综合解堵

综合解堵（共7篇）

综合解堵 篇1

1 前言

锦州采油厂稀油1979年开始注水开发, 稠油1984年开始蒸汽吞吐开发。多数区块进入开发中后期, 地层压力、温度下降, 原油中胶质、沥青质、石蜡等析出堵塞油层孔隙。钻井、修井、注汽等过程中, 都有可能形成油层伤害。

从锦45、锦7的新井、侧钻井等投产初期可以看出:地层受泥浆污染, 导致部分新井注汽效果差, 投产后产量下降快, 生产周期短。

目前油井主要在采油过程, 注水过程, 钻、修井过程、注蒸汽过程中出现地层堵塞。而油层综合处理施工简便、不动管柱、停井时间短、成本较低。经过多年的应用和筛选, 目前包括:酸化处理、解堵处理剂。

2 主要研究内容

2.1 确定新配方体系

酸化解堵原理[1,2]:土酸是一种由盐酸和氢氟酸组成的混合酸, 主要用于砂岩储层的酸化, 其反应原理主要是氢氟酸和石英、粘土矿物等反应。针对锦99、欢17、锦612等区块分析油层物性, 确定新配方体系:锦99块为10%HCI+2%HF+1%缓蚀剂+1%助排剂;欢17为12%HCL+4%HF+1%缓蚀剂+1%助排剂+1%粘土防膨剂;锦612为10%HCL+2%HF+2%缓蚀剂+1%助排剂。

2.2 解堵处理剂改进配方实现解堵增能一体化

解堵处理剂[3]主要有自生气体的化学剂和耐高温表面活性剂、解堵剂等组成, 该复合处理剂, 注入地层中在地层 (温度140℃以上) 条件下化学反应并产生大量气体, 也能在低温 (15-85℃可控制) 条件下反应并产生大量气体和具有表面活性的物质, 能够有效地改变岩石的润湿性, 使岩石变为亲水性, 同时加入优选的表面活性剂和解堵剂降低原油的粘度, 增加地层的返排能力, 从而提高蒸汽吞吐效果。

2.2.1 药剂的筛选

(1) CO2和NH3气体生成剂的筛选。含有羰基和氨基的有机物和含有碳酸根的离子的无机物在一定的条件下均能释放出CO2和NH3气体, 地层条件下单位质量可以释放最多CO2气体的物质将是最佳选择。结合实际情况将实验温度定为150℃。首先, 利用实验物质配制浓度为50%的溶液, 将溶液分别放入高压釜中急速升温至150℃并恒温8h, 记录高压釜压力, 然后关闭反应釜加热系统, 冷却至25℃时记录高压釜压力, 并根据气态方程计算出CO2的生成量, 实验确定自生气体剂为最佳CO2气体生成剂。

(2) 表面活性剂的筛选。表面活性剂的筛选要求其界面张力低, 发泡性能优良, 降粘效果好, 同时与固体汽源、聚合物具有良好的配伍性, 且复配后能够提高驱油效率。

实验中, 首先配制浓度为50%的固体汽源水溶液, 然后按浓度1.0%分别将重烷基苯磺酸钠、烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐、脂肪醇聚氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯醚+薄膜扩展剂加入到该溶液中, 再放入高温高压反应釜内, 200℃恒温8h后, 关闭电源降至室温, 对釜内剩余溶液进行测试。通过实验确定药剂组成为:固体汽源+有机酸+脂肪醇聚氧乙烯醚+薄膜扩展剂+解堵剂。

2.2.2 运用解堵处理剂使蒸汽注入量降低28.

6%。对比研究注入蒸汽和加入油层深部复合处理剂注蒸汽两种情况, 模拟地层的热能耗量, 实验中按两种情况进行注入:第一种情况, 向模拟地层中注入蒸汽, 为使模拟地层长0.28倍的一段模型加热至150℃, 需要注入的蒸汽量是模拟地层孔隙体积的1.4倍;第二种情况, 注入蒸汽和油层深部复合处理剂, 当注入总试剂量为孔隙体积的1.1倍, 其中剂水溶液注入量占孔隙体积的0.1倍时, 取得结果与第一种情况相同的。

由此可见, 蒸汽和油层深部复合处理剂联合作用与注蒸汽相比, 可以使长度为模拟地层长0.28倍的一段模型加热至150℃的蒸汽注入量降低约28.6%。

3 现场应用情况

3.1 酸化处理

现场施工78井次, 有效率93.3%, 投入资金431.6万元, 增油15242.8t, 增量吨油成本350元。

典型井分析如下:

锦99-37-22井:锦99兴隆台油层, 生产井段是:939.4-955.7m, 采油厚度为:12.3m/4, 平均有效孔隙度为22.9%。施工时挤注处理液47方, 处理半径2.3m, 挤注压力最高达到10MPa, 最后降至7MPa, 施工后注汽压力14MPa。累计生产185天, 平均日产液:16.8方, 日产油:12.3吨, 累产油2351吨, 累增油784吨。

