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百色油田注水井不返排酸化技术研究 总被引:1,自引:0,他引:1
百色油田属中低渗油田,具有构造复杂、地层压力低、注入水水质不稳定的特点。为降低酸化解堵成本,针对存在问题及不返排酸化对配方的要求,在室内开展针对性试验。研制出适合油田注水井和转注井的2个系列的不返排酸化解堵配方,介绍了配套其他工作液及不返排酸化施工工艺参数。从2001年至2003年在百色油田进行不返排酸化31井次,成功率100%,注水压力平均下降3·16MPa,吸水指数平均提高1·85m3/(d·MPa),平均增注倍比为2·98。 相似文献
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快速酸化排酸管柱是一种环保型措施管柱。在不动管柱的情况下,使负压脉冲处理、酸化改造和残酸返排施工连续完成,从而有效解除地层堵塞,快速排出残酸。施工过程中封隔器无须重复坐封,使替酸、酸化和排酸工艺更加安全和快捷。通过在其它油田多井次现场应用表明:快速酸化排酸管柱结构科学合理,确保了酸化施工的成功率,大大提高了残酸返排的有效率,施工时间短,劳动强度低,是油、水井酸化解堵的理想措施管柱。 相似文献
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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 相似文献
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常规酸化具有酸液分布不均匀、残酸返排不彻底等缺点.泡沫酸对地层渗透率和油水层都具有选择性,泡沫中气体膨胀能为残酸返排提供能量,使得残酸返排更彻底,携带能力强,返排时可将固体颗粒和不溶物携带出井筒.氮气泡沫酸化在华港104-P2井中的应用可以看出,该井在钻井完井过程中,由于固相颗粒侵入地层,黏土膨胀,使近井地带受到了严重伤害,常规酸化解堵措施无效果,泡沫酸化有效地解除了钻井完井过程中造成的地层污染,使油井恢复了正常产能,表明氮气泡沫酸化是一项解决钻完井过程中地层伤害的有效措施. 相似文献
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《油气田地面工程》2020,(4)
针对渤海油田油井酸化返排液处理受平台空间、时间限制,即时处理困难和易对平台处理系统造成冲击等问题,通过对现场酸化返排液特征进行分析,探索了酸化返排液对填砂管模拟堵塞的影响,室内验证了酸化返排液回注不会对回注井造成严重堵塞,提出了利用平台原有设备对返排液进行简单处理后回注注水井的处理工艺。现场应用表明,经该工艺处理后的油井酸化返排液,其水相主要指标明显高于平台注入水,回注井视吸水指数由回注前的24.02 m~3/(d?MPa)降至回注后的16.94 m~3/(d?MPa),但经少量盐酸解堵体系处理后,视吸水指数上升至27.16 m~3/(d?MPa)。配套处理技术能够一定程度地解决油井酸化返排液处理难题,确保海上油田油井酸化的正常开展。 相似文献
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近年来 ,胜利油田有限公司滨南、临盘等多家采油厂 ,针对复杂小断块油田所特有的低产、低渗透、低压、低孔隙度等特征 ,及解堵效果差的状况 ,引进了冲击波解堵新技术 ,取得明显增注效果 ,一般提高日注水量 2~ 4倍。此前 ,这几家采油厂对低渗透、低孔隙 ,泥质、灰质含量高的地层 ,曾先后采用过高频强磁震荡、浓缩酸酸化、土酸酸化、氢氟酸酸化、热化解堵等技术解堵 ,但效果均不理想 ,且有效期短 ,施工费用高 ,施工后井底残酸、杂质、污物排不干净 ,甚至还存在一些堵塞物反应等问题。为此 ,在滨南、临盘采油厂应用冲击波解堵新工艺改造油层 ,… 相似文献
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川东北地区普光气田储层具有埋藏深、储层温度高、产层厚、非均质性强等特点,对储层酸化改造工艺技术要求高.通过室内大量试验,优选了胶凝酸体系,它具有较好的缓蚀性、铁离子稳定性、低摩阻、易返排等特点.对胶凝酸多级注入闭合酸化工艺进行机理研究,可根据储层条件在该工艺中加入暂堵转向剂和伴氮措施,达到不同层位均匀布酸改造和加强残酸返排能力.该工艺技术在普光气田应用13井次,施工成功率100%,具有良好的增产效果.目前该项工艺在普光气田普遍应用. 相似文献
