多功能清洗剂室内研究及现场应用评价

渤海油田部分油井生产过程中地层和油管内有有机垢析出,会堵塞原油流通通道,影响油井正常生产。此外,稠油井在修井作业中也存在因油管管柱清洗不干净而导致原油飘落的问题。室内对油溶性、水溶性和乳液型3种类型清洗剂的溶沥青效果进行评价,结果发现油溶性多功能清洗剂对沥青的综合溶解效果最好,溶沥青速率可用达到1.57mg/(min·mL)。多功能清洗剂的现场应用结果表明,该清洗剂对有机垢具有良好的清除效果,可满足油管清洗和地层清洗作业需求。     

渤海注聚油田储层堵塞、产液下降机理分析及调整措施

渤海X油田位于渤海辽东湾北部海域,属于疏松砂岩油藏,且原油胶质、沥青质含量高。目前,该油田注聚区受效井日产油626m~3,日产液5707m~3,含水89%。在生产中发现,老受效井已经出现"产出端堵塞严重,产液下降严重"等问题,一直干扰油田产量指标的完成。针对该问题,本研究在整体分析X油田驱油剂、地质类型、地层压力的基础上,跟踪了每口产液下降井的生产动态资料并筛选出同时期产液下降较严重的井,利用显微镜观察、抽提物检测分析、固体组分检测分析等实验方法综合分析了堵塞物成分,总结出了堵塞及储层伤害机理,并提出了相应的解决思路。研究发现,原油胶质、沥青质、少量聚合物包裹在出砂微粒周围,乳化增粘又加重疏松砂岩出砂程度,形成大量粘塑性油砂颗粒堵塞地层;同时,残酸中的Al~(3+)或Fe~(3+)等高价离子,形成了铁盐、铝盐、氟化物等无机垢沉淀堵塞地层,即出砂和结垢是导致堵塞的根本原因。在明确临界流速、生产压差的同时,针对疏松砂岩做好深部稳砂,实施"有机无机交替解堵+化学固砂"的措施,防止砂粒解堵后再次运移、延长解堵有效期的解堵思路。     

裂缝复合解堵技术在新木油田研究与应用

新木油田为低孔低渗砂岩油藏,压裂投产。油田开发过程中,近井储层结垢、裂缝污染堵塞现象日趋严重,单一常规解堵技术不能完全解除储层污染堵塞。本文从分析油田储层污染特点和压裂过程中对储层造成的次生伤害人手,研究符合储层特点的裂缝复合解堵技术,着重对复合解堵药液与地层岩芯溶蚀、垢样溶速、反应缓蚀与地层流体配伍性等方面进行试验分析,将裂缝清洗剂和复合酸解堵效能优化有机融合,发挥不同药剂综合解堵最佳作用,清除污染堵塞物质,恢复疏通地层渗透率,实现解堵目的,现场应用效果明显。     

油田注入水与储层流体配伍性的研究

针对大港沈家铺油田注入能力下降的问题,本文先进行结垢预测,再通过室内静态评价实验和动态评价实验以及岩心流动实验,验证预测结果,通过对结果的分析可得到注入水和储层流体的配伍程度及注入水和地层水混合后对岩心渗透率的影响。结果表明：大港沈家铺128区和109-1区的注入水与地层水混合后有结垢趋势,产生的无机垢对储层具有堵塞伤害性,笔者建议油田采用防垢措施,改善水质。     

无酸除垢体系技术在印尼Z油田的研究应用

印尼Z油田主要储层为Talang Ankar砂岩组,大部分生产井在进入油田开发中后期含水高甚至超高阶段之后,地层容易结垢,造成油井堵塞,产量下降。通过结合井史资料及多轮次室内研究和垢样分析,确定出适用于本区块的主体液体处理液体系——无酸除垢体系。在本区块多达33口井次进行了现场施工,通过施工前后的产量信息对比,总结出来了处理该区块结垢问题的最佳方案。     

解堵型注水井洗井液体系研发与评价

为提高海上油田注水井洗井作业效率,针对注水井堵塞物组分,研发解堵型洗井液体系,确定其配方为:4.0%无机垢除垢剂WJCG-2+2.0%有机垢除垢剂YJQX-1+2.0%缓蚀剂HSJ-01。室内实验结果表明,解堵型注水井洗井液对无机垢和有机垢均具有良好的溶蚀能力,且腐蚀速率远低于行业标准要求。体系与地层水配伍性良好,且不会对油田地面水处理流程造成不良影响。岩心渗透率恢复值大于90%,体系储层保护性能较好。该体系可有效提高海上油田注水井洗井效率。     

