CA型油井近井地带处理液及其应用

介绍了ＣＡ型采油井近井地带处理液的组成，室内性能证定，作用机理及处理１２口采油井的效果。     

近井底地带损害处理技术综述

每口油井的生产能力与产层的近井底地层带有关,如近井底地层带存在沥青、胶质、腊等,以及修井中未处理干净的钻井液压裂液等存在,都将对近井底地层带形成损害。文中介绍了采用物理、动力学技术来处理上述损害,提高原油采收率。其技术有:采用振动和振波、爆炸气体、电液压脉冲、多次降压法、声波法、水力冲击法和电动力学法等处理技术。     

文东油田解除近井地带盐堵技术

本文评述了近几年在文东油田近开地带解除盐堵的研究、应用成果,主要是化学解堵剂的筛选、评价及包括向地层挤化学药剂解堵、连续接水微渗透淡化解堵、过桥系结合化学药剂冲盐解堵等一套解堵技术。     

复合解堵技术在青海油田的应用

油田在开发生产过程中，油层近井地带产生损害与堵塞，严重影响油井产量，现场上应用的解堵措施，由于原理及适应性所限，处理不够理想，分析研究认为，改善油层近井地带处理效果的方向是对油层实施复合处理技术，文中以青海油田为例，介绍物理法和化学处理油层相结合技术，现场实验表明，有效期、有效率、单井增油、经济效益均有大幅度提高。     

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。     

CO2增能解堵技术在延长油矿的应用

介绍了二氧化碳增能解堵原理、所用工作液的组成和性能,及该技术在延长低渗(平均1.3×10-3μm2)低孔(平均9.7%)油藏作为油井增产措施的应用。解堵液为加有强氧化剂的多元复合配方酸液(含有盐酸、氢氟酸、冰醋液、磷酸,浓度不超过12%);增能液为溶入二氧化碳气体的化学物溶液,在地层与酸液相遇则生成大量热和以二氧化碳为主的气体。实验配方增能解堵液与一种稠油在10 MPa初始压力下反应50分钟后,稠油25~55℃下的粘度降低90%以上;在60℃下对油井垢中分离出的硫酸钙垢、碳酸钙垢和油垢的4小时溶解率为91.0%~99.4%;初始压力10 MPa的增能液体系,经58~65分钟压力升至最高值18 MPa,此后由于二氧化碳溶于原油,压力逐渐下降。报道了施工工艺、选井及效果:解堵液、隔离液、增能液段塞分两个循环注入油井,2004年在23口油井施工,油层厚0.7~11.2米,单井注入增能解堵剂11~16吨,平均13.1吨,单井增产原油38~213吨,平均85.9吨,有效期91~131天,平均105.9天。图1表3参4。     

油气田含硫污水处理技术研究进展

综述了国内外油气田含硫污水处理技术进展,内容如下.①国内油气田含硫污水分布及其中S的存在形式;②含硫污水物理化学处理方法,包括汽提法、各种氧化法、中和法、真空抽提法、化学沉淀法、电化学法;③含硫污水生物处理法,包括厌氧和好氧氧化法;④各种方法比较;⑤选用原则.     

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。     

国内注聚井堵塞及化学解堵技术研究进展

从堵塞物成分分析、堵塞物成因及堵塞机理、化学解堵技术3个方面综述了近10年来注聚井堵塞及解堵技术的研究与应用情况。现场取样分析结果表明,注聚井堵塞物均是无机物和有机物组成的混合物。堵塞物成因及堵塞机理归纳如下:聚合物吸附滞留;聚合物相对分子质量与储层孔喉尺寸不配伍;地层微粒运移;细菌及其代谢产物;无机物引发的聚合物胶团;聚合物溶液配制及稀释操作不当。关于化学解堵技术,介绍了用于注聚井特别是注聚合物凝胶井解堵的二氧化氯型、非二氧化氯强氧化剂型及不含强氧化剂的3大类7种解堵剂及5个矿场解堵实例。参33。     

沥青质沉积引起的储层损害与对策

综述了近年来受到国际石油界普遍关注的沥青质沉积引起近井地带储层损害的问题。综述论题有：前言；原油沥青质吸附沉积过程及其对产能的影响；沥青质沉积的清除方法；结论：沥青质沉积对储层的损害和对产能的影响是不可忽视扩要损害形式为孔喉堵塞，润湿反转和微粒运移等，沥青质沉积主要是原油所处热力学条件变化，原油中沥青质絮凝并沉降的结果。这类储层损害应以早期预防为主，一旦发生严重损害，应采取有效方法清除沉积的沥青质，使油井恢复产能。     