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为了解决杏子川油田DC区块油井管杆腐蚀严重的问题,通过现场调研和取样化验分析,发现DC区块油井管杆腐蚀主要原因是CO2、H2S和细菌共同作用。结合DC区块油井管杆腐蚀的原因,室内研制了低膦型固体防腐阻垢剂,优选了除硫剂、二氧化碳中和剂、杀菌剂等助剂,从而确定缓蚀阻垢体系配方,然后将其干燥、固化制得固体缓蚀阻垢管。在杏子川油田DC区块进行了5口井的现场应用,措施后油井采出液平均腐蚀速率由0.682 mm/a降至0.05 mm/a,总铁离子含量由2.4 mg/L降至0.4 mg/L,油井平均免修期由41 d提高到210 d。现场应用表明,该固体缓蚀阻垢管能够改善杏子川油田油井管杆腐蚀状况,延长油井管杆的使用寿命,减少油井维护性作业井次。 相似文献
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为了解决下寺湾油田雨岔区块油井管杆结垢严重的问题,通过现场调研和取样化验分析,发现采出水中Ca~(2+)、Mg~(2+)、CO_3~(2-)、SO_4~(2-)等成垢离子含量较高,同时采出水中细菌含量超标,尤其是SRB菌含量高达10~3/m L。结合雨岔区块油井结垢的主要原因,室内以聚环氧琥珀酸(PESA)和聚天冬氨酸(PASP)作为主剂,优选了缓蚀剂、杀菌剂、分散剂等助剂,优选出绿色环保型阻垢剂配方,并对其缓蚀阻垢性能、生物降解性能进行了测试。现场应用结果表明,措施井平均Ca~(2+)保持率达到81.6%,平均缓蚀率达到80.6%;措施井免修期由75 d提高到247 d;该阻垢剂体系有较好的阻垢和缓蚀双重功效,能够解决下寺湾油田雨岔区块的油井结垢问题,减少油井维护性作业井次,降低油井生产成本。 相似文献
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邵立民 《石油化工腐蚀与防护》2014,(2):36-38
随着油田进入中高含水开发期,油井的腐蚀结垢问题日益突出,最初往往出现在产液量较大的电泵井。随着开发的进行,抽油机井的腐蚀结垢问题也开始显现出来。针对油水井腐蚀结垢问题,分析了目前固体阻垢剂存在的不足。通过优选缓蚀阻垢剂、改进固化工艺,研制了适合油井使用的固体阻垢剂,对其伤害性、耐温性进行了系统的室内实验评价,并研制了该固体阻垢剂现场使用的管柱。该固体阻垢剂在新疆、大港等油田针对不同结垢类型,进行了现场应用,显著延长了检泵周期,获得了良好的试验效果。 相似文献
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《钻井液与完井液》2021,38(3):380-384
现有的酸液缓蚀剂对消除高温环境下酸性高浓度盐水对超级13Cr材质油管的应力腐蚀是无效的,实际生产应用中导致了应力腐蚀开裂,需研发新型缓蚀剂解决高温酸液及高温酸性高浓度盐水的应力腐蚀。研究已有缓蚀剂缓蚀机理的基础上,分析了其不足之处,提出了聚合成膜的缓蚀机理,即利用一些化合物在酸液环境中在一定条件下相互反应,生成含至少2个活性功能团中间产物,可在金属表面快速生成聚合物膜。基于该理论,研发了新型缓蚀剂,在高温高压动态腐蚀速率测量仪测试,180℃下,15%盐酸腐蚀速率最低为16.0 g/m2·h;四点弯曲法测试证实该缓蚀剂显著消除了酸性高浓度盐水在高温环境中对超级13Cr材质试片产生的应力腐蚀开裂。新型缓蚀剂可有效减少超级13Cr材质油管在超深高温高压气井中产生的应力腐蚀开裂。 相似文献
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中原油田套管内腐蚀机理及腐蚀控制技术 总被引:1,自引:0,他引:1
套管腐蚀问题严重制约着中原油田的发展。通过套管腐蚀调查与腐蚀机理研究发现,中原油田注水井套管普遍存在严重内腐蚀,SRB细菌是腐蚀的主要影响因素。油井套管内腐蚀较轻,其中HCO3-在油井套管内腐蚀因素中占主要地位。针对造成套管内外腐蚀的主要原因,研究了套管内腐蚀控制技术。对于油井套管内腐蚀,研制了GHJ高效油井缓蚀剂及固体缓蚀剂;对于注水井套管内腐蚀,研究了高pH值注入水定期洗井技术与环空保护液XHK-1、XHK-2。现场应用证明,套管腐蚀控制技术有效地减缓了油水井腐蚀速度,改善了油水井井况,取得了明显的社会和经济效益。 相似文献
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油井采出液将会对金属设备造成腐蚀 ,所以以有机酸、多胺等为原料合成了GS 1油井缓蚀剂。对富含H2 S、CO2 及盐的污水 ,该缓蚀剂添加量为 50mg/L时 ,缓蚀率可达 80 %以上。静态腐蚀速率小于 0 .0 76mm/a,现场应用效果显著。该缓蚀剂原料来源广、生产过程简单、成本低 ,将是一种较有应用前景的油井缓蚀剂 相似文献
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缓蚀剂引起气井油管堵塞原因分析及对策 总被引:2,自引:0,他引:2
