复合解堵剂对大庆油田三元复合驱注入井的解堵效果

为改善大庆油田聚合物/碱/表面活性剂三元复合驱主段塞注入后期部分注入井注入压力升高、注入量降低的问题,制备了由无机铵类化合物降解剂和复合酸组成的复合解堵剂体系,研究了该复合解堵剂对三元复合驱注入井堵塞物的室内解堵效果,并在大庆油田进行了现场解堵增注试验。结果表明,复合解堵剂对注入井堵塞 物的溶解效果较好,溶解率大于98%;现场应用时先注入降解剂处理地层中的聚合物团块堵塞,再注入复合酸处理剩余的垢质及机械杂质等堵塞物,对14 口三元复合驱注入井解堵后,初期平均压力降低2.2 MPa、平均日注入量增加12.5 m³、平均有效期183 d。该复合解堵剂对主段塞后期及副段塞阶段因堵塞导致注入能力降的三元复合驱注入井有较好的降压增注效果。表5 参13     

新生态二氧化氯复合解堵技术在河南油田的应用

聚合物驱油常伴随有地层堵塞，影响了驱油效果。由于堵塞物主要由聚合物及各种无机垢构成，直接采用强氧化剂解堵会腐蚀设备，安全性差，解堵效果不理想。针对河南油田聚合物驱油藏物性及地层堵塞物的特点，研究开发出了新生态二氧化氯复合解堵剂及其配注工艺。该复合解堵剂以二氧化氯粉剂为主剂，是一种潜在二氧化氯生成体系，由两种粉状物组成，其水溶液在地层条件下发生化学反应生成新生态二氧化氯，具有极强的破胶、杀菌、除硫和溶蚀各种无机垢堵塞物的能力；配注工艺简单可靠、针对性强。现场应用表明，新生态二氧化氯复合解堵技术可高效解除油田聚合物驱地层堵塞，措施井平均有效期可超过8个月且增油增注效果显著。     

海上油田注水井复合有机酸化解堵增注液研究

针对海上B油田注水井注水过程中压力升高,注水量下降的现象,分析注水井堵塞原因主要为无机垢和有机垢堵塞。提出采用复合有机酸化解堵增注措施,研究出了适合于目标油田注水井的复合有机酸化解堵增注液,室内评价了其基本性能和解堵效果。结果表明,该体系具有良好的防膨性能,与地层水配伍性好,具有良好的稳定铁离子能力,腐蚀性能可以满足海上平台的要求,并且对现场堵塞物的溶解率高,能够很好的解除地层中有机垢和无机垢堵塞。相比较于现场解堵剂,复合有机酸化解堵增注液解堵后渗透率恢复值均大于100%,明显改善了储层,可以代替现有解堵剂应用于海上平台注水井酸化解堵增注作业。     

海上油田注聚井解堵增注技术进展研究

针对海上油田注聚井堵塞问题,以进一步完善海上油田注聚井解堵增注技术系列为目的,详细介绍了海上油田解堵增注技术应用现状,通过对比分析不同解堵增注措施,找出了前期解堵增注措施存在的问题,并结合国内外解堵技术现状及海上油田的特征,提出了适宜海上油田的解堵增注新技术。海上油田前期解堵措施以单一酸液、强氧化剂、生物酶解堵为主,在应用中存在单一酸液处理效果不佳,强氧化剂存在腐蚀性和安全性、解堵有效期短、对复合堵塞物解堵效果不佳等问题,阐述了物理化学复合解堵技术及化学解堵增注技术在海上油田应用的新进展。     

一种海上油田注聚井解堵体系的室内研究

聚合物驱油技术是目前国内各大油田三次采油技术中提高采收率的一种主要技术措施。但随着注聚的不断注入、向前推进运移,因聚合物的黏弹性以及存有不溶物残物,导致注聚井注入压力逐渐升高,出现注聚井注不够、注不进的现象日趋严重,影响正常生产。针对海上油田生产特性和注聚井情况及堵塞物的深入细致分析,通过堵塞物分析、解堵剂稳定性、聚合物解堵实验、堵塞物解堵等实验研究,室内研发出适合海上油田注聚井解堵的一种有效、安全、可靠的解堵剂。     