锦8-15-41侧2井:欢17兴隆台油层, 生产井段是:1126.5-1139m, 采油厚度为:7.8m/4, 平均有效孔隙度为33%。施工时挤注处理液43方, 处理半径2.3m, 挤注压力最高达到15MPa, 最后降至3MPa, 施工后注汽压力10MPa。累计生产269天, 平均日产液:33.7方, 日产油:8.7吨, 累产油2334吨, 累增油778吨。

锦7-15-17井:锦612兴隆台油层, 生产井段是:929.4-948.4m, 采油厚度为:17m/1, 平均有效孔隙度为27.7%。施工时挤注处理液71方, 处理半径2.2m, 挤注压力最高达到15MPa, 最后降至8MPa, 施工后注汽压力14.4MPa。累计生产191天, 平均日产液:29.6方, 日产油:3.9吨, 累产油736.5吨, 累增油245.5吨。

3.2 解堵处理剂

现场施工25井次, 有效率88%, 投入资金214.7万元, 增油3195.3t。

典型井分析如下:

锦45-010-23侧井:

锦91于楼油层, 生产井段是:1010.5-1043m, 采油厚度为:10.2m/5, 平均有效孔隙度为31.4%。施工时挤注药剂19方, 处理半径2.7m。累计生产282天, 平均日产液:9.8方, 日产油:1.4吨, 上周期累产油174吨, 累产液3081方, 本周期累产油410吨, 累产液2753方, 累增油236吨。

4 技术亮点

4.1 针对锦99、锦612、欢17块油层特点, 确定新配方体系。

4.2 解堵处理剂确定新配方体系。

4.3 运用解堵处理剂使蒸汽注入量降低28.6%。

5 结束语

5.1 综合解堵技术是一套成本较低、施工便捷, 效果显著的增产措施。

5.2 通过对给区块地层特点、原油物性、药剂配伍性等方面进行分析, 从而改进配方, 使药剂使用范围更加广泛。

5.3 解堵处理剂运用于稠油井解堵, 实现解堵增能一体化, 不受区块和层系影响。

参考文献

[1]张义祥, 张喜瑞, 郎宝山, 等.DLA型解堵剂在曙光油田大凌河油层的应用[J].油田化学, 2002, 19 (3) :222-223.[1]张义祥, 张喜瑞, 郎宝山, 等.DLA型解堵剂在曙光油田大凌河油层的应用[J].油田化学, 2002, 19 (3) :222-223.

[2]王浩, 赵燕.GS一高温暂堵剂的研制与应用[J].特种油气藏, 2002, 9 (4) :72-73, 80.[2]王浩, 赵燕.GS一高温暂堵剂的研制与应用[J].特种油气藏, 2002, 9 (4) :72-73, 80.

[3]郭斌建.暂堵酸化处理技术在曙光油田的应用[J].精细石油化工进展, 2010, 11 (7) :8-11.[3]郭斌建.暂堵酸化处理技术在曙光油田的应用[J].精细石油化工进展, 2010, 11 (7) :8-11.

综合解堵 篇2

油气资源是我国重要的资源, 其为我国的经济发展和人民生活水平的提高做出了突出的贡献。但是, 随着我国经济建设及人们需求的不断增高, 我国对油气资源的开采效率提出了更高的要求。但是, 油气资源开采工作是一项较为复杂的工作, 其对每个环节的要求都非常高, 一旦一个环节出现问题, 就会给开采工作带来很大的麻烦。

在实际开采过程中, 油气井在钻井、完井、修井和生产的各个环节, 都会受到来自不同因素带来的伤害。如钻井液对地层的伤害、作业压井液入侵地层、注入水与地层水不配伍发生沉淀、油层结蜡或胶质沥青质在近井地带堆积等。特别是低渗透的老油田, 其油藏开发应用最广泛的方式为注水开采。但是由于油藏储层物性较差, 使得其更容易出现堵塞的情况, 使注水井吸水能力下降, 这给油井的正常生产带来了极大的麻烦, 造成了油田资源的浪费。也正因为如此, 我国应该大力发展完善综合解堵技术, 以更好地服务于我国的油气开采工作, 保证我国油井开发的正常运转, 进而保证我国的能源安全。

2 我国当前常用的解堵技术及注意要点

基于当前低渗透老油田出现的堵塞情况, 国内外已经发明了一系列的解堵技术, 其具体为:

2.1 物理解堵技术

物理解堵技术是解决低渗透油田堵塞问题的重要方法。常用的物理解堵技术主要有振动解堵、脉冲解堵等。所谓的振动解堵技术就是通过利用井下的振动让水流形成波动, 从而消除地层中的贾敏效应与桥堵效应, 并让堵塞孔道表面的颗粒松动脱落的解堵技术。在使用这种方法进行解堵时对振动仪的要求较高, 需要形成有效的振动才能做到让储层孔隙中的流体产生压力波, 油井会受到纵波和横波的双重影响, 达到增注的目的。

