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针对渤海注聚油田聚合物堵塞问题,开发复合解堵修井液体系,利用修井作业窗口期解除近井地带聚合物堵塞,恢复油井产能。复合解堵修井液体系由主剂氧化剂和辅剂高效清洗剂、螯合剂组成。采用垢样静态溶解和动态岩心驱替实验评价复合解堵修井液对聚合物堵塞物溶解能力。室内实验表明,该体系具有良好的聚合物降解、洗油和金属阳离子螯合能力,24小时可完全溶解含油聚合物垢样中的有机组分。动态驱替实验表明,对于聚合物伤害后的岩心,注入复合解堵修井液体系后,岩心渗透率恢复率达96%。该体系已应用于注聚油田油井修井作业,具有明显的提液增油能力,为海上注聚油田利用修井作业窗口期提升油井产能提供了有力支持。 相似文献
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QK18-1油田沙河街组油藏注水开发近20年,目前75%以上的油井欠注,油田经济效率低。为明确储层损害机理、建立提高油田注水井吸水能力的有效方法,通过室内静态配伍性实验、水敏性评价实验和水质调研结果,结合铸体薄片和电子显微镜照片对比了探井和开发井储层岩心的微观地质特征,分析了该油田注水困难的原因。结果表明,储层损害的关键因素是混合污水与地层水不配伍形成粒径为10~30μm的CaCO_3垢,在储层中呈菱面体、自形程度高的CaCO_3垢晶呈颗粒状分布在孔隙中及喉道处导致储层物性降低;混合污水矿化度低,回注引发水敏损害。水处理系统悬浮物含量超标也是影响注水效果的重要因素。针对油田注水开发中储层损害问题,提出了预防措施和建议,以提高注水井吸水能力,保证油田注采平衡。 相似文献
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金县1-1油田原油主要包括重质原油和中轻质原油,重质原油产生的重组份沉积和中轻质产生的蜡沉积会导致井筒或地层堵塞,严重影响油井正常生产。针对金县1-1油田有机垢堵塞问题,逐步探索出热洗配合钢丝/连续油管清蜡技术、金县1-1专用修井液和空心杆电加热管柱工艺等系列关键技术,有效提高了该区块修井效率,恢复了油井正常产能。从2013年至2018年,这些关键技术先后在金县1-1油田进行了现场应用,现场应用结果表明,热洗技术投入产出比达到1∶8.9;三种技术可节约修井成本约1 100万元,经济效益显著。这些关键技术在金县1-1油田的成功应用,为渤海油田稠油井解除重组份堵塞难题提供了借鉴,为后期稠油区块开发生产提供实践指导。 相似文献
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针对吉格森、哈南和阿南油田在射孔作业过程中普遍采用2%KCl水溶液作射孔液,未按储层特征对射孔液体系进行改变和调整,对储层造成一定程度的损害.通过分析3个油田储层特征及地层流体矿化度,查明了敏感性及潜在损害因素,室内对保护储层射孔液配方进行了优选和性能评价实验,确定了吉格森、哈南和阿南油田的保护储层射孔液配方.经在8口井应用表明,该套射孔液体系具有较好的保护储层效果,处理剂配伍性良好,保护储层射孔液同地层水混合后无沉淀,岩屑滚动回收率均大于95%,岩心渗透率恢复值均大于80%,表皮系数全部小于0,堵塞比全部小于1,完善井达到100%,取得了很好的保护油气层效果. 相似文献
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在钻完井及修井过程中 ,涠洲 1 2 1油田储层受到了一定程度的损害 ,这影响了该油田的投资回收和原油产量。文中根据该油田的地质情况、实际施工工艺及室内实验结果 ,重点分析了钻井液液相侵入产生的乳化堵塞对低压、低渗油层产能的影响 ,提出了提高钻井液暂堵性能 ,采用防漏的一次性不压井管柱完井工艺 ,以及使用防漏压井液等防治措施。这一研究成果为该油田新开发井的顺利投产、老井修井效果的提高 ,以及减少修井工作量提供了技术支持 ,对该地区同类油田的有效开发具有借鉴意义。 相似文献
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渤海稠油油藏油井在开发生产过程中,近井地带存在有机与无机的复合堵塞,以胶质、沥青质等重质组分的有机堵塞为主,此外随着开发时间的延长,地层压力系数在逐渐减小,常规检泵作业过程中漏失逐年严重,加剧了复合堵塞的程度,针对此类情况,研发了一套自生热修井液体系,该体系具有"热、调、洗、溶"综合功能,适用于解除重度有机垢、微量无机垢形成的复合堵塞。论文重点针对自生热修井液体系的作用原理开展了实验评价,实验结果表明,在引发温度60℃的条件下,体系的峰值温度高达135℃,峰值压力高达6.1 MPa,体系综合洗油效率为94%,体系中1 kgYG-A可溶解无机垢CaCO_3和MgCO_3分别为42 g和69 g。截至目前,自生热修井液体系在渤海油田累计应用约25井次,均在检泵作业期间施工作业,措施成功率高达80%,自生热修井液的应用前景广阔。 相似文献
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《精细石油化工进展》2015,(5)