姬塬油田油层结垢技术处理研究

文中首先阐述了姬塬油田的主要地质特征,油田结垢现状和结垢机理,在分析结垢成因的基础上,提出结垢防治技术,最后进行了单井地层的结垢防治现场试验,实验表明:姬塬油田开采层位多,地层水、注入水矿化度高,富含成垢离子;在以上油水井三种联合作业工艺中,被挤入地层深部防垢剂的作用主要是延缓结垢速度,延长措施有效期,而真正起提高地层导流能力作用的分别是地层压裂、地层酸化和地层除垢作业。但由于酸处理液和除垢剂的作用对象较为单一,对提高地层导流能力的作用相对较小。而挤防垢剂与地层压裂联合作业,则是综合了压裂作业大幅度提高地层导流能力和延缓结垢速度,在低渗透油田地层结垢防治中具有明显的技术优势。     

渤海东部油田储层伤害分析及暂堵体系应用研究

随着渤海油田油气资源的开发,其修井作业量逐年增加,但个别井次投产后,产液含水量显著上升,产能恢复率急剧下降,说明作业过程中发生了严重的储层伤害.修井液大量漏失是造成储层伤害的主要外力因素,其伤害类型主要有流体不配伍结垢堵塞、乳化伤害、稠油冷伤害以及五敏伤害等.为有效保护油气储层,降低修井液漏失,针对性应用无固相暂堵液体系,其不含固相、封堵能力强,渗透率恢复高,易破胶返排,作业后油井恢复周期短.通过在渤海东部某油田A井的应用,无固相暂堵液体系可将循环漏失速率从大于20.0m3/h降至1.5m3/h,有效控制漏失速率.A井作业后第7d产能恢复至作业前水平,表明采用无固相暂堵液体系降低修井液漏失的工艺,可有效降低储层的伤害,起到良好的储层保护作用.     

墩塘油田采输系统结垢现状及清防垢技术应用

墩塘油田目前日产液量145t,综合含水82%,储层地层水矿化度高达3.1×10~4 mg/L,地层温度84℃,油井结垢腐蚀现象严重,结垢腐蚀使油井检泵作业频繁,严重影响油田正常生产。本文针对墩塘油田储层特点、结垢特征概述了油田的结垢原因、类型,采取针对性的清防垢措施,取得了较好的应用效果,平均延长作业周期400天,平均一年节约用电3.3万KWh,符合目前油田降本增效的开发模式。     

洗井助排液在埕北油田修井过程中的应用

在研究了埕北油田储层伤害机理和分析目前各种储层保护措施存在缺陷的基础上,针对埕北油田储层物性,开发了新型储层保护洗井助排工作液,以预防储层伤害。埕北油田现场应用表明,在修井过程中使用洗井助排液作为储层保护措施可有效降低入井液对储层的伤害,并对近井带的堵塞有一定的解除作用,作业后含水恢复期缩短,产液指数上升,储层保护效果显著。该新型洗井助排液的实用性与高效性,为海上油田油井的稳产增产提供了新的思路。     

低渗油层结垢分析及对策研究

结垢是油田注水普遍存在的问题,严重影响油田的正常生产,对此以新疆某结垢井区为例开展结垢机理分析和防垢技术研究。通过荧光光谱仪和电镜扫描分析垢样,结合水质分析和结垢趋势预测可知垢物以锶钡垢为主,成垢的主要原因在于:地层水锶、钙离子含量高,较高矿化度的采出水逐渐在井筒内壁形成垢层,且地层水与回注污水配伍性差。采用化学阻垢结合工艺防垢的方法,通过清、污水混配防垢技术最大程度去除成垢SO42-离子,选用油井井下释放式的投加方式投加溶度为100 mg/L的KZG-01。利用岩心驱替实验模拟地层真实情况实验,结果表明该方法有较好的阻垢效果且有效期长,可以用于指导现场施工。     

低渗透油田低温自生气增能解堵技术的实践与认识

低渗透油田受储层物性差、地层能量不足影响，部分区块油井压裂后、洗井或作业后储层污染，产量异常递减较快，油井产能得不到正常发挥。为补充地层能量，解除储层堵塞，优选了低温自生气增能解堵技术，通过研究提效时机，优化注入参数，现场共应用43口井，措施后产出状况改善，供液能力增强，初期单井日增油达59%，创造经济效益相当于多压裂50口井，为外围低渗透油田异常递减井探索了低成本治理途径。     

油井化学防垢在塔19区块作业区的应用评价

塔19区块作业区自2014年检泵时开始发现油井杆管结垢,累计作业42井次,各断块均有分布。本文通过油井结垢机理,分析得出地层产出液含有成垢离子及成垢离子在采出过程中受压力、温度变化,继而生成碳酸盐垢,通过优化加药,实施清垢措施,取得较好的效果,并由此总结得出较合理的清防垢治理技术,用以指导油井防垢治理工作。     