在目前的技术条件下,对含硫气井井下油、套管,最经济、最有效的保护措施就是加注适宜的缓蚀剂。缓蚀剂的选择应有针对性,不同气井腐蚀因素不同,其缓蚀剂品种也将不同。针对四川盆地东部地区气井近年来出现的因缓蚀剂引起的油管堵塞和现场实际解堵情况,结合井下垢物分析及解堵过程中对堵塞物的推断,分析得出:缓蚀剂引起油管堵塞的主要原因是缓蚀剂适应性差、加注制度不合理、缓蚀剂质量缺陷以及腐蚀产物裹夹等综合因素,提出了缓蚀剂入井前需进行配伍型试验,并要求加注缓蚀剂的气井必须定期洗井,同时加强缓蚀剂质量控制、现场管理和生产管理等措施,确保了气井在加注适宜的缓蚀剂下腐蚀得以延缓,同时尽可能地减少了因缓蚀剂造成的井筒堵塞,为生产决策提供了依据。 相似文献
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During oil production from several wells in Arabian Gulf area, significant productivity decline was noticed. One of the reasons behind the productivity decline might be asphaltene precipitation. Production data of the particular wells were collected and analyzed. It was found that many of these wells were injected with scale and corrosion inhibitors in downhole and surface equipment. Thus, it was desired to investigate the potential of formation damage due to asphaltene in the presence of scale and corrosion inhibitors as field chemicals. The effect of asphaltenes on the wettability, surface, and interfacial tensions were measured in the presence of scale and corrosion inhibitors. It was observed that the scale inhibitor did not indicate any alteration of the wettability, while the presence of corrosion inhibitor indicates high potential for wettability change into oil-wet conditions especially in the presence of asphaltenic oil. Similar results were obtained from the measurements of surface and interfacial tensions, in which corrosion inhibitors showed a significant decrease in surface and interfacial tensions. To assess the potential of asphaltene precipitation in the presence of both inhibitors and to study the effect of asphaltenes on the oil productivity, flooding experiments were carried out and oil/water relative permeability was determined.The results of flooding displacements showed that the presence of scale inhibitors indicates no effect on the oil/water relative permeability even in the presence of asphaltenes, while a significant decrease in oil relative permeability associated with an increase of residual oil saturation was observed in the presence of corrosion inhibitors.Mixture of scale and corrosion inhibitors showed no effect on relative permeability curves. 相似文献