河南油田双河区块注聚井堵塞机理及APS解堵剂性能评价

针对河南油田注聚区块欠注和注入压力高的状况开展了聚合物堵塞机理研究,并对APS解堵剂进行评价。通过对注聚返吐物的成分组成分析发现,聚合物凝胶占堵塞物总质量的90.98%,是造成注聚井堵塞的主要物质。从室内岩心模拟试验结果来看,APS解堵剂对聚合物溶液造成的堵塞起到了较好的解堵作用,当渗透率接近1D时,渗透率恢复率可达到71.72%;但对聚合物凝胶造成的堵塞的解堵效果不太理想,当岩心渗透率为1.012D时其渗透率恢复率为57.00%,不能达到有效解堵的要求。增大APS解堵剂的质量分数对聚合物溶液的解堵有较好效果,渗透率恢复率提高了6.63个百分点;但对凝胶解堵效果不大,只增加了2.92个百分点。化学解堵后提高注入压力可以增加岩心渗透率的恢复率,提高解堵有效率。注入压力增幅越大,岩心渗透率恢复率越好。但注入压力并不能无限制提升,注入压力应小于地层破裂压力。     

海上注聚油田复合解堵修井液的研究与应用

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...     

海上注聚井高效解堵体系性能研究与应用

对解堵体系JD性能进行了评价,结果表明,JD解堵体系对聚合物溶液的降解率大于98．5％,且温度升高,降解时间缩短;现场垢样总溶蚀率大于79％;注聚岩心流动试验解堵率为157％;JD体系对金属腐蚀速率很低,适合现场应用。JD解堵体系在SZ36—1-J03注聚井现场酸化解堵应用结果表明,目标层注入量大幅提高,达到了注聚井解堵的目的。     

旅大10-1油田A5井解堵工艺研究

旅大10-1油田A5井聚合物堵塞日益严重,通过多种化学分析方法对现场堵塞垢样进行了组分分析,并针对堵塞物特点开发了一种新型复合解堵工艺;通过对复合解堵工艺的垢样溶蚀试验评价和解堵物模试验评价表明,复合解堵工艺能够有效地降解注聚井堵塞物、恢复地层渗透率和吸水性能。对A5井进行了现场解堵试验,解堵后目标地层吸液量由502m3/d上升至800m3/d,取得了良好的解堵效果。     

绥中36-1油田注聚井JD-01解堵体系性能评价及应用

对JD-01解堵体系进行性能评价,结果表明,JD-01解堵体系质量分数为9%~11%时,聚合物溶液的降解率较高,现场垢样溶蚀率大于50%。物理模拟岩心流动实验表明,JD-01解堵体系对岩心处理24 h后,渗透率增加倍数为4.8~6.7,能有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、注聚压力升高等问题。2015年1月,JD-01解堵体系在SZ36-1-A21注聚井现场应用,目的层注入量大幅提高,实现了注聚井解堵的目的。     

大庆油田注聚合物井压裂解堵工艺技术

通过分析大庆油田聚合物注入井存在的问题及压裂工艺的不适应性,研究出了适合于聚合物注入井特点的新型综合压裂解堵技术,通过现场应用,提高了措施效果,延长了有效期,减缓注聚井的层间矛盾,取得了较好的效果,并取得了一定的经济效益,对注聚合物井的解堵有一定的指导作用。     