脉冲方法是通过使用脉冲解堵仪, 在充电与放点的过程中产生脉冲波, 然后利用这些脉冲波来对地层进行连续地解堵处理的解堵方法, 其可促使岩石颗粒表面上的黏土胶结物振动脱落, 让堵塞的孔道得到疏通, 进而改善孔隙连通性。

2.2 化学解堵技术

除了物理解堵技术外, 化学解堵技术也是解决老油田堵塞问题的重要方法。具体来说, 化学解堵技术主要包括缩膨解堵和酸化解堵等技术。

缩膨解堵技术是通过阳离子高分子聚合物缩膨剂抑制黏土膨胀, 进而达到稳定黏土颗粒, 阻止黏土颗粒分散运移的目的;酸化解堵技术有多种, 比如土酸酸化、泡沫酸化等。在使用该方法时, 一定要注意让酸液正常进入油层。但是低渗透层和伤害最严重的层, 往往酸液无法正常进入, 在这种情况下, 就需要使用暂堵剂了。在注酸时, 需要将高渗出水层暂时堵住, 进而使低渗层得到酸化, 使其在油水同层油藏或大厚层油藏中沿纵向均匀布酸, 改善纵向出油剖面或吸水剖面, 从而有效地解除堵塞问题。

2.3 生物解堵技术

生物解堵技术中最主要的方法就是微生物解堵技术。这种方法是通过利用微生物来产生大量的有机酸、有机溶剂, 接着将其与活细胞体系配合能与原油形成超大型低界面张力的表面活性剂体系, 进而使微孔介质中岩石表面的性质得到改变, 使起动压得到有效降低, 改善流动在微孔道中的流动阻力, 达到降压增注的目的。

3 当前低渗透老油田解堵技术的难点及解堵方法

随着开发的深入, 低渗透的老油田开发难度进一步加大。由于储集层的水敏性、酸敏性、颗粒运移和侵入、结垢、水锁、润湿性改变等情况使得油井的堵塞现象非常严重, 除此之外, 油井开采时间长使得油品的性质出现了变化, 与油层不配伍的流体与油层接触的机会增大。这就使油层的渗透率大大降低, 给油层底部带来了极大的阻塞。而这些问题是很难得到解决的, 使用常用的解堵技术往往无法有效解决这些问题。

长庆油田的粘土矿物中酸敏、水敏性物质含量较高, 地层水矿化度高达119 g/L, 部分油藏Ba2+含量l 200~2 400 mg/L。由于油层物性较差, 经过二十几年的注水开发, 油井含水率上升, 采液、采油指数下降, 这使得油田很容易出现堵塞现象。加上储层孔隙喉道细小, 注水开发中因粘土颗粒运移, 原油乳化液、结蜡、结垢等情况, 让油层的堵塞十分严重, 这也给油田解堵带来了极大的麻烦。

除此之外, 长庆三叠系低渗透油藏无自然油流, 油田开发初期全部通过地层压裂改造获得工业油流。油田投产后, 由于油层天然裂缝侧向油井长期见不到注水效果, 还要频繁实施重复压裂来维持生产。但由于常规重复压裂只能起到扩大和延长初次裂缝的作用, 使裂缝主向上的油井含水率上升加快, 其增产效果越来越差。

基于长庆油田堵塞的情况及油田的具体情况, 油层压裂技术可以很好地解决油田的堵塞情况。压裂技术有暂堵压裂、前置酸压裂等。暂堵压裂技术可以让裂缝内的压力增大, 进而使裂缝壁面发生破裂, 使泻油面积增大进而实现解堵目的。而前置酸压裂施工是使用前置酸解除井筒、裂缝与地层孔隙堵塞, 再通过小规模加砂压裂对原水力裂缝进行二次充填和适度延伸, 这样一来, 就使处理半径增大, 也相应地改善了沉砂剖面, 提高了解堵性能。

随着开采工作的深入, 未来要进一步提升压裂工艺增产效果, 要重视对油层清防垢和油层酸处理效果, 只有这样, 才能够更好地解决油井堵塞问题。

4 结论

油气资源的开发是关系到我国国计民生的重要大事, 保证油井正常运行对保证我国的油气资源开采, 进而保证我国能源安全有着重要的作用。但是在实际开采过程中, 油井很容易出现堵塞的情况, 尤其是低渗透的老油田, 出现堵塞的概率更大, 这不利我国油气开采业的正常运行和发展, 因此, 大力完善解堵技术, 根据不同情况采用不同的解堵技术才能更好地保证油井地运行, 进而保证油气开采工作有序开展。

参考文献

[1]赵玲莉, 刘应根, 张胜林, 阙军仁.低渗油藏注水井化学解堵增注技术[J].新疆石油学院学报, 2004 (02) [1]赵玲莉, 刘应根, 张胜林, 阙军仁.低渗油藏注水井化学解堵增注技术[J].新疆石油学院学报, 2004 (02)

[2]钱钦, 侯洪涛, 李积祥, 等.特低渗透油田注水井解堵增注技术[J].油气田地面工程, 2010, 29 (4) :50-51[2]钱钦, 侯洪涛, 李积祥, 等.特低渗透油田注水井解堵增注技术[J].油气田地面工程, 2010, 29 (4) :50-51

