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渤海油田注水井解堵增注技术 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献
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针对渤海油田注水井酸化低效的问题,以注水井酸化低效最为典型的SZ油田Ⅱ期注水井为例,统计注水井酸化60余井次,采用灰色关联度分析法进行渤海油田注水井酸化影响因素及预测评价方法研究。结果表明,渤海油田注水井酸化曲线类型主要归纳为戒下型、双台阶型、平均型、快速下降型等4种,以戒下型为主。其中,戒下型平均有效期最长,快速下降型平均有效期最短。从影响酸化增注效果的作业参数、储层参数和堵塞程度等因素出发,深入分析了各影响因素对注水井酸化增注效果的重要性等级,明确了注水井酸化增注效果的关键影响因素主要包括酸液类型及溶蚀解堵能力、酸化前视吸水指数、酸化半径、有效厚度、渗透率和孔隙度等,研究建立了酸化有效期、累计增注量预测评价分析模型。研究成果可用作注水井酸化效果事先预判和评价,有助于注水井酸化设计方案优化,延长酸化有效期和增加累计增注量,确保注水井酸化效果,助力渤海油田稳产3000万吨。 相似文献
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渤海油田部分注水井储层存在低渗带,严重影响注水效果,同时多层注水井层间差异大,分注难度高。液流空化储层改造技术通过对近井地带储层进行改造,使近井地层产生大量微裂缝,进而改善储层连通性。该工艺在渤海某油田B9井实施作业,降压增注效果明显,对注水井注水效果改造具有重要意义。 相似文献
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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。 相似文献
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针对渤海A油田注水井堵塞(水质超标、腐蚀堵塞和油垢堵塞)特点,结合储层酸敏特性,提出了"抗酸敏"复合解堵增注思路;在研制安全性好、溶垢性强的有机解堵剂和优选抗酸敏无机解堵剂的基础上,确定了渤海A油田注水井解堵增注液配方;系统评价了解堵增注液防膨性、铁离子稳定性、腐蚀性、配伍性,解堵增注液不仅具有较好的稳定黏土和铁离子稳定能力,而且具有较小的腐蚀性和较好的配伍性;为了更真实地模拟现场堵塞,提出了"高浓度模拟水混合"的岩心堵塞模拟方法;从溶垢性和解堵性能评价结果可知,解堵增注液对有机垢、无机垢、铁腐蚀产物和综合堵塞均具有较好的解堵效果,解堵后渗透率恢复值均大于100%,明显提高了基质的渗透率,解堵效果明显优于现场单一的氟硼酸解堵液。 相似文献
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低渗透油田注水井压裂数值模拟研究 总被引:2,自引:1,他引:1
在改进的黑油模型基础上,建立了一种油、水两相三维油藏裂缝数值模型,可以对垂直裂缝油藏不同井网条件下注水井压裂效果进行数值模拟.以朝阳沟油田为例,在反九点法井网条件下,裂缝处于有利方位和不利方位时,对注水井压裂后的注入动态以及对应油井的生产动态的影响进行了分析,并与油田的实际生产动态进行了对比.研究结果为注水井压裂效果评价提供了一种手段,对于经济有效地进行低渗透油田注水开发具有实际意义. 相似文献
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针对渤海油田注水井酸化问题,分析了其产生原因,并提出了综合对策:海上油田日注水量较大,在注入水水质相同的情况下,储层伤害更为严重,因此,建立了更加严格的注入水水质标准;加入有机处理剂前置段塞,加强有机解堵,并防止原油与酸液反应形成酸渣;在原有酸液体系中加入表面活性剂,增强酸化洗油处理;采用多元复合酸体系解决渤海油田无机垢、注水污油、微粒运移、泥质堵塞等综合伤害问题;在不改变现有注水流程情况下,使用注水井在线酸化工艺,克服平台作业空间小的问题,同时提高酸化处理规模。综合对策经过现场应用,日注水量和视吸水指数较以往酸化提高了1.1~2.0倍,酸化有效期延长了50%以上,该技术对国内外类似油田的开发具有借鉴意义。 相似文献
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《精细石油化工进展》2015,(6)
