注水井酸化

注水井酸化（共3篇）

注水井酸化 篇1

1 概述

靖边油田从2004年开始正式注水, 具有大小注水站87座, 注水井960口, 由于水质不稳定, 造成部分井底地层不同程度的堵塞, 注水压力升高, 单井日注水量达不到配注要求, 从而影响了对应油井产量的明显下降。因此我们采用了常规酸化解堵技术对我厂的21口注水井进行酸化解堵。根据统计分析酸化施工以后, 日注水量达到了配注要求, 注水压力明显下降, 95%以上的注水井见到注水效果。

2 酸化原理

通过酸液对岩石胶结物或地层孔隙和裂缝内堵塞物等溶解和溶蚀作用, 回复和提高孔隙和裂缝的渗透性。酸化按照工艺不同可分为酸洗、基质酸化和压裂酸化 (也称酸压) 。[1]

3 酸化效果分析

3.1 确定酸化井的解堵措施

收集井史资料和目前的注水情况, 进行注水井系统分析, 正确地、全面地判断注水井注水不正常的原因, 以便制定出合理的酸处理方案[2]。同时进行系统试井, 求出酸处理前注水井的压力、吸水指数表皮系数等, 表皮系数为正值表示井筒有污染, 改善时表皮系数为负值, 当井未污染时表皮系数等于零[3]。根据表皮系数正负及数值判断井底有无污染。再根据注入水水质化验结果, 看水质指标哪些超标, 确定污染类型, 再通过油水井连通状况、选井原则采取相应的解堵措施。

3.2 检查施工是否达到工艺要求

目前常利用施工曲线检查施工是否达到工艺要求。解堵现象在施工曲线上反应的特点是:施工初始, 在一定的排量下, 挤酸压力升高到一定值, 然后压力突降, 呈解堵反应, 这种曲线表明酸化起到了沟通裂缝的作用, 酸化效果一般较理想, 根据靖边油田22口酸化注水井平均压力随时间变化关系曲线看, 有21口效果明显, 如下图1。有1口注水井解堵不明显。

由上图看出施工初始到施工结束, 在一定的排量下挤酸, 压力由0一直上升到15MPa, 逐渐上升如图2所示, 可见施工效果不明显。

3.3 酸化反应期间井口压力变化情况, 分析酸化效果

酸化关井反应期间, 井口压力一般是下降, 当井口压力下降较快, 直到和地层压力平衡后回升, 说明解堵效果明显, 如果井口压力开始下降很慢, 甚至上升 (由于盐酸与地层反应的二氧化碳气体聚集井口) , 一般表明效果不好。从图3上看曲线一是效果比较明显的井, 曲线二是效果不好的井。

3.4 对比酸化前后注水量、注水压力的变化情况

通过对靖边采油厂22口注水井酸化统计, 施工前和施工后的比较21口井通过酸化措施注水量增加了, 达到了配注要求, 注水压力也降低了, 酸化效果非常明显。1口井注水量没有增加, 注水压力还和未酸化一样, 没有起到酸化效果。

4 结论

(1) 通过查阅22口注水井的资料得出21口注水井位于断层附近, 鼻状凸起、扭曲、长轴等岩层受构造力较强, 裂缝发育的构造部位, 岩性条件较好, 电测曲线解释为具有渗碳层的特征, 在钻井过程中有井涌、井喷、放空等良好的油气显示的井, 一般进行常规酸化能获得显著的效果;1口注水井位于岩层受构造力较弱, 裂缝不发育、岩性致密、在电测曲线上渗碳层段特征不明显、钻井中油气显示不好的井, 必须进行人工造缝, 才能达到很好的注水效果。

(2) 酸化效果在施工正常的情况下主要和储层本身的渗透率有关系, 渗透率好的油层酸化处理后效果明显, 渗透率差的油层处理效果不明显。

(3) 酸化效果的好坏和投产方式有关, 一般来说射孔投产井酸化没有压裂投产井酸化效果明显。

参考文献

[1]张琪.酸处理技术.采油工程原理与设计[M].石油大学出版社2003, (03)