砂岩多氢酸解堵应用研究 篇3

通过实验利用现场岩粉, 以HP1为主剂, 分别考察了主剂浓度变化对溶蚀率的影响、盐酸浓度变化对溶蚀率的影响、F+浓度变化对溶蚀率的影响。

1. 主酸浓度对溶蚀率的影响

根据实验结果, 进行了拟合, 可以看出, 溶蚀率随主酸浓度的增加呈下降趋势, 在主酸浓度为2%-6%时, 溶蚀率在23%左右变化, 这说明主酸浓度达到2%, 体系对岩粉的溶蚀基本上达到了一个极限值。体系与岩粉反应到一定程度时会在岩粉表面形成一层薄膜, 很大程度上阻止了酸液与岩粉的接触, 从而减缓了反应速度, 从孔隙结构来说, 粘土的表面积比石英的大得多, 减少了酸液体系与粘土胶结物的反应, 从而尽可能的溶蚀更多的石英。再考虑到地层中PH值的控制, 因此把主酸浓度定位2%-3%。

2. 盐酸含量变化对溶蚀率的影响:

结果表明盐酸含量越高溶蚀率越高;盐酸浓度小于6%时, 3%HP1酸液体系溶蚀率小于1.5%体系, 而当盐酸浓度大于6%, 3%HP1酸液体系溶蚀率大于1.5%体系, 这说明, 在盐酸浓度低时, 主酸对粘土的保护作用大, 因此溶蚀率低;而盐酸浓度高时, 盐酸对主酸保护膜起到了一定破坏作用, 从而使得溶蚀率增大。因此, 选择体系配方时盐酸含量的控制显得非常重要, 根据实验结果, HCL浓度选择为6%。

此外考察了F+浓度对溶蚀率的影响, 结果如下:

从结果看, 体系的溶蚀率随F+浓度的增加而增加, 1.5%主酸中, 4.5%的NH4HF2溶蚀率达到23%左右, 能满足实验要求。

3. 根据以上溶蚀实验结果, 可以初步得出以下结论:

a.从溶蚀实验来看, 新配方HP1体系完全能适应砂岩地层, 初步可以筛选出的主配方为: (1.5-3) %HP1+4.5%NH4HF2+6%HCl。

b.从溶蚀实验结果可以初步看出, 新配方体系具有良好的缓速和阻垢性能。

二、现场应用示例

韦2-92井是高邮凹陷北斜坡西南部构造韦2断块的一口注水井, 位于江苏省仪征县。中深折算温度:68℃。中深折算压力:12.1MPa;平均日注20.4方/天, 低于配注量35方/天, 油压升16.1MPa。

考虑到韦2-92为清污混注, 需要对可能存的有机堵塞、结垢物的解除和防垢等伤害的解除。结合地层物性特征, 确定工作液体系为多氢酸体系。设计酸量50 m3。措施后注水压力由措施前的17MPa下降到12.5MPa注水量由8m3/d升至35m3/d达到配注要求.

三、结论与建议

1.多氢酸酸液体系利用一种复合膦酸与氟盐反应生成HF, 该体系可以抑制二次沉淀的生成, 并且实现深穿透。适用于粘土含量高而且胶结疏松的砂岩储层。2.

2.多氢酸酸液体系中的氟盐和多氢酸是一个自动调节酸液体系, 随着酸液中H+的消耗, 多氢酸会逐渐电离出H+, 与氟盐生成可供反应的HF, 且具有缓速性, 其反应速度约是其它酸液的30%左右;具有极强的吸附能力, 能催化HF酸与石英的反应。3.

3. 硅酸盐沉淀的控制能力明显优于常规土酸、缓速酸, 具有很好的延缓/抑制近井地带沉淀物的生成能力;

振动解堵增油装置应用分析 篇4

在油田开发的过程中, 由于钻井、压裂等原因引起的各种杂质对油层的污染、地层本身的结垢和结蜡等, 往往使油层渗透率降低, 使油井产量下降, 特别对低孔隙度低渗透或超低渗透岩层而言, 产量下降更为严重。常规的方法是对油井酸化来解除这些堵塞, 但用这种方式解堵的同时又会给油层带来二次污染。因此, 环保无害化的机械解堵方法以其强大的优势跨入解堵增油技术行列。

2振动解堵增油装置的结构。

振动解堵增油装置是由正向单流阀、不锈钢变径活塞、反向单流阀、胶质密封器、主力筛管、辅助筛管、振动片组等组成。变径活塞可随套管形状的变化而变化, 且活塞块磨损后, 会自动向外扩张进行补充, 这种结构设计, 能保证长期与套管密封。

3振动解堵增油装置的原理

3.1原理总论

HNW777-ES振动解堵增油装置是利用油管柱周期性的弹性形变带动连接于泵下的振动装置作周期性的脉冲式往复运动, 将系统内部持续作用的非振动能量转化为波动能量, 并通过声波的方式传导入油层, 激励油层发生振动, 从而改善油层的渗流状况, 解除油层堵塞。

