河南油田双河区块注聚井堵塞机理及APS解堵剂性能评价

针对河南油田注聚区块欠注和注入压力高的状况开展了聚合物堵塞机理研究,并对APS解堵剂进行评价。通过对注聚返吐物的成分组成分析发现,聚合物凝胶占堵塞物总质量的90.98%,是造成注聚井堵塞的主要物质。从室内岩心模拟试验结果来看,APS解堵剂对聚合物溶液造成的堵塞起到了较好的解堵作用,当渗透率接近1D时,渗透率恢复率可达到71.72%;但对聚合物凝胶造成的堵塞的解堵效果不太理想,当岩心渗透率为1.012D时其渗透率恢复率为57.00%,不能达到有效解堵的要求。增大APS解堵剂的质量分数对聚合物溶液的解堵有较好效果,渗透率恢复率提高了6.63个百分点;但对凝胶解堵效果不大,只增加了2.92个百分点。化学解堵后提高注入压力可以增加岩心渗透率的恢复率,提高解堵有效率。注入压力增幅越大,岩心渗透率恢复率越好。但注入压力并不能无限制提升,注入压力应小于地层破裂压力。     

JZ9-3油田注聚井安全解聚剂研制及评价

针对JZ9-3油田长期注聚造成堵塞问题,分析了W井堵塞物成分和特征。通过氧化剂和稳定剂的筛选及优化,研制成一种安全解聚剂,并进行了堵塞物溶蚀、一维填砂管模型驱替实验、腐蚀速率的性能评价。结果表明,过碳酰胺对高浓度聚合物溶液和凝胶的降黏率均能达到99%;加入稳定剂后,可以控制活性氧释放速率,在60℃下静置72 h仍能保持8%活性氧含量,大幅度地提高了解聚剂的安全性。解聚剂对堵塞物溶蚀率达到91.6%,解堵后渗透率恢复率达到305%,具有低腐蚀速率、不产生氧气的特点,确保现场施工的安全。在W井现场解堵施工应用中表明,该解聚剂对长期注聚产生的堵塞具有良好的解除效果。     

氟硼酸解堵剂的研究与应用

冀东油田以土酸为主要解堵剂的解堵措施,在解堵后,初期效果明显,但有效期短,同时近井地带胶结物被严重溶蚀,形成近井地带出砂并亏空,严重影响生产。通过正交实验,优选出了适合冀东油田浅层颗粒运移堵塞的氟硼酸解堵剂配方,结果表明氟硼酸解堵剂具有很好的缓速、降低表面张力和低腐蚀性能;对氟硼酸解堵剂进行了现场实验并取得了成功,表明研制的这种新型解堵剂适合冀东油田实际情况,达到了预期的研制目的。     

一种聚合物驱油受效井螯合解堵体系研究与应用——以渤海S油田为例

针对常规解堵工艺体系无法有效解除聚合物驱受效井复合堵塞物的问题,运用宏观和微观实验分析得出复合堵塞主要由聚合物、原油等有机物与含铁固相、黏土矿物等无机物层层包裹、相互掺杂而形成。实验表明,螯合解堵剂能很好溶蚀复合堵塞物中的各个无机物组成成分,对聚合物降解效果优于酸液和除过氧化氢之外的氧化剂。通过在渤海S油田20井筒内复合堵塞物溶蚀与降解实验说明,该解堵体系能有效解除这种复合堵塞物。现场应用表明,螯合解堵剂解堵效果优于传统解堵体系。     