[2]邹艳霞.油层酸处理.采油工艺技术[M].石油工业出版社出版.2006, (05)

[3]王新纯.酸化施工井效果分析[M].井下作业施工工艺技术, 石油工业出版社出版, 2005, (06)

对提高油田注水井酸化成功率分析 篇2

关键词：酸化技术,影响因素,控制措施

1 酸化技术概述

双河油田投入开发已三十多年, 随着采出程度的不断提高, 层间矛盾日益突出, 为了稳油控水, 充分发挥中低渗透潜力层, 延缓综合含水上升, 延长油田寿命, 提高最终采收率, 必须加强注水工作, 多注水注好水。然而注水现状并不乐观, 部分低含水、低渗透层达不到配注, 长期欠注, 解决这一问题的常规办法是对地层进行酸化改造措施, 达到增注的目的, 酸化技术在施工方面的关键点就是酸化工艺管柱和酸化工具的合理性选择, 介绍如下:

1.1 常用酸化工具介绍

目前注水井酸化工具主要有三种, 考虑不同的井筒状况、施工参数以及成本等因素选择最优的工具进行施工, 其主要技术参数见下表。

1.2 酸化工艺管柱介绍

根据我厂施工区域内注水井的套管结构、地层温度、酸化工艺等相关要求, 主要完善配套了四种类型酸化工艺管柱结构, 分别是:分层酸化下部层段;分层酸化上、下部层段;薄夹层多层段细分管柱结构, 全井或下层酸化管柱结构。这些管柱的完善配套, 解决了长期以来在高温井、分层酸化方面困扰酸化工艺的技术难题。

2 影响酸化成功率的因素

在2008-2011年, 采油一厂施工区域内注水井酸化井数达到376口, 酸化一次成功率口数为338口, 进行重复酸化的井数为38口, 一次成功率为89.9%, 与年度施工一次成功率99%相差十个百分点, 为此需要找出影响酸化成功率的因素, 并制定相应的措施, 用以指导今后的酸化施工。对2008-2011年酸化失败的综合分析, 以下3点是影响成功率的主要因素。

2.1 封隔器质量问题

封隔器是酸化施工的主要井下工具, 只有封隔器工作状况良好, 才能保证酸液挤入待酸化处理层, 否则会造成酸液串层或套管反酸, 导致酸化失败。

三年来, 有18口注水井因封隔器失效而造成酸化失败, 占总失败井数的47.4%, 失效原因分析如下:1) 封隔器中途失效, 如H473井、H4-608等几口井所用的封隔器为江453-114或HNX344-114皮碗, 酸化中途压力由28-32MPa突然降至0Mpa~3Mpa并且套管开始反水, 起出管柱检查工具胶筒脱落或有裂口;2) 封隔器未座封或胶筒烂, 如8-137井、6-718井等所用封隔器为Y341-115多功能;投球座封正常, 提高压力打开分酸器或细分开关后套管就开始返水, 且压力仅为3Mpa~5Mpa, 分析认为起出的酸化管柱检查工具胶筒无座封痕迹且座封销钉未剪断。

2.2 套管技术状况差

套管内壁腐蚀、结垢是注水井普遍存在的问题, 尤其我油田大部分是污水处理后回注, 对套管内壁腐蚀、结垢起到了加速作用, 从而使套管的强度及内壁的光滑度日益恶化, 甚至有可能出现内径增大、穿孔、错断现象;因这些状况的存在影响了封隔器的密封性, 导致酸化失败。

经统计有12口井属于这类情况, 占失败井数的31.6%, 如F5-12、449、5-907等井投球座封正常, 正挤时压力达到18Mpa~23Mpa, 但是套管却出现溢流或溢流明显增大, 随着酸化的进行套管开始返出酸液, 从而造成酸化失败;起出酸化管柱检查, 仅发现胶筒上有印痕, 后经测井 (WSJ组合测井、40臂井径测井等) 证实套管内径变化幅度最大达到4mm.