3.2运动方式:

在抽油机的工作过程中, 井下油管中的液柱载荷随上、下冲程交替作用在油管的下端部, 使油管承受频繁的交变载荷, 产生周期性脉冲式伸长和收缩, 带动连接于泵下的振动装置作周期性脉冲式往复运动。

3.3能量转换:

在振动装置纵向往复运动的过程中, 环状空间的高压液体反方向撞击振动片组及振动阀, 激励振动片组及振动阀产生振动, 将高压液体的撞击能量转化为波动能量, 通过声波的方式传导入油层。HNW777-ES振动装置振动片组的特殊结构保证了其转化成的声波是频率为0.1-120HZ的低频脉冲复频波带, 完全覆盖油层30-75HZ的固有频率带, 导入油层的复频波带与油层固有频率带频率相等, 就必然引发油层共振, 在油层近井形成振动物理场, 疏通油道, 解除近井地带堵塞。

3.4振动解堵增油装置的机理。

当抽油机上冲程时, 油管弹性收缩向上运动, 带动机械解堵采油器向上运动, 撞击滑套产生振动;同时, 正向单流阀关闭, 变径活塞总成封堵油套环形油道, 使油井底部形成负压区, 相当于对地层产生了一个强大的抽吸力。

当抽油机下冲程时, 油管弹性伸长向下运动, 带动机械解堵采油器向下运动, 撞击滑套产生振动;同时, 反向单流阀部分关闭, 相当于对地层产生了一个反向的冲击力。

油井内的机械解堵采油器就是利用油管柱周期性的弹性变形来产生周期性的上下往复运动, 从而对地层产生抽吸、冲击交替变换的活塞作用。油层内"粘连"的液滴和堵塞颗粒物受到这种频繁地抽吸力和冲击力扰动后, 被迫脱离原位, 最终, 使不易移动的液滴开始流动, 使"粘连"的堵塞颗粒物脱离油道, 实现疏通油道、扩大油流增加原油产量的目的。

4主要技术指标

5现场应用效果分析

HNW777-ES振动解堵增油装置在大庆油田一厂共选取了4口井进行前期试验, 研究不同区域?不同油层性质井的适应性, 确定适用范围, 单井具体情况见下表:

试验自2003年9月11日开始实施, 到2003年11月19日, 已实施4口井, 4口井均取得了一定效果, 合计单井日增液93t, 日增油9t, 截止到11月底累计增油573t, 增油效果见表2。

6经济效益预测

平均单井减少热洗次数和油井压产创效益:统计一厂全厂每次热洗时的费用 (包括台班费、燃油费、人工费) , 合计为0.1万元, 应用前每口井一年平均热洗8次, 应用后单井可减少6井次, 平均单井日产油2.5t, 单井因减少热洗次数和油井压产创效益为2.1万元。

油井增产创经济效益:防蜡器安装前平均单井日产油2.5t, 按增油率11.5%, 计算年创经济效益为10.35万元。

抽油机节电创经济效益:目前2口井平均产液31.4 t, 节电率31.35%, 电费0.45Kwh/h元, 安装前每吨液耗电7.415Kwh/m3年节电为1.18万元。

年创效益:2.1+10.35+1.18=13.63万元

防蜡器投入费用2万元, 使用寿命为2年投入产出比为1:13.63。

结论。

1) 振动装置对目前正常生产有一定增油效果, 但从增油幅度看, 近井地带油层有一定污染的井效果最好, 包括生产过程中造成的污染和泥浆压井等情况的污染。 (2) 振动装置对过渡带井有效厚度越大, 解除油层近井地带污染堵塞的效果较好。 (3) 由于受声波振源波及范围 (最佳范围40米) 的限制, 油层越集中, 效果越好。 (4) 振动装置不适用下入油管锚和斜井。

摘要：本文论述了振动解堵增油装置结构组成、工作原理、技术特点, 分析了现场应用效果及经济效益评价, 并对应用前景进行展望。

关键词：振动,解堵,增油,技术应用

参考文献

[1]胡搏仲.机械采油配套技术, 大庆、石油工业出版社, 1998.

复杂断块油藏高温解堵技术 篇5

关键词：高温,深井,解堵剂,缓速,缓蚀,应用

中原油田部份油层深度为3100~3800 m, 温度为1 3 0~1 4 9℃, 矿化度为275000~347000mg/L, 渗透率为6.03×10-3~131.44×10-3μm2, 属于高温高盐低渗油藏。普通的土酸酸化解堵技术对文东油田解堵效果欠佳。首先是高温下酸液与地层矿物反应速度极快, 酸液有效作用距离短, 活性酸不能到达地层深部;其次是高温时酸液对井下管柱及工具腐蚀性很强, 用普通酸化缓蚀剂无法满足施工要求;再者, 其它酸液添加剂, 如粘土防膨剂、铁离子稳定剂、表面活性剂在高温下性能大大下降, 因此我们开展了《深井解堵工艺技术研究及应用》这个课题, 并经现场试验获得了良好的效果。

