聚驱机采井加药参数的优化与实践

随着油田聚驱应用规模的逐步扩大,结蜡对油井运行管理、检泵周期的影响日益突出,受热洗泵排量、出口温度及"一站带多队"等因素限制,热洗清蜡难度越来越大。为了有效克服结蜡影响,在保证热洗质量的同时,延长机采井的热洗周期,如何确定合理的机采井加药参数及加药方式成为亟待解决的问题。为此,开展了加药效果室内评价实验,摸索出井下加药浓度的变化规律,优化了聚驱机采井的加药参数,希望对改善清防蜡效果起到一定的借鉴和指导作用。     

结蜡油井化学防蜡方式优化

河南油田第一采油厂油井含蜡量高(25%～45%),平均含水已＞85%,使用脂肪胺起始双嵌段聚醚AE0604为清防蜡剂,由环空加入,单次加药15.0～61.7 kg,加药周期9.6～31.5天.取油井沉没度、产液量、加药量为变量,分4组完成了近100井次的加药试验,测定加药后产出液中药剂浓度随时阃的变化并求出有效药剂浓度(20～200 mg/kg)维持时间,得到如下结果:药剂产出峰很陡,峰值出现在加药后5～20小时;有效药剂浓度维持3～8天,受沉没度影响大,产液量的影响次之;加大单次加药量不能延长有效药剂浓度维持时间;加药后水冲洗作业对药剂井下存留时间影响很大.据此制定了加药规范:单次加药量4～15 k,加药周期1～7天,冲洗水流量＜20 L/min,冲洗时间＜5 min.以沉没度和产液量为参数编制了优化的加药量、加药周期表.采用优化加药方式后,全厂400余口加药油井检泵周期(197→271天)、热洗周期(44→54天)延长,泵效率增大(44.9%→50.1%).图1表5参2.     

无动力井口加注液体防垢剂工艺研究

无动力加药工艺以掺水压力与套管压力差为动力源,利用毛细管阻力节流,设备流程简单,节能环保。本文报导了无动力井口加注液体防垢剂的实验规律,考察了黏度与毛细管内径、长度,及掺水压力和套管压力差对液体防垢剂流量的影响。结果表明:液体防垢剂流量随黏度增加而减小,随加药压差增大而增加,随毛细管长度增加而减小,随毛细管内径增加而增加。毛细管内径变化对流量影响显著。在大庆采油一厂北一区断东二类油层强碱体系三元复合驱试验区5口井现场试验,毛细管内径0.3mm或0.35mm、长1.6m或1.3m,掺水温度43℃,药剂黏度1.08mPa·s,加药压差0.3MPa,产出水中防垢剂平均浓度为28.3mg/L,和设计产水的药剂浓度30mg/L相近。平均检泵周期由137d延长至大于372d,最长大于507d。     

点滴连续加药技术对油井的防腐蚀效应

中国石油化工股份有限公司中原油田分公司文东油田油藏比较复杂,油井使用普通缓蚀剂防腐效果不佳,相同配方药剂在不同断块应用效果差异比较大。为解决这些问题,进行了大量实验和研究,优选出了适合文东油田不同区块特性的系列缓蚀剂,而且缓蚀剂的配伍性、稳定性等指标均符合要求。对加药方式、加药浓度与腐蚀速率的关系也分别进行了实验,总结出了适合文东油田的最佳加药方式和加药浓度。结合室内试验和现场应用研究,在文东油田应用了点滴连续加药技术。点滴连续加药所用装置由立式可调柱塞泵、电动机、储药箱、计量加药系统、液位控制系统、加热系统及电路控制系统7部分组成,其中电加热控温系统,能保证药液在冬天不被结冻。点滴连续加药技术相对传统人工定期加药,不仅能降低劳动强度、延长检泵周期,还能节省药剂、提高缓蚀率。     

新一联污水处理效果的影响因素

为改善大庆油田新一联污水处理效果,进行了药剂配注性试验。确定了反排后杀菌剂合理加药浓度及反排后絮凝剂合理加药浓度,同时确定了细菌爆炸性繁殖周期。     

利用地面掺水管线添加原油流动改进剂的可行性

针对双管伴热集油流程中油井使用常规井口点滴罐加入原油流动改进剂效果差的问题,提出一种利用油井地面掺水管线,将化学药剂以稳定的速率连续加入油井油套环形空间内的加药技术.这种加药技术具有采出液中含药剂浓度稳定、管理方便等优点.对其技术原理、工艺流程及配套技术进行了论述,并通过现场试验效果,证明了该技术的可行性.     