2.3 其他因素

除上述两种因素外, 因油管质量、酸化其它配套工具、人为因素的影响, 共计造成8口井酸化失败, 占失败井数的21.0%。在近几年开始使用的渗氮管, 在酸化过程中多次出现油管开裂问题, 有裂口最长达30cm, 如J5-127井, 酸化中途压力突降, 套管出现溢流, 起出酸化管柱检查, 2根新渗氮管裂口;酸化中使用的配套工具如节流器、细分开关、气举阀等出现问题导致酸化失败, 如T115-15因第三级气举阀因焊口处开裂而失败。

3 采取的措施

为了提高酸化一次成功率, 减少重复作业成本, 针对酸化施工中出现的问题, 我们采取了如下措施:

3.1 根据不同地层, 选择最适宜的封隔器及酸化工艺管柱

根据地层压力、温度及套管状况的差异, 选择使用不同的封隔器;经过多年酸化施工中累积的经验, Y341类多功能封隔器越来也受到施工方的青睐。

对于层间距离小于5m的酸化井, 组配管柱时下入机械定位器靠定位器通过套管接箍时负荷的变化 (电子拉力计精确显示) , 及套管接箍深度 (磁定位幷校正为油层统一深度) , 来辅助确定井下工具下入深度, 确保工具下入位置正确;对于层间距离小于3m的酸化井, 对酸化管柱进行电测校深, 确保薄夹层的有效封隔。

3.2酸化前对套管进行处理

为了检查套管目前的技术状况及对其内壁进行清理, 酸化管柱下井前, 先下入弹性较好的刮削器, 下至封隔器座封段和射孔井段时, 边冲洗边刮削, 反复上下刮洗三次, 然后刮至井底, 上提2米, 洗井合格后起出刮削管柱;在完成酸化管柱后, 用清水大排量反洗井至水质合格后再酸化。

3.3加强施工过程控制

为了保证酸化封隔器的座封位置准确无误, 并避开射孔井段和套管接箍1米以上, 首先严格要求, 对酸化管柱做到“三丈量, 三对口”, 保证管柱数据准确性、可靠性强;其次酸化管柱工具深度必须考虑管柱自重伸长量, 管柱自重伸长量用下式计算:

式中:R-为管柱伸长量, cm;

L-为管柱长度, m;

W-为管柱考虑浮力后的重量, t;

K-系数, ￠73mm*5.5mm油管K=245

如2000米￠73mm*5.5mm油管在水中, 自重伸长量为 (考虑水的浮力) :67.8cm

3.4缩短酸化管柱、工具在井下等待时间

为了保证酸化井能够及时正常施工, 必须和相关的施工单位结合 (如监理站、作业队、酸化队、配液站等) , 在保证车辆、酸液、资料、人员到位的同时, 及时完成酸化管柱, 缩短施工周期。

4效果

注水井酸化 篇3

1 双子表面活性剂作用原理简述

通过化学键将两个或两个以上的同一或几乎同一的表面活性剂单体, 在亲水头基或靠近亲水头基附近用联接基团将这两亲成份联接在一起, 形成的一种表面活性剂, 称为双子表面活性剂。双子表面活性剂是一类新型的表面活性剂, 具有高的界面活性, 耐温150℃, 耐矿化度80000 mg/L, 是目前中低渗透油藏降压增注用表活剂的首选。

低渗透储层多呈亲水性, 一部分注水压力来自于水湿岩石孔隙内表面水化层对水的吸附阻力, 注水启动压力梯度相当程度上是克服水膜吸附阻力。同时, 注入水进入岩石孔隙后, 油流很容易在喉道处被截断, 形成油滴, 堵塞吼道。由于双子表面活性剂具有良好的界面性能, 可以降低油水界面张力, 消除油滴堵塞, 同时双子表面活性剂吸附到岩石表面上, 可以摒除水膜吸附阻力, 进而降低注水的压力。室内实验结果表明, 双子表面活性剂可将该区块油水界面张力降至0.01m N/m数量级。

