微生物清防蜡采油技术在王541地区的应用

王541断块原油含蜡量高(10％～35％)，油井井筒结蜡严重，热洗作业频繁。将胜利采油院提供的F18菌组用于区块油井清防蜡取得了良好效果。F18菌组由BS6、B10-1、A3-1、TH1-1、B9—3、N5等6种菌组成，以石蜡为碳源生长，降解石蜡，产生物表面活性剂，阻止蜡晶生长。在室内实验中，F18使11口井产出的原油粘度降低16．5％～59．0％，凝固点降低2～7℃。在现场试验中菌液注入油井环空。在3口井上进行间隔15天、为期3个月的定期注菌液清防蜡先导试验，效果良好。在正式试验中将区块33口井分为4大类，第一类5口井只注菌液；第二类5口井注菌液并热水洗井，洗井周期60天；第三类22口井注菌液并热水洗井，洗井周期45天；第四类1口井(对比井)不加剂不热洗；注菌液周期20天，第一次注0．3吨，以后每次注0．2吨。注菌液井产出的原油，①凝固点略有下降；②原油族组成无明显变化；③轻质饱和烃增多而重质饱和烃减少；井下作业时发现8口注菌液井中只有1口轻微结蜡，而对比井生产85天后管杆严重结蜡。此清防蜡技术适用于含水20％～80％的含水油井，在含水10％的油井中效果不好。图3表3参1。     

微生物单井处理技术及其现场应用效果分析

通过分析含蜡原油和常规稠油的不同族组分的特点,有针对性地筛选出具防蜡作用的细菌F18 菌组和具降黏作用的F16菌组,并通过其与原油作用实验探索细菌防蜡和降黏的机理。研究表明,F18 菌组对长链脂肪烃的降解能力强,产表面活性剂能力强,经F18菌组作用后,原油中对结蜡贡献较大的烷烃组分减少,使原油含蜡量和凝固点下降;F16 菌组能降低原油黏度,对黏度50~3000 mPa·s(50℃)的原油的降黏率在30%~85%,经F16 菌组作用后,原油的非烃组分减少,同时代谢产物中的生物表面活性剂能有效地改善常规稠油的流动性。已在696 口油井上实施了微生物单井处理,取得了显著的增油和油井维护效果。已累计增油72 843.5t,平均单井增油104.66t。其油井维护作用(特别是对含蜡油井)主要表现为延长热洗周期甚至代替热洗和减少化学药剂的用量。图7表1参11     

微生物单井防蜡技术研究与应用

通过分析含蜡原油组分的特点,有针对性地筛选出具防蜡作用的细菌F18菌组,并通过其与原油作用试验探索细菌防蜡的机理。研究表明,F18菌组对长链脂肪烃的降解能力强,产表面活性剂能力强,经F18菌组作用后,原油中对结蜡贡献较大的烷烃和总烃组分减少,使原油含蜡量和凝固点下降;2004～2005年已在288口油井上实施了微生物单井防蜡处理,233口取得了显著的增油和油井维护效果,有效率为80.9％,已累计增油32683t,平均单井增油113.5t。其油井维护作用主要表现为延长热洗周期甚至代替热洗和减少化学药剂的用量。     

微生物防蜡技术在双河油田的应用

简述了油井微生物防蜡原理。筛选出了可在无机盐存在下以固体石蜡为碳源生长的清防蜡菌种AD-4。菌液含菌>108个/mL。该菌液与9口油井的沉积蜡在65℃作用7天后,沉积蜡凝固点(27.5~55.0℃)下降1.5~8.5℃,菌液pH值由7.4降至6.2~6.8,表面张力(71.0~76.1 mN/m)下降34.2%~49.3%。一口井的原油在60℃与菌液作用8天后,C25以上组分减少,轻组分增多,表明该菌为烃降解菌。在双河区3口井进行先导性试验,在安棚区8口井和下三门区6口井进行适应性试验,AD-4菌液和培养基从套管加入,确定加剂周期为30天,菌液初次加量为300~450 kg,逐次递减至维持量80~150 kg,井温较高时菌液加量较大。5口井生产数据表明加菌液后抽油泵负荷和电流减小,检泵周期延长。该清防蜡菌适用条件为:矿化度<1×104mg/L,含水30%~90%,油层温度<90℃。图1表3参2。     

饶阳工区微生物控制油井结蜡技术及其现场应用

简述了微生物清防蜡原理及菌种筛选。所用菌种为已商品化的4种兼性厌氧的烃氧化菌，生存温度0－100℃，生长温度20－60℃，最佳生长温度30－45℃，40℃时在饶阳3口井的原油中培养40h，菌数达到峰值，培养80h后菌数仍保持高值。将一种实验菌与3口井的原油在35－40℃培养48h后，原油45℃粘度降低20％－30％，凝固点降低2－3℃，动、静态防蜡率达93％－97％。介绍了微生物清防蜡的选井原则、工艺程序和方法。10口试验井停止热洗和化学清防蜡，每隔30d通过油套环空将50－150kg菌液稀释后注入井筒泵下，油井功图正常，抽油机电流稳定中有所降低，有5口井产油量略有增加。该技术经济上可行。     