双液法油层复合解堵剂HGA-2的室内研究

双液法解堵剂HGA-2用于解除高凝高粘低渗油层中有机质、无机盐及粘土等多种沉积物造成的堵塞,具有酸化、溶解和放热放气等多种功能。该剂的B剂为表面活性剂OP-10和NO2-盐(3.3 mol/L)水溶液。A剂为O/W型乳状液,由有机溶剂、表面活性剂、有机胺(3.5 mol/L)及盐酸(15%)组成。简介了HGA-2的解堵机理。实验筛选了A剂的前二个组分。通过单剂筛选和复配,确定有机溶剂为体积比1∶2∶4∶2的苯、甲苯、二甲苯、石油醚混合物,其静态溶蜡速率(mg/mL.min)高达0.91,在乳状液中体积分数为0.3;表面活性剂包括分散剂、润湿剂、主乳化剂及HLB调节剂,为质量比0.35∶0.5∶0.6∶0.4的ABS、OP-10、Tween-20、Tween-80混合物;配成的乳状液(A剂)稳定时间10小时,溶蜡速率2.10,与碳酸盐岩样的反应具有明显的缓速性。A、B两剂各30 mL混合反应时温升65℃,排气1320 cm3,将黑蜡涂层快速剥离、分散、溶解。表6参4。     

具有近疏远调作用的双液法深部调剖剂LF-1

为了封堵中原胡庆油田高压注水井远井地带的高渗层 ,研制了双液法堵剂LF 1。LF 1的A剂为可在水中解离出H 的无机盐溶液 ,B剂为硅酸钠溶液。 10 %A剂溶液对注水井结垢物的溶解率为 9.1%～ 10 .2 % ,加入 0 .2 %缓蚀剂后 85℃下的腐蚀速率降至 0 .10 8mm/a ,缓蚀率 95 %。根据等体积A、B剂溶液生成的沉淀物质量和堆积体积 ,求得A、B剂实用浓度为 10 %、15 %。在此实用浓度下 ,LF 1生成的沉淀物质量和堆积体积远大于对比双液法堵剂 (碳酸钠 /氯化钙、碳酸钠 /硫酸亚铁、硅酸钠 /氯化钙体系 )。注入 10 %A剂溶液 1PV使水泥 /粘土 /氧化钙堵剂封堵的石英砂压实岩心渗透率 (5 .6 7× 10 -3 μm2 )升高 18.2 %。在 85℃下 5支长 6 0mm的岩心注入 1.5PVA剂溶液 /0 .2 5PVB剂溶液 /0 .2 5PVA剂溶液后 ,突破压力为 1.6～ 3.6MPa ,平均 2 .4MPa ,堵水率为 6 6 .8%～76 .2 % ,平均 72 .0 % ,注水 10 0PV后渗透率上升 1.0 7%～ 5 .6 3% ,再在 85℃和注水压力下保持 12 0d后 ,渗透率上升 4 .30 %～ 7.31%。 2 0 0 1年 1～ 9月进行的 18次注水井深部调剖 ,平均处理半径 11.5m ,单井注入剂量 94 8.5m3 ,工艺上完全成功 ,绝大部分对应油井增油减水。给出了 4口注水井封堵前后注水参数的变化。表 8参 1。     

水平井调堵技术最新进展

水平井在开采过程中更容易出现过多产水产气现象，需要采用适当的调堵技术。本文归纳了复杂结构井调堵中应遵循的基本原则，比较详细地介绍了调堵剂置入方式不同的三大类调堵技术：①分隔注入技术，如使用预置式工作筒；②定位注入技术，在割缝套管水平井中使用环空化学封隔层，在连续套管水平井中使用二元注入法；③笼统注入技术。通过对众多现场试验的分析，讨论了高产气、高含水的原因，调堵措施，施工工艺，调堵结果及成功与失败的经验。图2参17。     

孤岛中一区注聚井二氧化氯解堵技术

胜利孤岛油田中一区一部分注聚井地层堵塞严重,常规酸化解堵效果不好,为此开发了二氧化氯解堵技术。室内实验结果表明:1%CMC和0 5%HPAM溶液与等体积0 4%ClO2溶液的混合液在60℃放置3小时后,粘度较空白混合液下降95%和87%;HPAM/Cr3 强凝胶在0 4%ClO2溶液中于80℃放置12h后解体,产生少量絮状沉淀;ClO2在加量30～200mg/L时在30～90min内基本上杀灭全部SRB菌(初始菌数2 5×104～≥1 1×108个/mL),在加量5～100mg/L时在5～60min内基本上杀灭全部TGB菌(初始菌数≥1 1×107个/mL);0 2%～0 8%ClO2溶液对FeS的溶蚀率为16 8%～23 1%,远高于15%盐酸液的5 3%;常温下ClO2对N80钢的腐蚀率符合现场施工要求。在4口注聚后恢复注水的井实施0 4%ClO2解堵,使平均注水压力由13 3MPa降至10 1MPa,注水量达到配注量,有效期79～325天,平均192天;10口对应采油井原油增产,其中7口油井增产显著,有效期107～301天,平均178 4天。表5参2。