生物酶解堵剂在胜利油田的应用

在开采稠油油藏过程中,地层温度、压力等因素变化都会造成近井地带井眼堵塞,导致油井产能降低。室内研究表明,生物酶技术具有较好的催化、剥离、降黏、溶垢和洗油能力,并且对地层无伤害。现场应用结果表明,因油稠、堵塞而造成的渗流阻力增大,生产周期短,产量低等问题的稠油井,经生物酶技术处理后,油井液面上升,产量增加。     

TKS稠油地层热化学解堵剂的研究及应用

为解除稠油地层的堵塞，研制出ＴＫＳ热化学解堵剂，对该堵剂进行了化学配方研究，分析初温，催化剂，冲稀介质变化对反应时间和峰值温度的影响，掌握了热化学反应的规律，解堵剂具有以催化剂协同控制效应，反应时间易控，洗油效率高，施工工艺简便，现场应用取得了良好的解堵增油效果。     

生物酶解堵增产研究与应用

为了解除重质组分污染和钻井滤液污染造成的储层堵塞，研究了当前常用的2种酶阿波罗酶和SUN酶的解堵性能，?过表观分析、稳定性研究、含菌分析实验、蛋白分析实验、糖组分分析、生物表面活性剂的分析实验、与原油界面张力的测定，认识了2种酶对岩石润湿性的改善、洗油作用、乳化原油能力以及解堵机理。模拟实验结果表明，2种酶均可不同程度地解除地层的重质组分堵塞，特别是用地层水配制的阿波罗酶解堵剂能有效地解除钻井滤液对地层造成的堵塞。介绍了生物酶解堵选井原则，矿场实施工艺方案、施工方案及效果评价，在处理半径1.8 m、阿波罗酶溶液体积分数为4%条件下对海上油田2口油井已实施解堵，增产效果良好，值得类似油田借鉴。     

生物酶解堵技术的研究与应用

鄯善油田属于典型的低孔特低渗油藏，目前已进入中高含水期开发。油井污染类型复杂，油井酸化措施有效率低。生物酶是从自然界提取的生物制剂，可生物降解，迅速剥离近井地带结晶、堆积在岩石颗粒上的蜡及沥青质，使岩石润湿性由油湿转变为水湿，降低原油在地层空隙中的流动阻力，对设备、环境和人员无伤害，具有经济、高效、环保的特点。该技术在鄯善油田已成功应用2口井，取得良好的效果。     

生物酶解堵技术在花土沟油田的应用

花土沟油田随着开采时间延长,地层能量减少,压力降低,地层供液能力不足,原油脱气,油井结蜡严重,造成油井产量降低,地层存在堵塞现象,针对有机堵塞,该油田采用BE-1生物酶解堵剂解堵获得成功,认为此方法增油效果好,经济效益明显,具有很好的推广价值。     

生物酶解堵技术现场试验研究

针对大港油田部分油井出砂、结蜡严重,地层存在堵塞现象,同时部分油井因井况、出砂等原因无法使用常规酸化解堵技术的问题,引进了生物酶解堵技术。在对生物酶解堵剂的作用机理进行分析探讨后,采用不动管柱施工方法,在大港油田港西新7-6井组进行现场施工,受益油井取得显著的驱油解堵、增油上产效果。单井增油2300多吨,投入产出比达1∶3.47,且施工工艺简单,经济有效,具有推广价值。     

生物酶解堵技术在海上油田的应用及效果分析

渤海P油田为复杂小断块稠油油田,大部分区块为天然能量开发。油井在生产过程中随着温度压力下降,有机质容易析出,对筛管表面、近井地带造成堵塞,引起产量下降。目前海上常规的增产措施面临设备投入大、程序复杂、耗能高,油藏易受到伤害,采出液处理难度大等问题。为此开展了生物酶解堵技术研究,生物酶是由酶主导的多种生物化合物组成的水溶性产品。室内实验及现场应用表明生物酶具有非常高的释放储层岩石颗粒表面碳氢化合物的能力,可以改变岩石的润湿状态,大幅提高驱油效率,具有安全、高效、施工方便等优点,具有广阔的应用前景。     

塔河油田稠油井解堵抑堵剂研制

塔河油田稠油井在掺稀开采过程中常常出现井筒堵塞的情况,严重影响正常生产。堵塞物的四组分分析结果表明,其主要成分为沥青质,所占质量分数达57%。考察了不同类型化合物对堵塞物的溶解性能,并考察了助剂的复配效果,研制了复合解堵抑堵剂RPDA-02,该剂对堵塞物的饱和溶解量达2.0 g/g,显著优于现场使用的对比剂。考察了RPDA-02的抑堵效果,结果表明,该剂对沥青质沉积的抑制时间超过60 天。研究了现场工况条件对该剂解堵抑堵性能的影响,结果表明,使用温度变化对其性能影响很小。开发了掺稀连续加剂工艺,可较好地解决稠油井堵塞问题,并对采出液的后续处理无不利影响。     