大庆油田注聚井解堵增注技术

大庆油田聚合物驱三次采油过程中，随着聚合物注入体积的增加，注聚井堵塞问题日益突出。主要表现是：注入压力高、达不到配注、间歇注入等，严重影响聚驱效果。注聚井解堵增注技术分析了聚驱注入井注入压力上升的主要原因及注聚井堵塞规律，并根据注聚井近井地带堵塞物的成分分析，研制出新型注聚井解堵剂配方；为减少注聚井解堵后因聚合物的再吸附而重新堵塞，研究了注聚井油层保护技术，形成了既能防止聚合物在油层孔隙表面的再吸附，又能通过竞争吸附将吸附在油层孔隙表面的聚合物驱替掉的油层保护剂配方。该技术现场试验22口井，从解堵施工到油层保护等方面技术完善配套，现场试验取得了明显的效果。     

微压裂酸化复合解堵技术在渤海某油田的应用

随着渤海油田的开发,注入水与储层水质不配伍,引起井下管柱腐蚀、结垢,造成储层污染、堵塞和注水压力升高等问题。常规酸化手段存在二次沉淀、有效期短等问题,通常需多轮次解堵,导致解堵费用较高。为达到注水井降压增注的目的,借鉴油井压裂增产的原理,提出通过清水微压裂解堵且不加砂的方法在储层附近形成微裂缝,再复合螯合酸化技术,提高酸液波及系数和指进,阻止成垢离子二次沉淀。该技术在渤海某油田注水井现场应用结果显示,该井作业后注水压力显著下降,日注水量及视吸水指数均大幅度提高,生产7个月后日注水量依旧保持平稳,无明显波动,表明微压裂酸化复合解堵技术具有改善储层渗透率、降低注入压力、增加注水量,且作用周期长的特点,具有较好的推广应用前景。     

碱酸复合解堵技术的研究与应用

针对卫城油田浅层区块低温、低压、低含水率、高黏度井采用常规土酸酸化效果不佳的情况,提出了碱酸复合解堵技术。该技术借鉴综合了三元复合驱和CO2驱的优点,采用前置驱油体系和后置酸液体系,前置驱油体系主要组分为瓜胶、交联剂、烷基苯磺酸钠、Na2CO3和NaHCO3,利用三元复合驱驱油原理,剥离驱替黏附于岩石孔隙表面的原油,避免生成酸渣;后置酸液体系为常规土酸酸液,主要作用是除污扩孔,以及与前置驱油体系反应放出热量、CO2气体降黏、促排。室内实验和现场应用结果表明,碱酸复合解堵技术前置驱油体系能为后置酸液体系解除地层污染创造良好条件,酸碱反应生成大量的CO2气体及放出的热量与酸液有效结合能很好解决低温、低能和低含水井的有机污染和无机污染问题。     

ZSJJ-3型聚合物解堵新技术实验研究

针对胜利油田聚合物驱及聚合物转后续水驱油藏注水压力高、欠注严重的问题,分析了油藏堵塞欠注原因,对现场堵塞物进行分析,结合普通氧化解堵剂在现场应用中存在的安全隐患,研制出新型的聚合物解聚剂,并对其性能进行评价。该解聚剂在常温下处于失活状态,安全、稳定;在储层温度下释放氧自由基,溶解近井地带聚合物堵塞物,降解高分子聚合物成小分子聚合物,溶解聚合物堵塞物能力在90%以上,降黏率达到90%以上。在现场试验应用中,结合现场实际情况配套预处理工艺,后期稳定处理工艺,复合作用实现注聚井及后续水驱欠注井的解堵增注,提高增注效果,延长稳定注入有效期。     

冀东油田高温低渗井酸化增注技术研究应用

冀东油田高尚堡深层区块酸化增注存在储层埋藏深、温度高、层间层内非均质性严重、酸化反应矿物含量高等问题。在室内试验研究的基础上,现场采用了酸前儿井,注入有机解堵剂解除有机堵塞、前置液溶解碳酸盐胶结物,主体酸采用耐高温低伤害缓速酸液体系,不返排残酸并及时注水等工艺措施对2口井进行了酸化处理,使用砂岩酸化实时监测系统实时监测施工质量。形成了酸前地层评估、耐高温低伤害缓速酸液体系、酸化工艺参数优化设计、酸化现场实时监测与评估、酸化施工及效果评估等酸化配套技术。不仅达到了注水井增注的目的,而且加深了对注水井目的层的     