化学清防蜡剂的原理及适应性分析

化学清防蜡剂在作用机理上可代替常规热洗中的提温溶蜡过程，起到清蜡作用。采用加药后冲洗管线和不冲洗管线两种方式，共实施管线加药131井次，有效率100%。采用加药后冲洗方式，初期效果明显，后期效果平稳，压力回升平缓。对单管流程井实施井下药剂清蜡350口井，263口井有效，有效率为75.23%。关井时间越长洗井效果越显著，如果条件允许，关井12 h为宜。关井后采用替喷的方法洗井效果会更加显著。     

机采井免热洗及常温输送现场试验

目前国内外主要采用热洗和井口点滴药剂等清防蜡技术。用水热洗清蜡方法影响油井产量，并消耗大量的天然气、水、电等能源。井口点滴清防蜡药剂方法由于无法保持井底药剂浓度连续稳定在有效浓度范围内，只能延长清蜡周期不能免清蜡。为此，大庆油田采油一厂在二矿开展了应用流动改进剂实现免热洗、常温输送的试验，完全实现了机采井免热洗，常温输送，节电、节气、节水效果显著。     

采用荧光示踪技术实现循环水自动加药

考察了荧光自动加药控制仪是否能准确检测和自动控制循环水中含磷或无磷缓蚀阻垢剂的质量浓度,并测试了pH值、浊度、油的质量浓度、杀菌剂等因素对自动加药示值的影响,考察了示踪化药剂的缓蚀阻垢效果。试验表明,采用荧光示踪技术可以真正实现循环水自动加药。     

北西块聚合物驱热洗周期和热洗方法研究

针对聚驱井泵况管理难度大，热洗周期短，检泵率高和有效时率低的特点，结合北西块实际，从提高泵况管理水平，延长聚驱井热洗周期，降低检泵率和提高油井有效时率的角度出发，通过现场试验，摸索出一套行之有效的热洗周期和热洗方法，实际生产应用表明，该法在节能增效上收到了较好的效果。     

海上油田油井分层加药工艺管柱的研制

针对部分海上油田油井存在的结垢结蜡严重的问题,研制了药剂分层注入工艺管柱,利用井下分层加药对接工具及加药管线等配套工具,将药剂从井口注入到油层部位的完井管柱段,实现了油层流体进入井筒后与各类药剂的混合,有效缓解了油层部位分采及完井管柱结垢、结蜡问题。介绍了加药密封筒、插入密封及密封头等3种主要配套工具的结构及工作原理,指出了加药工艺管柱的技术特点。室内和现场试验结果表明,该工艺管柱各项性能符合现场施工技术要求。     

常规化学示踪技术在油田伴热水系统中的应用

为解决江苏油田试采一厂SN区块伴热水系统存在的腐蚀问题。合理制定加药方案并保证优选出的药剂获得较好的加药效果,针对SN区块伴热水系统实际情况应用简单易行的常规示踪方法对该区块伴热水系统中的伴热水量、置换周期进行定量分析,并由此制订合理的加药方案应用于现场。加药后缓蚀率达到72.1%,取得较好效果。     

油井化学清防蜡加药技术探讨

江汉油田油井加化学药剂清防蜡得到了广泛的应用，但在加药技术上还存在一些不足。在日常加药方法方面，常规的连续小剂量均匀加药会导致药剂大量吸附管壁，造成挥发浪费，并且使得进入油管柱内部的清防蜡剂达不到一定的浓度，不能有效地清蜡和防蜡；在大剂量循环加药方面，深井中存在循环时间过短的问题，用笔者导出的公式可以准确的确定循环时间；根据现场实际及有关公式可以证明大剂量循环清蜡是以脱蜡为主，循环加药量应为每次50～100kg。采油十二队结蜡严重的19口油井通过采用间隔大剂量冲击式加药方法并伴之以定期大剂量长时间循环使得采油经济技术指标上升、采油成本下降、产量上升，取得了较好的效果。     