高效解堵洗油剂室内研究与现场应用

介绍了一种高效解堵洗油荆的研制,考察了反应物浓度、碱液浓度、表面活性剂等因素对有关性能的影响.解堵洗油剂洗油效率可达90%以上,0.1%水溶液表面张力达20 mN·m-1,具有良好的洗油能力和溶解胶质、沥青质的能力,能有效降低油水界面张力.该解堵洗油剂主要用于油井吞吐,现场试验表明可大幅度提高油井产能,是一种性能优良、价格低廉的解堵洗油剂.     

生物酶解堵技术亮相吐哈言由田

谁能把原油进一步从岩缝中“刮”下来？一种名为AE-2的生物酶就具有这种神奇本领。截至8月5日，吐哈油田应用生物酶解堵技术使两口井累计增产原油超过1500吨。     

SUN生物酶解堵剂及其在胜利海上油田的应用

SUN生物酶解堵剂含有蛋白质复合酶Noyees,生物活性物Bio-P和Bio-A,异化菌,天然生物提取物等,溶于水。3%SUN水溶液可使被掺砂原油污染的岩心恢复80%~98%的渗透率。简介了SUN的解堵和增产机理。SUN可用于油田多种措施和作业:油井(包括稠油井)解堵;洗井;清防蜡;稠油井化学吞吐;三次采油井解堵;酸化、防砂工艺前置液;注水井解堵增注等。介绍了解堵施工井选择,施工工艺,在处理半径1m、SUN溶液浓度5%~8%条件下对胜利海上油田8口油井实施解堵,效果良好,有效期超过180d。详细介绍了其中1口井的施工及效果。图1表1参1。     

DLA型解堵剂在曙光油田大凌河油层的应用

辽河曙光采油厂曙二区大凌河油藏在开采过程中，原油中的重质组分（胶质、沥青质、石蜡）和地层水中易结垢物质在近井地带沉积，造成油井频繁堵塞。为此研制了解堵剂DLA，它是表面活性剂、无机和有机酸、分散剂、络合剂、缓蚀剂及其他助剂的水溶液，注入地层后可以剥离岩石表面的有机沉积物，溶蚀碳酸盐岩和无机沉积物，吸附在岩石上的某些组分缓慢释放，起阻垢作用。在大凌河油藏的15口油井用DLA进行了22井次解堵作业，全部成功，解堵作业后油井产油量和产液量增加，经济效益良好。通过一个典型井例，简介了DLA解堵作业及其效果。     

低渗透储层水锁伤害解除技术室内研究

针对低渗透储层因水锁引起的地层伤害问题,开展了解除水锁伤害的研究。分析了产生油井水锁伤害的机理,同时考虑界面活性和破乳性能研制出一种高效水锁解堵剂,对其制备方法、性能评价以及解除水锁伤害实验进行了研究。评价结果表明,该产品能够有效降低油水间界面张力,使油水界面张力达到6.089×10-3 mN/m,同时具有良好的破乳性能,3 h内对模拟原油乳状液的破乳率达90%以上;岩心物模实验证明,水锁解堵剂对水锁伤害后岩心的渗透率恢复率达85%以上,能够有效地解除乳化堵塞和水锁效应对地层渗透率的伤害。     

稠油热采辅助剂的试验研究

蒸汽吞吐是辽河油田稠油开采的重要方式,针对有些蒸汽吞吐区块存在综合含水上升较快、油层近井地带污染严重、综合吞吐效果差等问题,进行了稠油热采辅助剂的试验性研究.系统分析了油藏物性和油层流体性质在注汽开采过程中的变化情况,对蒸汽添加剂进行了配伍性试验、物理分散溶解性能试验、提高蒸汽驱油率试验、原油降黏性能评价等.试验结果表明,该辅助剂能与原油高效反应,有效改善原油界面性质,改善油层岩石润湿状况,有效降低原油黏度.     