油水井负压返排工艺技术研究与应用

油水井在生产过程中近井地带因蜡(胶)质、垢、无机颗粒等沉积造成地层堵塞,严重影响油水井的产液量和注水量。为了解除近井地带的堵塞,提高油水井的产液量和注水量,目前采油三厂所使用的解堵技术有:压裂、酸化、暂堵酸化、缝内转向压裂等工艺措施,取得了不同程度的效果,上述工艺措施有可能增加地层渗流面积,但对于剥落的机杂颗粒和二次沉淀物无法彻底排除,导致措施效果低,有效期短。为了有效地提高低渗油层的措施效果和延长措施有效期,2005年引进负压返排工艺技术主要针对注水井,2009年对油井实施负压返排技术解堵,应用效果较好。     

水力脉冲波协同多氢酸酸化解堵反应动力学模型

水力脉冲波协同多氢酸酸化技术对于高压注水、注汽井近井区域的储层堵塞具有高效的解堵效果。但目前针对该项技术的模拟理论及动力学研究较少,现场工艺参数设计存在一定的盲目性。基于多氢酸活性酸组分的酸岩反应模型,以水力脉冲波传播动力学为基础,构建了水力脉冲波协同多氢酸酸化反应动力学模型;研究了孔隙度、渗透率、酸液及矿物浓度随时间和距离的变化规律,分析了水力脉冲波协同多氢酸酸化解堵的参数敏感性,并进行了矿场应用分析。研究表明:协同作用进一步提高了储层的酸化解堵效果,明显改善了酸液流速、酸液及矿物浓度的分布;振幅、频率较高时,酸液流速的径向差异直接影响相邻位置的解堵效果。针对不同类型的砂岩油藏设计了水力脉冲波协同多氢酸酸化解堵参数,并成功开展11井次矿场试验,注水压力平均下降6.3 MPa,注汽压力平均下降3.5 MPa,起到了显著的解堵降压增注效果。     

稠油热采井封堵调技术研究

针对河南稠油油田注蒸汽热采及由吞吐高周期转向汽驱开采阶段地层吸汽差异大、汽窜严重、周期长、热损高、边水突进加剧、严重影响生产等问题,研制出以苛化泥为主剂的新型颗粒类高强度、易解堵、低成本的封窜-堵水-调剖剂,并配套了现场施工工艺。室内及现场试验结果表明,该稠油热采井封堵调技术具有可泵性好、强度高、易解堵、耐高温、有效期长、施工方便、无风险等特点,可有效地封堵汽窜通道,阻止边水突进,调整地层吸汽差异,在现场应用中取得了明显的增油效果。     

注水井疏水降压增注液体系的研究与应用

为解决长庆油田Y19区块注水井普遍存在的长期高压欠注和措施有效期短的问题,通过开展岩石矿物成分、储层敏感性、地层流体与注入水的配伍性等分析实验,找出了引起注水井高压欠注的主要因素,分别是储层敏感性、注入水引起的润湿反转及化学结垢堵塞。对此,室内研发出一套由低伤害酸液、硫酸盐垢解除剂、纳米疏水材料段塞组成的疏水降压增注液体系。该体系能够有效解除化学结垢堵塞,改善岩石表面润湿性,降低水驱毛管阻力,从根本上解决了引起注水井高压欠注的主要矛盾。已完成的2口现场试验井均达到配注要求,且注入压力下降均超过2 MPa,累计增注8 077m~3,较常规措施有效期延长4个月以上,取得了较好的应用效果,同时也为低渗透油田降压增注作业提供了一种有效的技术手段。