃,防蜡剂与石蜡形成了共晶,破坏了石蜡的晶体结构,抑制了石蜡的继续增长,从而达到防蜡的效果。图19表1参10。     

稠油注汽井用高温调剖封窜剂的研制与应用

随着单井蒸汽吞吐周期的增加，加剧了油层纵向和平面上的非均质性。汽驱井组油层存在高渗透带或孔道，注入蒸汽上升，从稠油顶部跨越，会出现越顶现象，造成提早汽窜，注蒸汽驱的波及效率进一步降低。针对此问题，开发了稠油注汽井用高温调剖封窜剂。室内研究结果表明，研制的高温调副封窜剂HD、HT具有较好的高温成胶性能和强度。现场应用孤东油田的9口井，有效8口，有效率88．9％，累计增油726．8t。     

长庆白豹油田固体防蜡技术研究

长庆白豹油田在油田的开发过程中存在着比较严重的结蜡问题,影响原油的正常生产。本文分析了白豹油田结蜡井的原油和蜡样:结蜡井原油中蜡含量高,在15%~20%,胶质和沥青质含量相对较小;蜡样碳数分布主要集中在C26~C39,以微晶蜡为主。应用原油动态结蜡率测试仪和流变仪两种方法测试了MH化学固体防蜡器的性能,它能降低高含蜡原油粘度>80%,降低原油凝点达11℃,防蜡率可达到75%以上。MH化学固体防蜡器在白豹油田现场试验15口油井。现场试验表明,化学固体防蜡器应用后,抽油机载荷明显低于加药前,且能有效地减少常规的清防蜡作业,延长检泵周期。     

苏北管镇次凹低成熟原油的地球化学特征

管镇次凹位于苏北盆地盐阜坳陷洪泽凹陷中部,本区原油为低成熟油。其原油物性具有“四高一低”特点,即中等偏高的原油密度,高粘度,高凝固点,高含蜡量,低含硫;管镇次凹各井原油未经生物降解,其族组分具有典型低成熟油的特征;原油轻烃热演化程度数据表明,其轻烃热演化程度较低;原油中具有较低的m(Pr)/m(Ph)值和较高的m(Ph)/m(nC18)值,这也被认为是低成熟原油的一个强有力的证据;甾烷热演化比值也都具有典型的低成熟原油的特征。原油的姥/植比值表明为还原-强还原环境的产物。该原油源自以腐泥型为主的母质显示了以腐泥型为主的母质特征。本区原油含蜡量高,其高含蜡是与低熟阶段部分腐殖型干酪根成油和腐泥型干酪根中的丛粒藻早期成油有关。     

氮气膨胀剂在胜利油田固井中的应用

氮气膨胀剂在固井防气窜中起着重要的作用。介绍了胜利油田现河、王家岗、胜坨等区块防气窜外加剂——氮气膨胀剂的性能、特点及作用机理。现场应用结果表明,氮气膨胀剂是高压油气井、井径扩大率超标井、长封固段井及特殊井防气窜、提高固井质量的重要手段     

哈萨克斯坦PKKR原油特性及HS防蜡剂的研究

 采用气相色谱、核磁共振和DSC热分析等方法,分析了哈萨克斯坦PKKR原油的组成和结构。采用显微镜和接触角仪研究了HS防蜡剂对哈萨克斯坦PKKR原油的防蜡机理。结果表明,哈萨克斯坦PKKR油井结蜡严重的主要原因是原油中沥青质+胶质与蜡的质量比低、采出液含水量低、原油中溶解气量较多、原油含高碳蜡且蜡的支链度低和井口温度低于析蜡点。HS防蜡剂对PKKR原油的防蜡率大于60%（部分油井防蜡率大于90%）。HS防蜡剂通过改变原油中蜡晶的结构,抑制其形成三维网状结构;改变蜡沉积表面的水润湿性能,形成不利于蜡沉积的表面,从而达到降低结蜡的目的。     

低压水敏储层清防蜡技术

介绍了为解决低压水敏储层油井结蜡所开展的声波防蜡、微生物防蜡、磁防蜡技术的研究及应用。在对原油性质及储层特征进行研究的基础上,对油田常规热洗清蜡工艺进行了分析,提出了常规热洗清蜡工艺在解决低压水敏储层油井结蜡中存在的问题。通过几年的研究与应用,优选出适用于低压水敏储层油井的清防蜡工艺,确定了各清防蜡技术的技术界限。清防蜡新工艺与油井检泵周期结合,不仅达到杜绝储层污染、防止油井结蜡、保证油井稳定生产的目的,而且防蜡不影响油井正常生产,提高了油井生产时率、降低了油井清防蜡成本,提高了油田开发效率。现场共实施各种清防蜡措施456井次,减少热洗4256井次,节约热洗费用1414万元,创造经济效益1239万元,投入产出比达到1∶3。     

自能蒸汽自动热洗油井在线清蜡装置研制及应用

针对油井常规热水反洗井清蜡方法费用高、污染地层的问题,研发了自能蒸汽自动热洗油井在线清蜡装置,利用水源井自产液体和油井伴生气作为油井热洗的洗井液和能源,达到节能、清蜡、保护油层和安全生产的目的。现场应用表明:该装置具有移动方便、自动化程度高、操作简单、清蜡成本低、不污染油层的特点。     

YS-3新型清防蜡剂的研制及现场试验

采油三厂原油是高含蜡原油,结蜡问题给采油和运送带来困难。研发了一种减黏型防蜡、清蜡剂,该剂可防止黏稠度高的原油在采油管上结蜡,并兼有清蜡、减黏作用。可代替原PR-PI-C3型液体防蜡剂防蜡率低(≤40%)、溶蜡速率低(g/70min)、凝固点高(-4℃),冬季加药困难,油井防蜡效果差,热洗周期短。自2003年9月起,针对盘古梁油田结蜡严重、热洗频繁的盘58-27和盘59-25两个井组10口井应用YS-3清防蜡剂,试验结果表明,该剂的防蜡率≥40%。可在-20℃低温下使用和存放,现场加剂量100～120 mg/L。防蜡周期可达9个月以上,并且具有流动性好,加药工艺简单,成本低,清、防蜡效果显著的特点。     

轮南桑解油田稠油化学降黏新工艺

轮南、桑解油田部分储层原油沥青质含量高,生产过程中沥青质析出,造成井筒举升困难及地面集输管线超压,导致油井无法正常生产。为了解决上述问题,通过室内研究与现场试验,研发了一种耐高温、抗高矿化度的水溶性稠油降黏剂JN-1,并设计了3种针对不同油井管柱、原油物性特征的药剂加注工艺。该稠油化学降黏工艺解决了高温、高矿化度条件下高沥青质含量原油的井筒举升及地面集输困难的问题,实现了油井连续生产,现场应用14井次,累计增油16037t,累计增气257×10⁴m³。稠油化学降黏新工艺的现场应用效果明显,使高沥青质含量的稠油井实现高效连续生产。