稠油油藏启动压力梯度实验

国内外对稠油油藏启动压力梯度主要进行了理论研究,实验研究很少,且多采用管流模型,较少考虑黏度对启对压力梯度的影响,这与稠油在真实岩心或油层中流动状态相差很大。根据稠油油藏渗流特点,设计了合理确定稠油启动压力梯度的实验测试方法,并利用克拉玛依油田天然岩心,研究了存在束缚水情况下稠油油藏的启动压力梯度和流速与压力梯度关系;通过对实验数据回归,得到了启动压力梯度、流速—压力梯度曲线参数与岩石气测渗透率、流体黏度关系的经验公式。实验结果表明,原油黏度对稠油油藏启动压力梯度的影响大于储集层物性的影响;将研究结果应用于稠油油藏,给出了根据启动压力梯度确定极限泄油半径和合理井距的理论计算方法,为稠油油藏的合理开发提供了较可靠的依据。     

醇醚型高效解堵剂的制备与矿场应用

为解除渤海油田在开发中后期由于石蜡、沥青等有机物沉淀造成的油井堵塞,以复合油溶性有机溶剂、醇醚型表面活性剂及渗透剂等制得XL-1高效解堵剂。通过3组正交实验考察各物质加量对洗油率的影响,确定XL-1的最佳配方,研究XL-1对石蜡和沥青的溶蚀效果,并在渤海油田沙河街组58-5油井进行了现场应用。结果表明,当醇醚型表面活性剂、复合油溶性有机溶剂、2-甲基-2,4-戊二醇质量比为3∶7∶0.5时,XL-1解堵剂对油污的洗油效果最好,洗油率为98%。对石蜡和沥青的溶蚀效果较好,溶蚀率分别为90%和40%。在58-5油井注入XL-1解堵剂后,储层压降幅度达到23%,解堵效果较好。XL-1醇醚型解堵剂可用于解除低渗油田石蜡、沥青等沉积造成的有机堵塞。图2表3参29     

低渗透油气藏用防水锁剂体系的制备与性能评价

为改善低渗透油气藏水锁损害,以多元醇和脂肪酸为主要原料制备非离子型表面活性剂,将其与分散剂和稳定剂混合制得防水锁剂体系。通过红外光谱对表面活性剂的结构进行了表征,研究了防锁水剂体系水溶液的粒径分布,表面张力、热稳定性及对页岩岩心接触角的影响。结果表明,表面活性剂产物的热分解温度为218℃,在清水中的分散达到微-纳米级别。80℃下防锁水剂体系水溶液的表面张力可降至19.68 mN/m,临界胶束浓度为80 mg/L,表现出良好的抗盐性能。页岩岩心在常温常压下浸泡于防水锁剂体系水溶液中4 h后,清水在岩心表面的接触角从46.1°增至80°数130°;防水锁剂体系经过120℃老化8 h后,清水在岩心表面的接触角仍可达103.9°。防锁水剂体系抗高温、抗盐、防水锁性能良好,可用于改善低渗透油气藏水锁损害。     

大庆外围油田油水井清防垢技术

针对大庆外围低渗油田油水井结垢严重的状况,开发了油水井清防垢技术。注水井清垢解堵剂是侧重解无机垢堵塞的多功能综合解堵酸液,对碳酸盐垢的溶解率达98.57%,对储层岩心的溶蚀率为13.85%,在外围各油田160口井应用,成功率96%,有效期1年以上,单井平均日增注44 m3,注水压力平均降低0.7 MPa。注水井防垢剂Ⅰ由有机磷酸盐、垢分散剂、铁离子络合剂等组成,加量30 mg/L时1~5天防垢率均为100%;在榆一联13口井使用,1年后平均注水压力仅上升0.8 MPa,平均视吸水指数仅下降0.06 m3/d.MPa,即3.70%;在1口加剂井1400 m(45℃)、1600 m(55℃)、1800 m(65℃)处挂片1年,测得结垢速率分别为0、0.0025、0.0062 mm/a,以3口对比井相应平均值为基准,防垢率分别为100%、97.15%、94.21%。油井清防垢剂ES为含有无机、有机溶剂、渗透剂、螯合剂、防垢剂等多种组分的油包水型乳状液,对油井垢的平均溶蚀率>90%,加量10~50 mg/L时对碳酸钙、镁垢的防垢率均大于HEDP;通过油套环空加入37口结垢井,加量200 kg,加药周期1个月,使检泵周期延长至1年以上。表6。     

用岩心流动实验方法优选飞仙关鲕滩储层暂堵剂

屏蔽暂堵技术是保护储层钻井完井技术的主要技术之一，应用屏蔽暂堵技术的关键选择合适的暂堵剂。用岩心流动实验的方法，针对飞仙关鲕滩储层，从暂堵剂的堵塞性及酸化解堵性方面对暂堵剂优选进行了研究。结果表明，暂堵剂岩心流动实验评价结果与粒子架桥原理相符性较好；粒径小于7μm的暂堵剂应用于渡口河飞仙关储层效果最佳EP—Ⅰ及CXB5—1、QHD32—6等暂堵剂的暂堵效果明显；现用几种暂堵剂暂堵后均能被酸化解堵，解堵后岩心渗透率可增大十几倍至上百倍。