1 井解堵剂配方研究

1.1 主剂的研究

配方中的主剂为缓速酸, 研究采用《SY/T5886-93砂岩缓速酸性能评价方法》标准对其性能评价。试验方法:将取自钻井过程中的天然岩芯研研制成100目的细粉砂5g, 加入配制好的100ml主剂中, 用恒温油浴在试验温度120℃~150℃下加热反应20~240m i n, 然后冷却至室温, 反应剩余在150℃下用电烤箱烘至恒重, 计算其失重率, 并与土酸解堵剂进行对。试验结果证明, 土酸的反应熔蚀速度极快, 而主剂缓速酸的溶蚀速度与反应时间成正比关系, 其最长反应时间可达180min, 具有良好的缓速溶蚀效果。其最终溶蚀状态略优于土酸。

1.2 高温酸化缓蚀剂

试验是在内衬聚四氟乙烯的钢筒中进行, 用恒温油浴加热, 试验条件为N80钢片, 缓速酸液200ml, 浸泡时间4h。

试验结果表明:当温度为120℃, 使用缓蚀剂浓度为2%;当温度为150℃, 使用缓蚀剂浓度为2.5%即可满足实际需要, 缓蚀剂具有较好的缓蚀性能。

1.3 解堵剂配方综合性能评价

试验结果表明:试验温度150℃, 缓蚀率达94%, 腐蚀速度达36.74 g/m2.h, 表面张力23.0 mN/m, 粘土防膨率72.2%, 稳定Fe3+能力75.3 mg/g, 无悬浮物和沉淀物, 高温解堵剂各项性能优良。。能够解除钙质, 硅质, 铁质, 蜡质, 沥青质及细菌腐蚀产物等引起的堵塞。

1.4 岩心流动性能评价

岩心流动试验是评价解堵剂解堵性能的重要方法, 在模拟地层温度、压力条件下, 比较岩心在酸处理前后渗透率的变化率, 来评价解堵剂动态条件下缓速性能 (表1) 。

试验结果表明:与土酸相比, 解堵剂具有很好的缓速溶蚀作用, 有效作用时间达3小时;解堵剂处理后渗透率提高3倍, 说明它具有很好的解堵作用。

2 现场应用

2.1 现场应用情况

该技术在油田进行现场应用试验35井次, 其中油井21井次、水井14井次。工艺成功率100%, 措施有效率92%, 平均单井日增油1.8吨, 单井日增注56m3, 平均有效期185天。增油增注效果显著。

2.2 典型井例

文209—43该井是一口油井, 地质方案要求全井段笼统酸化, 酸化层位为S3中5~8, 酸化井段为2710.4~2934.5米, 层厚33.5米, 鱼顶2849米。施工管柱采用光油管, 下带喇叭口至2830米, 挤入前置酸12m3, 主体酸36 m3, 顶替液9 m3, 处理半径1.5米, 关井反应60分钟, 返排残酸。施工排量为300L M i n, 施工开始泵压为9M p a, 挤完主体酸时泵压为16 MPa, 挤完顶替液时泵压为10Mpa, 关井后压力迅速降为零, 完成酸化施工后投产, 酸化前日产液73.8 m3、日产油3.4吨, 酸化后日产液120.6 m3、日产油6.1吨, 日增液46.8 m3, 日增油2.7吨, , 解堵增油效果明显, 解堵效果良好。

3 结论与综合评价

(1) 解堵剂配方对堵塞物溶解率达到98.8%。

(2) 酸液150℃的腐蚀速度为36.74 g/m2.h, 现场动态腐蚀速度为17.3 g/m2.h, 达到SY5451-92土酸酸化缓蚀剂的标准 (一级) 。

(3) 酸液150℃缓速率相对于土酸提高94.4%

(4) 酸液表面张力为23.9mN/m, 界面张力为0.4 mN/m, 酸渣为0.27g/L。

(5) 工艺成功率100%, 有效率94%。

该技术综合性能优良, 现场增油效果显著。

参考文献

酸化冲击解堵技术的研究与应用 篇6

辽河油田X区块位于欢西油田中部, 主要含油气目的层为杜家台油层, 岩性以中砂岩、不等粒砂岩为主, 其次为中—粗砂岩, 少量粗—中砂岩、细—中砂岩、细砂岩。平均孔隙度24.3%, 平均渗透率为263.6×10-3um2, 为中—高渗、中—小孔、中喉、不均匀型储层。区块含油面积0.5Km2, 石油地质储量80×104吨。1979年投入开发, 目前该区块共有油井12口, 开井10口, 日产液126吨, 日产油27吨, 综合含水78.6%, 采油速度15.17%, 累采油35.83×104吨, 采出程度44.8%。

