SOD注聚井解堵剂效果评价与现场应用

聚合物驱是应用非常广泛的一项三次采油技术。随着注聚三采技术在我国海上油田的应用推广,注聚井堵塞问题也变得日益突出,注聚井堵塞会导致地层注入压力升高、吸水能力下降,欠注明显等问题,这将严重影响聚驱效果及油田的正常生产。通过SOD解堵剂对聚合物凝胶的降解试验、地层解堵物模试验、现场堵塞物的溶蚀试验研究,结果表明,SOD解堵剂能够有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、地层吸水能力下降等问题。2011年10月及2012年3月在渤海LD5-2油田A10井和SZ36-1油田B06井进行了现场试验,解堵后2个目标地层吸水指数均提高70%以上,有效期均超过6个月,达到了注聚井有效解堵与改造的目标。     

渤海油田聚驱受效井液气交注复合深部解堵工艺

渤海油田注聚受效井堵塞物复杂,常规解堵工艺效果差。堵塞物组分分析表明,堵塞物以有机、无机及聚合物相互包覆的复杂形式存在,为此提出先采用有机溶剂清洗有机质,再对含聚胶团堵塞物进行分散,采用逐级剥离逐级解除的解堵思路。从溶解有机物、胶团降解及氧化破胶等3方面开展不同类型解堵液溶解效果对比实验,结合堵塞机理优选解堵液体系为8%~10%甲酸+4%~6%有机溶剂解堵剂D+1%强氧化剂。渤海油田注聚受效井堵塞半径可达3 m以上,为提高解堵效果及扩大解堵半径,通过对比分析堵塞物多轮次溶解效果,配套形成了多轮次处理及液气交替注入或伴注的解堵工艺。新工艺现场试验单井日增油达60 m3/d,应用效果显著,为解决聚驱受效井产能释放难题提供了新的思路,具有较好的现场推广价值。     

BHJ3-D注聚井解堵剂效果评价与应用

聚合物驱是一种常用的提高采收率技术.随着注入量的增加,聚合物溶液与地层的固体颗粒相互作用形成复合垢,在地层孔隙中发生堵塞,影响聚合物的继续注入,降低聚驱的效果.文章通过BHJ3 -D解堵剂对聚合物溶液的降解实验、现场堵塞物的溶蚀实验研究,确定了BHJ3 -D解堵剂的使用浓度及反应时间,物模试验结果表明,BHJ3 -D解堵剂能够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.2009年10月在渤海JZ9 -3油田W8 -4井进行了现场应用,目标层吸水强度大幅提高,达到了注聚井改造的目的.     

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。     

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。     

注聚井解堵剂JD—1的研究与应用

考虑到注聚井伤害的主要原因是聚合物的堵塞,室内优选出聚合物解堵剂ＪＤ－１。ＪＤ－１对聚合物降粘率〉９０％,岩心伤害后渗透率的恢复值〉８５％,通过两口注聚井堵塞后的实验表明,解堵后注聚井注聚量增加,注聚压力降低。     

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。     

水井低伤害酸解堵剂的研究与应用

为了解除近井地带堵塞污染，恢复注入量，以达到增产增注，节约能源的目的，我们开发研制了低伤害酸解堵剂，通过室内实验和现场试验证明，低伤害酸具有较好的解堵增注效果，节能增注成果显著。     

稳态ClO2和酸液协同处理注聚井堵塞的室内研究

根据渤海油田SZ36-1区块注聚井现状和注聚井的堵塞机理,使用4种酸液体系对取得的岩粉和垢样进行实验,优选出了适合该储层的酸液类型和酸液浓度。通过降解聚合物实验,优选出氧化剂。将酸液和氧化剂结合得到深部解堵剂配方,岩心流动实验表明该复合解堵剂对注聚井的堵塞具有较强的解堵作用,丰富了海上油田注聚井解堵增注措施类型。     

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。     

分子膜/混合有机酸复合解堵技术在姬塬油田欠注井的应用

针对姬塬油田欠注井现象日益严重、堵塞物类型复杂造成常规酸化无法同时解除多种堵塞等问题，从堵塞物分析和解堵机理入手，研究了一种适用性较广的分子膜/混合有机酸复合解堵体系，主要由混合有机酸、新型分子膜、解聚剂和助剂组成。实验结果表明，该复合解堵体系具有优良的解堵性能，对现场垢样的溶垢率普遍能达到80%以上，对聚合物的降黏率可达到90%以上，适用于深部解堵，且能够有效避免二次沉淀的产生。现场应用效果表明，分子膜/混合有机酸复合解堵技术能够有效降低注水压力，提高日注水量，适用于大部分欠注井的地层改造。     

