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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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注水井解堵增注技术综述 总被引:13,自引:0,他引:13
本文在对注水井堵塞机理及性质分析的基础上,评述了目前国内外采用的各种解堵增注技术。通过对堵塞原因及增注技术的分析,提出在使用增注技术时必须注意对油气层的保护;为了提高解堵效果,延长注水井增注有效期,可采用综合工艺技术。 相似文献
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针对砂岩地层注水井引起的油层堵塞,通过室内试验。对PFA缓速酸液筛选、缓速反应机理以及添加剂的确定进行了研究。矿场试验结果证明该项技术实用有效,是解除注水井油层堵塞的一项油田增注的有效措施。 相似文献
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大庆油田注水井增注技术现状与评价 总被引:7,自引:0,他引:7
大庆油田为确保稳油控水而进行的注水结构调整中使用了多种注水井解堵增注方法,本文介绍了各种方法的概况,特点和适应性,根据全油田1991-1994年统计资料比较了各种方法的技术经济效果,强调了根据井况选用增注方法的重要性。 相似文献
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目前,水井解堵技术发展的比较多,虽然解堵初期效果都比较理想,但是存在着解堵有效期短的问题。因此,研究延长解堵有效期技术一直是科技工作者攻关的技术难题。本文从水井堵塞的机理入手,针对注水井堵塞原因,提出了剥离渗透抗吸附复合解堵技术。 相似文献
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通过双河油田欠注井层原因剖析,射孔井段套管内壁堵塞是主要原因之一。本文根据生产实践提出利用刮削削冲洗方法解除这种堵塞,应用结果表明,该方法投资小,现场操作简单,解堵增注效果较好。 相似文献
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超高压注水井由于压力条件的变化引起渗流介质的变化,机杂及菌类混合堵塞严重,解堵工作难度增大.针对常规酸化不能有效解除有机类堵塞,并结合现河油区高压低渗透油藏井深,地层温度高,存在水敏、酸敏的特点,开展了广泛调研,在二氧化氯强氧化解堵技术室内实验的基础上,研究出适宜现河油区高压低渗透油藏特点和储层伤害特点的强氧化解堵技术,用于超高压注水井的增注工作,取得了十分显著的效果. 相似文献
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本文介绍目前国内外已经使用或正在研究的注水井各种解堵增注方法,并结合坦北和绥中36-1两油田的油层特点、钻井完井方式和油水特性,优选出适合两油田注水井的解堵增注方法,该方法可供其它油田油井转注、水井投注和注水井解堵增注施工时参考。 相似文献
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1 解堵增注工艺技术现状大庆外围油田渗透率低、非均质严重、层间矛盾大 ,如何按质按量注水是开发好低渗透油田的关键。由于地层渗透率低 ,吸水能力差 ,注入水中携带杂质及其生成物极易在井筒附近沉积 ,进一步堵塞地层吸水通道 ,因此 ,注水压力升高很快 ,部分井达不到配注要求或不吸水 ,形成局部蹩压 ,影响油田的注水开发。围绕水井解堵增注问题 ,近年来 ,先后试验应用了振水击、电液压、高压水旋转射流物理解堵增注技术及热气酸化学解堵技术。从现场应用情况看 ,热气酸解堵增注技术效果较好 ,但是当地层不吸水 ,反应液挤不进地层时 ,没有反… 相似文献
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氨基磺酸—氟化氢铵酸化液用于注水井解堵 总被引:1,自引:0,他引:1
本文介绍了由含氨基磺酸和多种助剂的商品缓速酸与氟化氢铵组成的酸化液HS-F,讨论了用于注水井解堵的原理和性能,报道了室内实验数据、施工工艺和现场试验结果。 相似文献
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分析了造成A8井塞的三种主要原因,认为堵塞的原因依次是污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞和地同砂堵塞。在此基础上进行了冲砂洗和化学解堵增注试验,试验结果表明,冲砂洗井能够有效地解除井筒堵塞,化学解堵剂BRJ-9604可以有效地解除近井地带堵塞,两者增注效果都比较明显,有效期已接近1年。研究成果对绥中36-1油田及其它油田的注水开发有指导和参考价值。. 相似文献
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考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素;膨胀性黏土,悬浮固体颗粒。细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉,在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14.5%、11.1%及0.02%;注入100PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7%和4%、9%和7%。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降,粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大,则渗透率越低。在粒径2.1μm或颗粒浓度3mg/L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降,含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小,注入含菌50个/L的水100PV使岩心渗透率下降7%。岩心对注水合油量敏感,注入含油量20mg/L的水50PV使岩心渗透率下降20%。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心,其次是双河北岩心.江河岩心较轻,注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少.说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞,研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液,与南阳油田使用的低伤害酸液一起,用于1口注水井的解堵,效果良好。图7表4参5。 相似文献
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通过室内试验,研究了临南油田注水井伤害机理。结果表明.造成该油田注水井堵塞的原因有:固相颗粒堵塞、注入水与地面水不配伍形成无机垢堵塞、细菌堵塞。针对注水井储层伤害.采用油层保护技术,进行水质改造,实施合理的解堵工艺,来延长解堵增注措施有效期,经现场应用后效果显著。 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