渤海S油田注水井防膨影响因素研究

阳离子季铵盐聚合物BHFP-02防膨剂长期应用于海上S油田A区块、B区块注水井防膨作业，防膨缩膨效果优异。从历次现场防膨井施工作业效果反馈，44井次防膨作业效果明显，19井次防膨作业效果不明显。历次防膨作业井中挑选效果不明显的3口井，根据防膨井选井依据，对S油田区块岩芯模拟地层水及标准盐水水敏性实验、地层水速敏及煤油速敏性实验及单井注入量、防膨剂耐冲刷性、防膨率实验、单井设计药剂量及油藏单井配注量等，分析不明显防膨井存在的影响因素。结果表明：S油田储层水敏指数为0.43～0.63,属于中偏强水敏，注入水矿化度低于临界矿化度，防膨井储层存在水敏伤害；S油田A区块地层属弱速敏性，B区储层为弱以及中等偏弱的流速敏感，注水速度应控制在临界流速以下，减小速敏对防膨井储层均影响；对注水量高的防膨井，可优化注水频次和提高防膨剂的吸附能力，来保证防膨井效果及防膨有效期。     

低渗油田返排废液处理及储层伤害实验

压裂及酸化作业后返排液处理是近年来低渗油田及非常规油气田开发面临的重要问题,在作业现场对返排液进行处理,处理后回注地层是最有效的解决措施.通过在延长油田某低渗油田开发区块现场取返排液水样进行化验分析,分析处理后水质指标情况,并利用实验分析了处理后压裂及酸化后排液对岩心的伤害情况.研究表明:现场水处理工艺处理后的水质指标达到了回注地层要求,处理后的返排液对岩心伤害率超过20％,需要进一步去除油和悬浮物颗粒,防止对储层造成伤害.分析了回注水矿化度对岩心伤害的影响,实验表明当回注水矿化度在60 g·L-1时岩心伤害率最低(9％左右),当矿化度增大时岩心伤害率大幅增加,因此应严格控制酸化后返排液回注水矿化度指标.     

渤海SZ36-1油田注水结垢趋势预测与试验验证

无机结垢是油田注水过程中的严重问题之一,结垢造成了在油田开采过程中较大的经济损失,为了高效开发油田。应对结垢进行科学合理的预测,从而采用相应的防治措施。本文主要通过对渤海SZ36-1油田的地层特征及注入水特征的分析,判断所结的垢可能为碳酸钙垢和硫酸钙垢,编制相应的软件对碳酸钙垢和硫酸钙垢进行了预测。并通过静态结垢试验验证了理论预测结果。结果表明,在该油田的注水过程中有碳酸钙垢形成,但硫酸钙垢不是主要成垢类型;结垢量随温度的上升而增大。     

中原油田产出水集输中的无机垢预测

油田开发中产生无机垢不仅阻碍油气生产,降低经济效益,还可能造成生产事故。中原油田文侧215-5井产出水中SO42-和HCO3-含量分别为1734mg/L和2343mg/L;文215-2和文侧215-4井产出水中Ca2 和Sr2 含量分别在11100mg/L和630mg/L以上;文215-10井产出水离子成份复杂。如果这四口井产出液集输,很可能产生无机垢。预测结果表明:随着文侧25-5井产出水所占比例的增加硫酸盐和碳酸钙的结垢趋势和程度增强。室内实验和现场应用证实这四口产出水混合时有大量白色垢生成,经X衍射分析为硫酸钙、硫酸锶和碳酸钙垢,结垢程度和类型与预测结果基本一致,证明了预测结果的准确性。     

陆上油田注水井结垢分析及防治措施

注水开发过程中,由于注入水水性不稳定或与储层流体不配伍,以及修井液高矿化度性等因素,易造成注水井井筒及注水层结垢。通过对陆上油田高尚堡地区历年注入水水性变化研究,分析成垢离子增加的原因并采取针对性措施进行防治。     

齐家北油田水井结垢原因分析

齐家北油田在调试过程中发现调试遇阻井23口,从作业井的现场情况看:全部是油管壁结垢导致调试仪器遇阻,由此可见,齐家北油田水井结垢现象十分严重。本文通过室内实验研究,化验分析注入水、地层水及垢样成分,结合油层特点,分析水井结垢原因,为今后除垢防垢工作的开展提供了依据。     

姬源油田长8储层无机垢结垢规律研究

为了认识导致姬源油田长8储层注水压力上升、水注不进的主要无机垢类型,为找出有针对性的解堵措施提供依据,在室内采用结垢趋势预测、静态结垢实验等方法对结垢规律进行了研究。实验结果表明,研究区块地层水与注入水配伍性较差,无机垢结垢严重,当地层水与注入水比例为3∶7时结垢最为严重,达到6.15g/L。