新型井口微量连续加药泵的研制

以往向油井添加药剂大都采用加药车分批、分次、间歇或周期性地加入 ,结果造成药效波动 ,加药效果不理想。为此 ,设计了新型井口微量连续加药泵。这种泵能把药剂按需求量连续而准确地加到油井中。加药泵的结构简单 ,安装维护方便 ,运行可靠 ,排量方便可调 ,安全、节能 ,适应不同井不同条件下加药量的需求。现场 15 0口油井应用表明 ,这种加药泵平均无故障可靠运行免修期在半年以上 ,能较好地满足油井井口连续加药的需要     

采油井投加缓蚀阻垢剂方式探讨

依据缓蚀阻垢剂的作用原理及抽油井的工作参数,对采油井投加缓蚀阻垢剂的方式进行了分析。采油井生产参数分析表明,药剂的抽汲规律与产液量、冲次等参数有关。应用现场油井的产出水,对油井缓蚀阻垢剂的成膜性能、膜的后效性（持久性）及预膜质量浓度进行了研究。其结果表明,成膜后A3试片的膜能够持续4-5d发挥作用,出现缓解腐蚀现象,动态腐蚀速率小于或等于0．125mm·a^-1。通过对生产参数的拟合运算,分析了连续加药和周期加药的应用条件,据此确定了组合投药方式。     

油井井筒蒸汽热洗清蜡技术研究与应用

针对油井井筒结蜡严重,治理难度大,修井作业占比高等突出矛盾,开展了蒸汽热洗清蜡技术研究。以现场试验为基础,在结蜡井四种分类的基础上,对蒸汽热洗技术参数、运行管理模式等进行探索,明确了热洗周期、热洗制度、适应井况等关键技术指标,并结合各种治理措施的优缺点,构建了六种清蜡模式,形成以蒸汽热洗为主,自能热洗、井筒加药为辅的治理技术对策措施。     

三元复合驱油井化学防垢剂用量计算

三元复合驱机采井结垢阶段不同,同时单井的离子情况也不一样。碳酸盐的防垢机理是破坏晶核使二价阳离子形成鳌合物;对硅酸盐的防垢作用是分散,防止胶团积聚、沉降、析出。三元复合驱机采井结垢阶段随着采出液的pH值变化分为碳酸盐结垢期、混合垢期和硅酸盐结垢期。根据三元复合驱不同时期采出液离子变化情况,按照经验公式修订加药浓度,现场防垢措施较好,平均检泵周期能够达到300天以上。     

抗CO2缓蚀剂的试验评价与应用

CO2驱油技术是吉林油田近年来提高低渗及超低渗油藏采收率和动用率的三次采油技术,其中CO2腐蚀控制是该领域研究的热点和焦点问题,其经济有效的保护措施是加注适宜的缓蚀剂。针对CO2驱采油系统缓蚀剂进行现场的应用评价及效果分析,以确定合理加药方式和加药制度,最终实现高效的防腐效果。     

油井自动点滴加药装置研制与应用

为解决传统油套环空投加化学药剂浪费严重、劳动强度大、工作效率低等问题,研制了井下自动加药装置,进行了室内模拟试验,并在现场应用试验15口井。现场试验结果表明:该装置运行正常可靠,具有操作简单、成本低等特点,特别适用于套损井、边远探井。     

低渗透CO2驱注入井注入困难原因分析与防治对策

CO₂的平稳注入是低渗透油藏CO₂驱扩大波及体积与提高采收率的保障,针对CO₂驱注入井、水、气交替过程中陆续出现的油管缩径、油管堵塞、近井油层堵塞等引起的注入困难问题,依托注水管线冲洗、连续油管冲洗返吐等方式,对储层、井筒、井口、管线等重要节点,开展了岩心、水质、固体沉积物、堵塞物取样分析,结果表明：由于注入水水质不合格,含油、机杂以及FeCO3、FeS、CaCO3等腐蚀结垢产物的二次污染是引起注入困难的主要原因。根据不同堵塞位置,优选设计了连续油管热洗+钻磨、连续油管旋转喷射+解堵液等解堵治理技术与措施,有效解除了井筒及近井地带堵塞现象。同时,针对欠注原因,优选了防腐药剂体系,配套了接力加药工艺与井口过滤器,形成了日常防控技术措施,保障了地面管线内防腐效果与入井流体合格,减少了管线、井筒、地层二次污染。通过防治技术相结合,保障了CO₂驱注入系统高效、平稳注入。