BRJ9604解堵剂在渤海绥中36-1油田的应用

针对渤海绥中 ３６１ 油田注水井堵塞的问题,研制了 Ｂ Ｒ Ｊ９６０４ 解堵剂,给出了其主要技术指标,介绍了该解堵剂在绥中３６１ 油田 Ａ８ 井的现场应用试验情况。试验结果表明, Ｂ Ｒ Ｊ９６０４ 可以有效地解除注水井近井地带的堵塞,使吸水指数明显增加。     

国内注聚井堵塞及化学解堵技术研究进展

从堵塞物成分分析、堵塞物成因及堵塞机理、化学解堵技术3个方面综述了近10年来注聚井堵塞及解堵技术的研究与应用情况。现场取样分析结果表明,注聚井堵塞物均是无机物和有机物组成的混合物。堵塞物成因及堵塞机理归纳如下:聚合物吸附滞留;聚合物相对分子质量与储层孔喉尺寸不配伍;地层微粒运移;细菌及其代谢产物;无机物引发的聚合物胶团;聚合物溶液配制及稀释操作不当。关于化学解堵技术,介绍了用于注聚井特别是注聚合物凝胶井解堵的二氧化氯型、非二氧化氯强氧化剂型及不含强氧化剂的3大类7种解堵剂及5个矿场解堵实例。参33。     

渤海油田注水井解堵增注技术

为解决渤海油田注水困难的问题,在对注水井注水动态和堵塞物资料进行分析的基础上,得到了注水井的系列堵塞机理,并研制出相应的解堵剂,即BHJ系列解堵剂。分别对有机解堵剂溶解沥青、石蜡能力、洗油能力、破乳能力以及无机解堵剂溶蚀充填砂、溶蚀岩样、溶解无机盐垢、溶解铁锈、静态挂片腐蚀性、难溶垢转化率等进行了室内评价试验,结果表明,该解堵剂对堵塞物溶蚀率高达90%以上。在渤海油田进行现场施工12井次,措施井视吸水指数大幅度上升,措施成功率100%。实践表明,BHJ系列解堵剂具有解堵且不伤害地层骨架的优点,同时具有适用范围广、解堵率高、渗透率改善效果好等特点,可大面积推广。     

强负压复合解堵增产技术

利用强负压复合解堵技术,解除油井无机物和有机物的堵塞污染,最终达到增产增油的目的.在兴隆台油田选择的8口油井进行该技术的现场应用,取得了良好的增油效果.从该技术的机理、应用效果及经济效益上看,该技术在辽河油田有极高的应用推广价值.     

渤海油田低-特低渗储层注水井堵塞规律实验研究

针对渤海油田注水井压力上升快、堵塞频繁等问题,通过对注入水水质分析及固相颗粒粒径分析,并结合物模实验详细研究了低渗储层注水井堵塞因素和规律。实验结果表明,注入水中固相颗粒(平均粒径大于2μm)是造成储层堵塞的主要原因;低渗、特低渗透储层岩心的渗透率随着注入量的增加及固相颗粒的含量和平均粒径增大而不断减小,伤害程度不断增大;固相颗粒对特低渗透岩心的伤害程度大于低渗透岩心。     

渤海L油田注水井欠注原因及对策分析

渤海L油田部分注水井投注后表现出注入压力快速升高、注入困难的情况,注水量无法满足油藏配注量。为此对L油田注水井欠注原因进行分析,通过岩心驱替实验评价储层岩石敏感性、钻完井液损害以及注入水对储层伤害,采用静态配伍性实验评价注入水与地层水之间的配伍性。结果显示储层具有强速敏损害,而部分注水井在投注初期注入量即远远超过了速敏损害临界注入量,造成了不可逆的微粒运移伤害。钻完井顺序工作液对岩心渗透率损害率可达35.5%～48.2%,单一注入水对岩心渗透率损害率达31%～35.2%,钻井液固相侵入和注水水质长期超标造成的储层损害是L油田注水井普遍注入能力较差的关键原因。建议L油田新井返排后投注或在投注初期进行酸化减弱钻井液损害,初期注入量应控制在速敏临界流量之下,逐级提高注入量避免发生微粒运移伤害,同时加强注入水悬浮物含量、含油量以及硫酸盐还原菌等关键指标的控制。