天然气水合物自生热解堵剂热量平衡模拟计算

天然气水合物造成的油气井筒、管道和设备堵塞是石油天然气行业的一个重要问题，其会导致减产或生产中断，之后进行的解堵作业将进一步增加油田生产成本。针对目前缺乏准确可靠的自生热解堵剂解堵计算模型和实验数据的问题，建立了一种新的水合物自生热解堵剂解堵过程数学模型，该模型基于水合物相平衡热力学和分解动力学建立，包括水合物解堵过程的能量模型和质量模型；通过数值模拟进行了模型的求解，分别研究了纯自生热体系、含电解质(盐)自生热体系和含醇自生热体系解堵剂解堵过程及参数变化规律；基于实验结果，计算并分析了不同浓度和发热峰值的两种解堵剂解堵过程解堵时间、解堵剂用量与解堵剂浓度关系。研究结果表明：(1)该数学模型计算值与实验值吻合度高，能较好地计算并分析不同工况水合物堵塞及解堵剂解堵情况；(2)随自生热解堵剂发热温度、解堵剂中钠和镁离子浓度以及解堵剂中甲醇和二甘醇浓度的增加，水合物分解速率增加、解堵时间减少，发热温度小于295 K、含镁离子和二甘醇离子体系对水合物分解过程影响更大；(3)基于所建立模型绘制的解堵剂加注量及解堵时间图版表明，解堵剂的解堵效果与解堵剂发热峰值、成分、浓度等关系密切，实验所用解堵剂...     

超高压含硫气井井筒内天然气水合物解堵技术

为了安全、高效、经济地解除超高压气井井筒中的天然气水合物（以下简称水合物）堵塞，利用自主研发的固体自生热解堵剂在井筒内发生化学反应所释放出的热量来溶解水合物并防止其再次生成，通过调节解堵剂加量，来实现生热时间和生热量可调，进而将形成的化学自生热解堵技术在四川盆地超高压含硫气井的解堵作业中进行了应用。研究结果表明：①采用自主研发的固体化学自生热解堵剂，通过调整加量，可以实现生热峰值温度（34.2～88.5 ℃）、生热时间（24.2～884.0 min）可调，并且反应产物中包含有水合物抑制剂，能够抑制水合物再次生成；②随着解堵剂浓度增大，热传递速率加快，使解堵剂周围水合物的分解速率增加；③随着井筒内径增大，解堵时间延长，并且从64 mm增至76 mm对应的解堵时间增长率小于从76 mm增至102 mm对应的解堵时间增长率；④热量扩散模拟计算结果与现场实际用量的吻合率超过85%，证明所建立的化学自生热解堵剂热量扩散模型可靠，可以用于现场解堵剂加量的计算；⑤使用抗硫耐压140 MPa的固体药剂投加装置投加固体自生热解堵剂，在四川盆地超高压含硫气井已应用3井次，成功解除了水合物堵塞，使气井顺利恢复生产。结论认为，所形成的解堵技术针对超高压含硫气井井筒中形成的水合物堵塞的解除效果好、现场操作安全简单、费用低，具有较好的应用前景。     

运用解堵综合配套技术提高油井产量

1　综合解堵技术原理综合解堵技术是运用化学方法和物理方法结合起来处理油层的技术。集多效解堵、负压排液解堵 ,实时监测于一体。在经过多效解堵剂对堵塞物和地层矿物溶解反应后 ,由井下负压发生器实现对油层可控制的、周期性大压差 ,使近井地带产生疲劳裂缝网 ,利用地层流体的往复移动疏通油层孔道和强排等物理作用 ,对油层实现二次解堵的目的 ,缩短了堵塞反应物排出时间 ,减小对地层的伤害 ,提高地层孔隙度和渗透率 ,从而增加了措施有效率。1.1　解堵剂堵剂有以下 3种类型 :一是酸性解堵剂 ,主要应用于油井近井地带的解堵 ;二是潜在酸 ,主要应用于油层的深部解堵 ;三是碱性解堵剂 ,主要应用于稠油井近井地带和深部解堵。针对不同油藏存在的不同程度的堵塞 ,选择相应的解堵剂解除堵塞物 ,对不能解除的起到松动、剥落作用。1.2　负压强排、实现二次解堵通过地面泵组 ,周期性地使动力液经泵组增压后 ,由油管进入井下负压发生器 ,实现对油层建立可控制的 ,周期性大压差 ,使堵塞反应物随油层液经下部油管及井下负压发生器到油套环空返出井口。由于实现多次降压—升压循环 ,对不溶堵塞物形成疲劳损坏和剥落 ,利于下次被抽出油层。使油层得到彻底...     