蓬莱19-3油田地层堵塞问题日益严重,对堵塞机理研究表明,注入水水质超标,引起的无机垢、有机垢(沥青质和胶质等)和腐蚀产物是造成注水井堵塞的主要原因,为解除储层污染,利用复合酸药剂体系能同时解除有机和无机堵塞。施工时,采用注入水速配在线酸化工艺,根据吸水指数的变化,实时调整挤注排量和药剂用量,既保证了施工规模又节约药剂;该工艺简单、施工灵活、安全性高。复合酸在线酸化在PL19-3油田共应用51井次,增注量达260×104m3,平均作业周期为1.1 d,较常规酸化施工效率提高3倍,有效期平均提高13 d。 相似文献
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马勇新 《中国海上油气(地质)》2003,17(6):389-393
在钻完井及修井过程中,涠洲12—1油田储层受到了一定程度的损害,这影响了该油田的投资回收和原油产量。中根据该油田的地质情况、实际施工工艺及室内实验结果,重点分析了钻井液液相侵入产生的乳化堵塞对低压、低渗油层产能的影响,提出了提高钻井液暂堵性能,采用防漏的一次性不压井管柱完井工艺,以及使用防漏压井液等防治措施。这一研究成果为该油田新开发井的顺利投产、老井修井效果的提高,以及减少修井工作量提供了技术支持,对该地区同类油田的有效开发具有借鉴意义。 相似文献
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清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl2;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO3。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO3。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。 相似文献
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LF13-1油田主力储层以中孔高渗为主,孔喉粗大、连通性好、敏感性矿物含量低,油田开发时采用无固相PRD钻完井液体系保护储层。动态损害评价实验结果表明,PRD钻完井液体系对高渗透储层保护效果欠佳。出于重点保护高渗透储层又不影响中低渗储层保护的目的,提出选择性暂堵技术对PRD钻井液体系进行优化。通过优选,建议在PRD钻井液体系中加入5%150~300目刚性暂堵颗粒。优化后的PRD钻井液体系具有封堵快、泥饼致密、滤失量低的特点,对高渗透储层的保护效果大幅度提升,而对中低渗储层保护影响不大。 相似文献
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根据南堡油田东营组试验区储层特征,分析了其潜在的储层损害因素,并对南堡油田常用的7种作业入井液基本理化性能进行了测试分析。在此基础上,对南堡油田东营组试验区不同类型的作业入井液体系的储层保护效果进行了评价。结果表明,密度为1.20g/cm^3的优质压井液/普通压井液、微泡修井液以及2%NH4Cl+10%解水锁剂的储层保护效果好,污染后岩心的渗透率恢复值均大于90%;密度为1.05g/cm^3普通压井液污染岩心的渗透率恢复值为50%左右;活性水、2%NH4Cl、2%KCl储层保护性能偏差;单一使用固化水对岩心损害较为严重,建议与破胶液联合使用,用3%破胶剂JPC溶液进一步污染岩心后最终渗透率恢复值可大于95%。 相似文献
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为了满足崖城13-1气田高温180℃、低压(压力因数0.22,压差达30MPa左右)储层修井作业过程中的施工安全和储层保护要求,优选出了具有密度可调范围大(1.0~1.26g/cm3)、液相黏度高(15.6914mm2/s)、抑制性强、界面张力低、抗温稳定性好的络合水基液,结合该气田储层渗透性漏失的特点,从漏失的根源入手,构建了崖城13-1气田高温低压气井储层保护型络合水修井液体系。室内评价数据表明,该修井液在180℃下静止恒温老化60d,流变性稳定,上下密度差极小,具有较好的耐温稳定性;在180℃、30MPa下,90min的承压封堵试验中,岩心的漏失量为0ml,具有较好的承压封堵性。该络合水修井液体系能满足崖城13-1气田高温、低压储层修井作业要求。 相似文献
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高孔高渗的渤海S稠油油田采用水源井水修井后,漏失量大、产能恢复效果差。为了降低外来工作液对储层的损害,开发了保护储层的修井液体系。通过室内实验优选了配制前置液所用的边界膜清洗剂、降黏剂、阻垢剂和助排剂,评价了暂堵液的增黏性及其对岩心的封堵性能和破胶后岩心渗透率的恢复率。研究结果表明,配方为15%边界膜清洗剂GXXJ+1.5%降黏剂JN-01+0.5%阻垢剂ZG-02+1%助排剂ZP-01的前置液的洗油率、降黏率均达到90%以上,能够抑制钙镁垢形成,可将返排压力降低50%以上。配方为3%油溶性暂堵剂BH-ZD+0.7%增黏剂BH-VIS+3%破胶剂JPC(海水配制)的暂堵液在压力3.5数4 MPa、温度60℃的条件下封堵效果良好,破胶后岩心的渗透率恢复率在80%以上。采用该前置液加暂堵液体系修井能够有效预防有机质沉淀、油水乳化和无机垢堵塞等储层伤害。该体系已在S油田应用,修井后工作液漏失量低且产能恢复较好。 相似文献