油井特种合金防蜡技术研究与应用

帅垛油田油井结蜡问题日益突出,已严重制约其效益开发。前期采用的机械清蜡、热力清防蜡和化学药剂清防蜡等工艺技术存在成本高、效率低、安全性差和污染地层等不足。鉴于此,研发了油井特种合金防蜡技术。阐述了特种合金防蜡装置的结构、防蜡机理及性能特点,并对该防蜡装置的关键结构进行了设计。通过开展降凝降黏试验,优化了特种合金方案,以适应帅垛油田原油物性。试验及应用结果表明:优化后的特种合金防蜡装置可使原油凝点降低2～3℃,在42～60℃范围内黏度均有所降低,最大降黏率达到80. 38%;帅垛油田4口油井结蜡速度均变缓,清蜡周期比优化之前延长2倍以上,原油黏度下降30%以上,凝点下降幅度大于2℃,检泵周期较之前得到有效延长。油井特种合金防蜡技术的研发成功为帅垛油田油井清防蜡工艺提供了新的技术支持。     

三次采油菌种9 82和L-510的单井吞吐试验

菌种982有降低原油黏度和清除蜡沉积的作用,菌种L-510可产生物表面活性剂,分离自大庆油田,属蜡状芽孢杆菌.菌液由专业厂家生产,菌数＞108个/mL.根据选井原则,在油层中部温度60℃的葡北过渡带选取原油黏度＞15 mPa·s、含蜡量＞20%、含水33.9%～86.2%、油层有效厚度2.4～8.4m、产油量0.4～3.6t/d的10口油井,实施了一个轮次的982 L150微生物吞吐试验.根据油井静、动态参数,取处理半径为4～5 m,菌种982和L-510比例在5:2～5:10之间,单井注入菌液3.5～6.0 t,微生物段塞尺寸55～60 t.以0.1～0.15 m3/min的排量经由套管注入油井,并井3天后开井生产.10口井中大部分井压力上升,泵效和沉没度增大;大部分井产液量、产油量增大,含水下降,有效期平均为153天;有8口井产出的原油黏度和含蜡量均增大,黏度最大增幅26.39 mPa·s,含蜡量最大增幅为26.35个百分点.4口井的监测数据表明,开井生产后产出液中菌数大幅上升至106个/mL以上,5个月内维持在104个/mL水平;从产出液中还分离出了注入菌种.图5表4参7.     

长10原油析蜡特性分析及化学防蜡剂筛选

安塞油田高52井区开采长10层原油,井筒和集输系统易结蜡。实验原油含蜡13.184%,含胶质1.267%,含沥青质0.029%(丙酮/苯吸附法测定),凝点18℃。用DSC方法测定了原油样由～70℃降温至-20℃的比热曲线,求得该原油析蜡点为41℃,第一、第二析蜡峰温分别为34℃、18℃;取原油结晶热为230J/g,由比热曲线得到单位温降析蜡量曲线,求得41～-20℃区间的总析蜡量为14.26%,其中41～18℃析蜡量为3.62%,约占含蜡量的25%。认为只要有效控制41～21℃区间析蜡,该原油即可安全输送。用冷指法在油温差10℃条件下测定5种防蜡剂控制该原油结蜡的效果,加量为100mg/kg,其中EP-3/35(链节结构与石蜡分子相同的支链聚合物)和多效剂9M(含表面活性剂的复配防蜡剂)效果很好,防蜡率分别为60.0%和59.8%。图3表1参2     

油溶性清防蜡剂CL—92

针对胜利油田纯梁油区高含蜡（10％－25％）高凝点原油的特点,开发了由有机溶剂,表面活性剂,蜡晶改进剂,加重剂等组成的油溶性清防蜡剂,牌号为CL－92。室内性能测定结果如下：溶蜡速度6．48g/mL.min(50℃）,防蜡率68．9％和73．9％（加量0．1％,两口井原油样）;20－40降粘度＞90％－70％,CL－92可用于油井的清蜡,防蜡及原油集输管线的清防蜡,纯梁油田在含蜡15％以下的20口油井定期批量加药,在含蜡高于20％的5口油井连续加药,在梁北20号计量站集输管线连续加药进行清防蜡,均取得了良好的效果。讨论了清防蜡机理。     

化学防蜡、降凝、降粘复合工艺在胜利高凝高粘油田的应用

胜利油田太平、英雄滩、邵家等油田原油属于高含蜡、高胶质、高沥青质原油,原油粘度大、凝点高。针对该油田原油特性研制了FJN-6防蜡降凝剂,优选了SJN-1降粘剂。介绍了FJN-6防蜡降凝剂及SJN-1降粘剂的配方设计、性能指标,简要分析了防蜡、降凝、降粘机理。经室内试验表明：FJN-6防蜡降凝剂可以降低原油凝点11℃,防蜡率达72.3%。SJN-1型降粘剂降粘率达98%以上。现场采用在井筒中实施防蜡、降凝工艺,在输油中实施化学降粘工艺的复合工艺,很好地解决了该油田原油开采及输送的难题。