重晶石滤饼堵塞机理与螯合解堵决策技术论评

钻井液加重剂重晶石在储层中的迁移、转化、沉淀形成了难以酸溶的重晶石泥饼,对油气藏造成严重伤害,需要安全可靠地解除重晶石堵塞。而对重晶石堵塞重视程度不够、堵塞机理与解堵机制不明、解堵决策设计不当、投入产出得不偿失、商家技术保密等种种原因,制约了我国重晶石解堵技术的进步。以氨基多羧酸盐为主要组分的螯合型解堵剂是解除重晶石堵塞最有前途的工艺选择,而螯合剂结构（氨基种类、羧基数量、环链大小、化学稳定性等）、金属离子的性质（电荷、离子半径、电离电位或碱度、共伴生金属离子等）、介质环境（pH值、温度、压力等）等对重晶石的溶解效应都有较大影响。经济高效的螯合型解堵剂及其解堵工艺的设计必须要考虑不同螯合剂的解堵特点、使用浓度、催化剂、碱性转化剂、聚合物溶蚀剂、井底温度、环境友好性、腐蚀性、地层岩石基质、解堵过程造成的二次储层伤害等因素。借助滤饼溶蚀、溶蚀产物组分及形貌、岩心流动等现代实验技术测评,精心设计解堵剂注入量、注入压力、浸泡时间、返排液处理等螯合解堵工艺细节,以便全面了解重晶石堵塞机理、螯合型解堵剂设计及其在油气田重晶石解堵决策中的应用。综述了近几年先行研究者在解除重晶石滤饼堵塞方面所做的比较系统的工作,希望能为读者提供一个新视角,以提高我国钻井液与完井液技术创新水平。      

渤海油田聚驱受效井液气交注复合深部解堵工艺

渤海油田注聚受效井堵塞物复杂,常规解堵工艺效果差。堵塞物组分分析表明,堵塞物以有机、无机及聚合物相互包覆的复杂形式存在,为此提出先采用有机溶剂清洗有机质,再对含聚胶团堵塞物进行分散,采用逐级剥离逐级解除的解堵思路。从溶解有机物、胶团降解及氧化破胶等3方面开展不同类型解堵液溶解效果对比实验,结合堵塞机理优选解堵液体系为8%~10%甲酸+4%~6%有机溶剂解堵剂D+1%强氧化剂。渤海油田注聚受效井堵塞半径可达3 m以上,为提高解堵效果及扩大解堵半径,通过对比分析堵塞物多轮次溶解效果,配套形成了多轮次处理及液气交替注入或伴注的解堵工艺。新工艺现场试验单井日增油达60 m3/d,应用效果显著,为解决聚驱受效井产能释放难题提供了新的思路,具有较好的现场推广价值。     

塔河油田稠油井解堵抑堵剂研制

塔河油田稠油井在掺稀开采过程中常常出现井筒堵塞的情况,严重影响正常生产。堵塞物的四组分分析结果表明,其主要成分为沥青质,所占质量分数达57%。考察了不同类型化合物对堵塞物的溶解性能,并考察了助剂的复配效果,研制了复合解堵抑堵剂RPDA-02,该剂对堵塞物的饱和溶解量达2.0 g/g,显著优于现场使用的对比剂。考察了RPDA-02的抑堵效果,结果表明,该剂对沥青质沉积的抑制时间超过60 天。研究了现场工况条件对该剂解堵抑堵性能的影响,结果表明,使用温度变化对其性能影响很小。开发了掺稀连续加剂工艺,可较好地解决稠油井堵塞问题,并对采出液的后续处理无不利影响。     

低渗油田选择性酸化机理及室内试验

低渗透油层中含水油井采用常规酸化措施后,产液量升高,产油量下降。针对这种情况,开发研制了一种新型酸液配方体系,介绍了其作用机理。在实验室通过模拟油藏条件研制出一种可优先选择含油孔道且可达到缓速、深部解堵的选择性乳化酸酸化配方。大量的试验结果表明:该乳化酸配方体系与水相遇时粘度增大,而与原油相遇时粘度变小,且该乳化酸与原油之间的界面张力小于与水之间的界面张力,与常规土酸比较,在静态条件下,酸溶蚀较慢,可起到缓速酸化的目的;室内酸化效果良好,含油孔道的酸化改善程度均在60%以上,而含水孔道的溶蚀程度均在15%以下。因此该方法对低渗透油层的选择性酸化解堵是有效的。     