二、酸化冲击解堵技术简介

酸化冲击解堵技术是应用聚能气体压裂原理、使用无壳火药压力发生器, 瞬间产生的高达100MPa压力冲击波首先对地层进行压裂, 使近地层产生裂缝, 同时又进一步改善地层的导流结构, 对中低渗透层亦有明显的改造作用, 能很好地提高其渗透率, 随后注入综合解堵处理剂, 处理火药爆炸燃烧后产生的残液 (渣) , 同时深解近井地层胶质、沥青等, 达到进一步疏通地层孔喉的目的。该处理剂不仅能有效处理火药燃烧后的残渣, 而且有较好的洗油破乳能力和溶解胶质、沥青质的能力, 对有机沉积物有润湿、渗透、分散直到肃离等作用, 还可有效地预防胶质、沥青质等有机物有近井地层再沉积, 又进一步改善地层的导流结构, 提高地层的导液能力, 从而增加油气产量或提高注水能力。

三、技术应用的提出及应用效果分析

X区块近年来由于油层物性差, 部分油井表现为供液差直至停产, 部分注水井出现注水压力升高等问题, 严重制约了区块的开发, 为了提高油井产能, 提高区块开发效果, 提出了利用冲击解堵技术提高油井产能。

典型井分析:锦2-X1井是该区块西部的一口采油井, 于2004年3月11日投产, 初期日产液27t不含水, 最高日产油47t, 生产至2007年上半年, 日产液下降到5.5t, 日产油下降到4.7t, 阶段累产油24967t, 累产水2734t。为恢复该井产能, 2007年5月实施了补层合采措施, 措施后日产液20t, 日产油20t, 阶段累产油10820t, 累产水5842t。截止目前为止已累计生产原油35787t, 累产水8576t。该井在上半年产量比较稳定日产液7.6t, 日产油4.5t, 生产至8月产量逐渐下降, 至10月日产液仅2t, 日产油1.5t。从该井的测试资料看, 动液面1270t, 示功图表现为供液差, 从区块物性情况来看, 油层孔隙度为24.3%, 渗透率为263.6um2, 油层物性较差;从现场作业起出的井下工具来看, 邻井锦2-X2固定凡尔基本被蜡封住, 而油管结蜡也比较厚, 说明该井出蜡也很严重;从作业区稀油区块含蜡量表的情况来看, 该区块含蜡4.67%, 属于结蜡比较严重的区块, 且该井的周围油井也不同程度的存在结蜡现象;从三口邻井的检泵周期看, 平均检泵周期为310天, 而锦2-X1井已生产368天, 已到检泵周期。由于该井已到检泵周期, 针对区块油井油层物性差, 油井结蜡等原因造成近井地带油层堵塞, 我们决定在该井实施冲击解堵, 改善油层提高检泵效果。11月21实施冲击解堵后, 生产情况得到明显的改善日产液由1.3t上升到22t, 日产油由1t上升到8t, 动液面由措施前的1270m上升到841mt, 供液能力得到提高, 已累计增油1511t。

锦2-X1冲击解堵措施改善了油层渗透能力, 提高了油井产量。之后针对锦98块油层物性差, 油井供液不足的实际情况, 实施冲击解堵5井次, 有效5井次, 有效率达100%, 累计增油3147t, 提高了区块的开发效果, 同时该技术在锦98块的成功应用为我厂污染严重井、低孔、低渗井提高采油能力开辟了一条新的途径。

结论

冲击解堵技术对油层物性差, 供液差, 注水压力升高的区块取得了显著效果。该技术的成功应用为我厂污染严重井、低孔、低渗井提高采油能力开辟了一条新的途径。

摘要：酸化冲击解堵技术是应用聚能气体压裂原理、使用无壳火药压力发生器, 瞬间产生的高达100MPa压力冲击波首先对地层进行压裂, 使近地层产生裂缝, 同时又进一步改善地层的导流结构, 对中低渗透层亦有明显的改造作用, 能很好地提高其渗透率, 从而增加油气产量或提高注水能力。我厂X断块近年来由于油层物性差, 部分油井表现为供液差直至停产, 部分注水井注水压力升高等问题, 严重制约了区块的开发, 为了提高油井产能, 提高区块开发效果, 提出了利用冲击解堵技术提高油井产能。

关键词：酸化冲击,解堵,物性差

参考文献

[1]隋悦.锦州油田解堵技术综述, 内蒙古石油化工, 2011年第10期.

注聚井解堵剂的研究与应用 篇7

随着油田开发的深入, 原油采出难度越来越大。近几年发展的聚合物驱油技术是一项较好的新型采油技术, 在提高采收率方面发挥了巨大的作用[1]。但新技术也带来了新问题, 注聚井注入压力上升较快, 难以完成配注, 甚至停注, 严重影响聚合物驱的经济效益。注聚井解堵剂就是从分析聚合物对地层伤害机理入手, 结合现场不同层位注聚过程中存在实际问题, 有针对性研制开发的聚合物复合解堵技术, 最大限度解除聚合物堵塞, 提高注聚井的注聚量, 增加聚合物的驱油效率[2]。

1 实验部分

1.1 聚丙烯酰胺 (HPAM) 溶液的配制

实验所用的HPAM是由大庆油田助剂厂提供的粉剂, 相对分子质量为107, 水解度为23 %～27 %。配制时, 先称取一定质量的HPAM, 缓慢地加入搅拌的水中, 使之充分分散, 溶胀5 d备用。