在渤海蓬莱油田开展了现场注入水水质分析、结垢和腐蚀评价,进行了速敏、水敏、水质超标、结垢和腐蚀引起堵塞的机理研究。结果表明,造成渤海蓬莱油田注水井堵塞的主要原因是速敏损害、水质超标、结垢堵塞和腐蚀堵塞;经过现场堵塞物的分析与评价,确定了渤海蓬莱油田注水井堵塞物类型,有机堵塞物油垢为沥青质、胶质等,无机堵塞物主要为铁腐蚀产物、储层矿物和钙垢。 相似文献
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为了优选适用于渤海油田某水平井的调剖技术,利用自制水平井调剖流动规律模型,考察了粉末聚丙烯酰胺凝胶与乳液聚丙烯酰胺凝胶体系、降压增注体系和颗粒类体系的注入性、耐温耐盐性和长期稳定性,并研究了几种调剖体系组合注入的适应性,确定了适合水平注水井乳液聚合物凝胶和自适应颗粒多段塞组合深部调剖技术(以下简称EPMSC调剖技术),并进行了矿场试验。研究结果表明,高分子量粉末凝胶体系的注入压力快速上升,高渗层的分流量高,而中低渗层的分流量极低,注入效果极差。乳液聚合物凝胶类、降压增注类及颗粒类体系的入井液黏度在3~50 m Pa·s之间,注入性良好。这3类体系耐盐为5×10~4~10×10~4mg/L,耐温为50~100℃,热稳定性为10~12个月。不同组合体系调驱后采收率为36.7%~43.6%,采收率增幅为13.6%~20.5%,降压增注体系可降低注入压力,但采收率增幅有限。EPMSC调剖技术具有良好的降压增注能力,在水驱基础上提高采收率幅度为20.3%。采用EPMSC调剖技术在渤海油田某水平井H井进行矿场试验,措施后注水压力稳中有升,视吸水指数下降幅度为36.5%;由霍尔曲线计算的视阻力系数和残余阻力系数分别为4.30和3.42,表明水流优势通道得到有效封堵,对应井组累计增油8414.5 m~3。EPMSC调剖技术的成功应用,对整个渤海油田水平井注水开发油藏增产稳产具有重要意义。图8表5参12 相似文献
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渤海油田储层主要以疏松砂岩为主,需要实施分层配注提高采收率,而常规注水工艺受井斜和注水层数等限制,存在作业时效低、施工成本高等问题。为此,渤海某油田M井首次尝试采用了智能注水完井技术进行分层配注,实现了注水工艺智能化。该技术通过井下压力传感器和液控滑套,进行数据实时采集和流量控制,通过地面数字化监控系统实现远程快速、准确调控,可实现井下储层状态实时动态监测和井下工具的远程控制,从而达到精细化注水、改善油藏管理和节省修井时间的目的。该技术在渤海油田的成功应用,为海上无人平台分层注水提供了新思路。 相似文献
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聚合物在地层孔隙中的吸附滞留会导致岩心渗透率下降甚至出现堵塞,本文针对渤海SZ 36-1油田聚合物驱井用的疏水缔合聚合物AP-P4,利用紫外分光光度计,在建立了聚合物溶液吸光度标准曲线基础上,探究了聚合物浓度、砂砾粒径、剂砂比以及温度对其静态吸附的影响规律;通过测试岩心损害率得到聚合物动态滞留规律。研究结果表明,疏水缔合聚合物AP-P4的静态吸附量随注入聚合物浓度的增加,砂砾粒径的减小及剂砂比的增大而增大,随温度的升高,吸附量逐渐减少;岩心损害率随岩心渗透率的减小而增大,随聚合物浓度的增大而增大,渗透率为161×10~(-3)μm~2的岩心经2000 mg/L的AP-P4溶液驱后损害率高达99.58%,说明疏水缔合聚合物AP-P4在岩心内发生了严重的吸附滞留,造成岩心渗透率明显下降。图7表4参15 相似文献
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针对渤海某油田注水系统硫化氢浓度过高的现状,通过测定脱硫剂对注入水的脱硫效率和阻垢剂对注入水中钙离子浓度的影响,优选出改性三嗪类液体脱硫剂和聚磷酸盐防垢剂,并在注水水源井所在C平台进行了现场中试。结果表明,改性三嗪类液体脱硫剂对注入水的脱硫效率为98.1%,脱硫效果最好,但会使水中钙离子浓度降低,出现结垢。与聚磷酸盐防垢剂一起使用可明显减少钙离子的沉积。在平台现场药剂中试时,脱硫剂和防垢剂加量分别为500 mg/L和20 mg/L,水源井系统的硫化氢浓度由800 mg/m~3降至约20 mg/m~3,产液中的硫化氢量从150 mg/m~3降至约4 mg/m~3,满足平台脱硫的需求,同时避免了沉积垢。图2表2参12 相似文献