固体防蜡筒清防蜡技术的应用与改进

固体防蜡筒有效解决了解决了高液面井化学药剂清防蜡效果差的问题,同时又具有下井工艺简单,费用低,减少了热洗对地层的污染等优点。但其也存在不少缺点：如固体防蜡剂药块溶解速率快慢不一,药品针对性不强等,本文对上述缺点进行针对性了改进,取得了一定的效果。     

固体防蜡剂的研究及其在低渗透油田应用

本文论述的固体防蜡剂研究成果,既解决了低渗透油田采油过程中存在的结蜡问题,又克服了现有的液体防蜡剂在应用过程中存在的种种弊端。它利用高聚物缓释等特性,由高聚物乙烯—醋酸乙烯酯、高压聚乙烯及表面活性剂尼纳尔(水溶)经过复配、加热、成型等过程制成固体防蜡剂。针对不同区块、不同含水量,应用不同配方的固体防蜡剂具有较好的防蜡效果,能有效减缓油管、抽油杆及凡尔结蜡,延长油井热洗周期,免洗增油。     

锦州油田油井清防蜡技术

锦州油田是一个开发多年的老油田,在原油生产过程中,油井结蜡一直是影响油井正常生产的一个重要因素,本文从油井出蜡结蜡机理、影响油井结蜡因素及油井清防蜡综合治理技术进行阐述,为油田油井的正常生产提供了重要保证。     

解析油田开发后期油井清蜡防蜡方法

在油田开发的后期,油井容易出现结蜡现象,导致了油井无法正常工作,影响采油的工作效率。本文主要阐述了防蜡与除蜡的方法,并分析了国内油田在开发后期,油井结蜡的原因以及结蜡的机理等。结合实际指出油田的开发规律,在开采的过程中要采取相应的防蜡措施与清蜡措施,确保油井正常工作。     

敖南油田抽油机井清防蜡工艺适应性探讨

本文描述了油井结蜡过程及影响因素,介绍了目前敖南油田常用的化学清防蜡法、物理清防蜡法及微生物清防防蜡法原理。针对目前清防蜡存在的问题,寻求适应敖南油田清防蜡工艺途径,达到延长防蜡周期、降低清防蜡成本的目的。     

抽油井热洗清防蜡法的改进

以石油资源开发中的抽油井热洗清防蜡工艺为研究对象,通过阐明抽油井结蜡过程及成因,对传统清蜡方式存在问题进行概述分析。在此基础上,结合常用的热洗清防蜡法,对该技术方法的改进策略问题进行总结归纳。     

高升油区清防蜡工艺的研究

本文分析了油井的结蜡变化的规律,探讨了造成油井结蜡严重的主要原因。在此基础上,分析了高升雷家油区实施的清防蜡工艺。针对各工艺实施效果,摸清了清蜡工艺的适用性。针对工艺的适用性和区块的特点,为解决油井结蜡,提出了建设性的工艺措施。     

北三台油田微生物清防蜡技术研究

介绍了微生物清防蜡技术在北三台油田高含蜡井中进行的微生物清防蜡的研究成果,通过多年的室内及现场试验、筛选出了使用于北三台油田的微生物菌种并在北三台油田取得了较好的应用效果。     

油井清防蜡效果评价及措施优选系统的研究与应用

原油在井筒流动过程中不断向周围环境散热,当原油温度低于蜡的初始结晶温度时,蜡晶微粒便开始在油流中和固相表面上析出。本文针对目前油田多种多样的清防蜡方法提出了油井清防蜡效果评价指标和措施优选原则,对现场如何采取防蜡清蜡措施具有一定的指导意义。     

复合防蜡工艺在潍北油田高含蜡油井的应用

在油气开采过程中,蜡从原油中不断的析出、沉积,导致产油层及采油管线等堵塞,使油井产量下降,甚至造成停产。因此,防蜡和清蜡是含蜡原油开采中需要解决的重要问题。对低能量抽油井中,使用常规清防蜡工艺存在费用高、影响产量、污染油层、效果差且适应性不好等问题,严重影响正常生产和开发效益。本文系统分析了油井结蜡的影响因素,探讨了生产过程中高含蜡油井结蜡的复杂多样性,介绍了复合防蜡工艺的原理及工艺技术。现场应用结果证明,复合防蜡工艺能有效解决低能量抽油井的清防蜡问题,具有一定的应用前景。     

针对大庆油田水基清防蜡剂的室内研究与应用

在采油过程中,含蜡原油沿着油管上升,由于压力和温度的不断降低,减少了原油对蜡的溶解度,原油中轻质组分的不断逸出,此时蜡开始结晶逸出并不断沉积在管壁或抽油杆上。原油中蜡含量越高,高碳蜡的含量越多,结蜡越严重,凝固点也越高。越易造成油管、抽油杆、油井和管线等设备的堵塞,导致油井产量不断下降,严重影响油井正常生产,甚至可能停产。因此,在原油生产管理中解决这一难题的有效方法之一就是使用化学清蜡剂进行清蜡。     