1.2 HPAM溶液黏度的测定

采用RV—2黏度计测量HPAM溶液黏度及其损失率。实验温度45℃, 剪切速率145.8 s-1。

1.3 岩心解堵模拟试验

将天然岩心抽提、烘干, 用2 %的KCl盐水测岩心渗透率, 记为K 1。注入聚合物溶液10 PV, 测岩心渗透率, 记为K2。向已被聚合物堵塞的岩心中注入1 PV解堵剂, 取出, 将岩心密封后放在45 ℃的恒温水浴中养护24 h, 用2 %的KCl溶液测岩心渗透率, 记为K3;K3为解堵后岩心渗透率。则伤害率= (K1-K2) /K1×100 %;解堵率 (渗透率恢复值) =K3/K1×100 %。

2 实验结果与分析

2.1 裂解剂降解率的评价

现场常用的聚合物主要是阴离子型的聚丙烯酰胺, 主链为碳碳键, 侧链为酰胺基或水解后的羧基, 稳定性较高, 不易降解, 对聚丙烯酰胺的堵塞, 必须选择强氧化剂达到降解PAM的目的。裂解剂是一种强氧化剂, 在加热或酸性的条件下可释放出新生态的氧, 新生态的氧具有极强的氧化性, 使HPAM分子链断裂, 分子量降低, 黏度下降。裂解剂对HPAM 的降解实验数据见表1。

由表1可见, 裂解剂对聚合物降解有很好的效果, 这与HPAM的自由基降解有关, 其自由基反应为:

裂解剂—双基产物+O·;

HPAM+O·—HPAM′+HPAM—O。

(大分子) (小分子) (小分子)

2.2 自生气体增能扩散剂的确定

自生气体增能扩散剂主要是利用亚硝酸钠与氯化铵水溶液在井下发生放热反应, 产生大量的热量和N2, 有利于油井热处理后工作液的返排。维持亚硝酸钠水溶液 (A液) 与氯化铵水溶液 (B液) 的摩尔比为1.06, 加大两种反应物的浓度, 在相同的初始温度下测定氮气生成量和反应体系初、终温度之差ΔT, 见表2。

由表2可见, 随着反应物浓度的增大, 反应终止温度升高, 初、终温度之差ΔT增大, N2生成量也增大, 在A液、B液反应物质量分数分别达到及超过3.50 mol和3.30 mol时, 体系初、终温度之差ΔT大体上不再随反应物浓度而变。

2.3 聚合物解堵剂岩心解堵性能

选用不同渗透率的天然岩心6块, 进行聚合物堵塞与解堵实验, 计算出岩心的伤害率及解堵率, 所注入聚合物浓度为1 000 mg/L, 实验数据见表3。

由表3可见, 对于不同渗透率的岩心, 解堵剂对岩心渗透率的恢复程度不同。岩心渗透率越高, 恢复程度越高, 对于原始渗透率大于1.0 μm2的岩心, 恢复程度大于90 %;原始渗透率在 (0.1～1.0) μm2的岩心, 恢复程度在80 %～90 %之间。这是因为岩心渗透率越低, 孔隙半径越小, 堵塞程度越高, 有一部分半径较小的孔隙已被聚合物所占据, 当注入解堵剂时, 已很难进入这部分孔隙, 解堵剂难于和聚合物发生降解反应, 使解堵效果变差, 岩心渗透率恢复程度较低。

3 现场试验效果

进行现场措施时, 首先依据措施前期注聚合物主要参数, 分析、诊断堵塞原因, 通过调整不同组份配比, 确保较高的措施有效率。通过确定不同的解堵半径和油层厚度, N2-3-FP38和N2-D3-P129注入解堵剂的用量分别为90 m3和120 m3, 关井反应24 h;转注, 先只注入3 m3清水, 二次关井反应24 h;再次转注入5 m3清水三次关井反应24 h。2005年6月现场试验2口井, 解堵有效率为100 %, 初期平均单井注入压力下降了1.7 MPa, 注入量增加了52 m3。见到了明显的解堵增注效果, 见表4。

随着解堵后注聚井注入能力的提高, 主要连通油井增油、降水效果明显。统计到2005年11月30日, 与2口解堵井相连通的4口油井, 解堵初期前后资料对比, 平均单井日降液22 m3, 日增油3.0 t, 降含水5.9 %, 目前单井已累计增油1 000 t以上。具有较好的经济效益。

4 结论

(1) 注聚井解堵剂主要由5

%的裂解剂和生气体增能扩散剂组成。解堵剂对不同渗透率岩心的恢复程度大于80 %。

(2) 注聚井解堵后注聚井注入压力下降1.7

MPa, 注入量增加了52 m3。见到了明显的解堵增注效果。

参考文献

[1]廖广志, 牛金刚, 邵振波.大庆油田工业化聚合物驱效果及主要做法.大庆石油地质与开发, 2004;23 (1) :48—51