2 双子表面活性剂在注水井酸化增注中使用效果评价

2.1 义34-X20井

义34-X20 井区域构造为济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷, 局部构造位置为义34 断块, 注水层位为ES3, 有效孔隙度17.1%, 平均渗透率为48.9*10-3um2, 岩性为灰褐色油浸细砂岩、灰色泥灰岩。该井曾实施过三次酸化增注作业。其中第一次作业的主要目的是通过酸化解除近井地带污染, 增加单井注水量, 提高注采井组开发效果, 此次作业过程中并未配合使用双子表面活性剂;第二次作业则是在未改变酸液主体构成和总体施工设计的情况下加入了正挤双子表面活性剂的工序。

第一次酸化作业时的酸液配制如表1所示。

作业施工时的泵注顺序依次为正替清洗液10m3、正挤前置酸30m3、正挤主体酸30m3、正挤注入水30m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。

第二次酸化作业时的酸液配制如表2 所示。同时, 在酸化时配合使用了5t双子表面活性剂使用量, 并加入100m3的清洁注入水进行稀释。

作业施工时的泵注顺序依次为正替前置酸10m3、正替主体酸1.5m3、正挤主体酸8.5m3、正挤双子表面活性剂100m3、正挤注入水11m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。

义34-X20井在酸化作业后的降压增注效果如表3所示。

从降压增注效果对比情况来看, 在两次作业未改变酸液主体构成和总体施工设计的情况下, 双子表面活性剂的使用在酸化措施中起到了比较明显的降压增注作用。同时, 酸液使用量以及酸液和双子表面活性剂注入顺序的优化也对注水井降压增注的效果产生积极影响。

2.2 义34-3-X7井

义34-3-X7井区域构造为济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷, 局部构造位置为义34断块, 注水层位为ES3, 有效孔隙度14.61%, 平均渗透率为15.25*10-3um2。该井为34断块特低渗油藏义34块南扩小井距井组沙三段4砂组CO2气驱试验井组的一口注气井, 于2009年2月完成射孔, 累计排液21方, 累油4吨。2010年12 月下入注气管柱待注气, 后提出原井管柱转注水, 试验小井距注水效果。其相邻井义34-1-X5井转注后仅注水400m3便因压力高注不进。因此决定在转注时就对该井实施双子表面活性剂增注措施, 解决该井注水问题, 提高注采井组开发效果。此外, 复合缓速酸使用量为5t, 并加入20m3清洁注入水进行配制;双子表面活性剂使用量为6t, 并加入120m3的清洁注入水进行稀释。

作业施工时的泵注顺序依次为正替双子表面活性剂10m3、正替前置酸0.5m3、正挤前置酸7.5m3、正挤复合缓速酸20m3、正挤前置酸10m3、正挤双子表面活性剂110m3、正挤注入水11m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。

义34-3-X7井在酸化作业后的降压增注效果。

从注水数据来看, 该井降压增注效果非常显著, 其注水压力远小于该区块其它情况类似的注水井的高达30MPa左右的注水压力, 并且该井实际日注水量也远超日配注量。分析认为这主要是因为施工时增加了酸液和双子表面活性剂的用量, 并优化了泵注程序, 并且为降低残酸对地层的伤害, 还增加了氮气泡沫混排程序。

3 结语

注水井降压增注是改善低渗透区块水驱油效果和提高采收率的重要手段。为了实现降压增注的目的, 在水井酸化作业中配合使用双子表面活性剂是一个非常有效的措施。通过对渤南低渗透区块比较典型的两口注水井在酸化作业中使用双子表面活性剂后注水效果比对的评价, 可以认为在酸化作业中配合使用双子表面活性剂可以有效提高酸化的效果, 更好的实现注水井降压增注的目标。但同时也需认识到通过在一次酸化作业中加入双子表面活性剂并不能一劳永逸的解决注水问题。因为前期注入的表面活性剂随着注水量增大, 浓度会逐渐降低, 所以就需要在以后的作业中注入后续的双子表面活性剂。此外, 降压增注效果显著与否还与作业时酸液和双子表面活性剂的使用量及泵注顺序有密切关系, 因此必须要根据每口注水井的实际井况来优化酸液配制和施工设计。

参考文献

[1]李瑞冬等.低渗透油田双子表面活性剂降压增注实验研究, 2012年4月.

[2]赵剑曦.杂双子表面活性剂的研究进展.化学进展, 2005:17-6.