综合清防蜡技术在油田的应用

简述了川口油田的地质地貌状况,并对近几年的油井清蜡状况进行了总结。概括了近些年油井清蜡方式发展状况,着重介绍了负压热洗清蜡,分析了油井清防蜡工艺改造的发展方向。     

开窗侧钻井技术在油田老井挖潜改造中的应用

油田老井的挖潜改造对提高采收率有重要作用。本文阐述了套管开窗侧钻井技术的原理、适用范围、工艺流程;针对某油井的实际情况,分析了其实施侧钻井的必要性和施工要求,简要介绍了施工步骤。该井侧钻后,日增产油量约4.5 t,实现了老井的重新利用。该技术对治理低渗透油田长关井或中高含水井具有重要意义。     

非常规气举采油技术在涠洲11-1油田的应用

涠洲11-1油田东块A12h井电泵故障濒临停产,而平台可移动修井机已移至其他油田,短时间内无法修井检泵作业的情况下,通过改造地面注气流程,利用平台分离器高压天然气供气,采取非常规气举技术进行采油。涠洲11-1油田非常规气举采油技术应用结果表明,非常规气举技术在海上油田特殊情况下可有效恢复油井的正常产能,保证油井生产时效,从而保证了油田的正常生产。该技术拓展了海上平台的采油方式,为类似情形下恢复油井产能提供了可借鉴的方法。     

W11-4N油田海管在线清垢作业现场试验

为了验证在线清垢剂的清垢效果。解决W11-4N油田海管结垢堵塞问题,开展了为期45d的低含水输送海管在线清垢现场试验工作。结果表明．清垢作业试验获得成功。清垢达到了预定目标。海管进口压力和海管进出口压差均大幅下降,降幅均约为130kPa。且在作业后期稳定在此数值左右;清垢作业结束时。海管输送液分离水样中Ca抖浓度下降并稳定在520-600mg·L^-1,接近作业前期浓度（500-580mg·L^-1）;清垢作业完成后,拆卸发球阀外观结垢已彻底清除．且无明显腐蚀迹象．海管输送液分离水样中Fe抖浓度稳定在0．2～0．3mg·L^-1,清垢作业期间海管腐蚀速率比加清垢剂前大大降低;清垢作业的返出液对油水分离处理无明显影响;清垢作业完成后,W11-4N油田生产稳定,外输6英寸海管保持日输送液量为1330m^3,海管输送压力稳定正常。     

塔河油田奥陶系油藏中蜡的防治技术研究

在原油开采过程中,原油中沥青质、胶质等重有机质会在岩石表面沉积,形成有机垢,造成不同程度的油气层损害,并且某些损害是永久性的、不可逆的,因此采取有效的措施至关重要.塔河油田原油具有高密度、高硫、高粘度、含蜡、低油气比的特性,影响正常的生产,在室内实验测得了塔河油田原油的不同原油性质,针对性的研制了分散剂,对比了其他不同...     

水平井减阻驱油助排技术在曙光油田的研究与应用

水平井技术是实现油田高效开发、加快增储上产步伐、实现持续有效较快协调发展的重大技术之一。但由于原油粘度高、流动阻力大致使水平井产量低、回采水率低的矛盾日渐突出。为此,结合曙光油田超稠油油品特性,经过室内实验筛选复配合适的表活剂,研制驱油助排配方体系,进一步完善现场施工工艺,形成了水平井减阻驱油助排技术。通过降低流动阻力、增强原油流动性、提高驱油效率,进而改善油井周期生产效果。     

涠洲11-1n油田储层敏感性测井评价方法及应用

针对涠洲11-1N油田储层污染损害问题,分析敏感性矿物是造成储层污染损害的主要因素,提出通过CLA SS程序求解敏感性矿物类型及其含量,进一步应用单相关系数加权法预测储层敏感性,为储层污染损害的防治提供了一定的理论基础。该方法在涠洲11-1N油田取得较好的效果,可以应用到其他油田当中。     

水平井分抽采油技术在曙光油田稠油区块的应用

在水平井笼统采油过程中,针对水平井水平段端部与根部流动不均的问题,开展了水平井分抽采油技术研究。在水平井水平段脚尖与脚跟不同部位采用相对独立的两个入泵压力系统进行生产,可以避免笼统采油中长距离水平段沿井筒方向阻力形成的压力差造成水平段端部与根部流动不均的问题,达到水平井相对均匀采油的目的。介绍了水平井分抽采油技术工艺原理、管柱结构及其在曙光油田应用情况。     

涠洲11-1油田大位移井钻井液技术

涠洲11-1油田A13h、A14h井,垂深1000m左右,水垂比分别达2.92和2.15,尤其是A13h井是近年来北部湾所钻的水垂比最大的大位移井。二开12-1/4井段采用PHPA/KCL体系,三开8-1/2井段采用PRD体系完成大位移井段作业。现场应用效果表明,PHPA/KCL体系具有较好的抑制防塌效果,以及较好的润滑效果,PRD体系携砂和储层保护效果良好,满足了大位移井对井眼净化的要求,确保了该大位移井钻井作业的顺利进行。