哈萨克K油田油井堵塞物分析及解堵技术

K油田井下油管、套管出现了较为严重的作业后堵塞问题,严重影响了油井正常生产。针对这一问题,鉴定了堵塞物类型并研制了一种螯合型高效解堵剂。首先,对K油田的储层特征进行了全面的分析,了解其潜在的油井堵塞可能,得出结垢和CO₂腐蚀剥落铁锈的可能堵塞原因。然后,根据XRF和XRD等大型仪器分析结果,确定了堵塞物的主体为氧化铁并含有少量石盐。最后,通过多种酸液体系的溶解实验,进一步确认了堵塞物类型,并优选出螯合剂与氢氟酸组合的解堵液配方体系和与之适应的缓蚀剂体系,同时使用现场井筒堵塞物样品对其进行了溶解验证实验。结果表明,该螯合型解堵液体系能够耐受120℃的高温,对油套管的N80钢片无溶蚀作用,而2 h内对堵塞物锈块样品有着高达82%的溶蚀率,达到既能保护油套管而又能溶蚀堵塞物的目的,显示出良好的解堵效率。该解堵液体系,加入KMS-Z缓蚀剂后,腐蚀速率大幅降低,低至8.91 g/（m2×h）,可超过行业一级标准。与之相比,土酸体系虽然具有良好的溶解能力,但腐蚀速率始终无法得到有效控制,这可能与铁锈溶解后三价铁的高氧化性有关。      

迪那2气田井筒高温解堵液体系

迪那2高压气田部分井存在出砂严重、生产管柱堵塞等问题,严重影响了气井安全、稳定生产,针对这一问题研制了一种耐高温螯合型高效解堵剂。首先,根据迪那气田的岩性特征,通过络合滴定试验优选了对钙、铝、铁金属离子螯合能力强的有机磷酸螯合剂,然后将该螯合剂与氢氟酸及有机弱酸相互组合,形成了多种解堵液基础配方体系。通过岩粉溶蚀和腐蚀实验,评价了一系列体系的溶解率、耐温及缓蚀能力,并由此确定了2种性能较好的解堵液体系,同时使用现场井筒堵塞物样品对其进行了溶解验证实验。结果表明,该体系能够耐受160℃的高温,随着时间的延长,溶蚀率不断增加,最高可达到75%。与土酸相比,新型解堵剂水溶液不仅酸度较低,腐蚀作用较弱,具有良好的溶解能力,还能够有效防止二次沉淀。对现场堵塞物溶解前后的矿物成分和溶液进行测试表明,该解堵液能够快速地溶解大部分的堵塞物,缓慢地溶解石英、长石等矿物,钙、镁、铝和硅等金属离子均能被有效溶解到溶液中,是性能优越的高温解堵液体系。      

海上油田高温解堵液体系

海上油田X-1井砂岩储层具有高温、异常高压和低渗等特征,且储层岩样溶蚀孔发育,含有一定的粒间缝被黏土矿物充填,黏土矿物较多,易造成水敏、速敏。针对上述问题研制出一种高温低渗敏感性储层解堵液体系。实验表明,在170℃的条件下,解堵液体系对钢片的平均腐蚀速率为62.880 g/m2·h,达到行业一级标准,且该体系具有较低的表面张力,鲜酸和残酸表面张力均低于24.0 mN/m。解堵液体系有较好的稳定铁离子能力,稳定铁量高达263 mg/mL。解堵液体系具有较好的防膨效果,终膨胀率降低值为32.19%,能有效控制黏土膨胀,抑制水敏伤害。岩心中注入解堵液体系后,渗透率呈明显的上升趋势,由于该体系对黏土矿物和基质的溶蚀率均较大,且不宜引起出砂堵塞孔喉,渗透率增加倍比约为3.5倍,是较为理想的适用于高温低渗储层的解堵液体系。现场应用表明,解堵液基本解除井筒附近堵塞,对比酸化前后日产气量,本次酸化对该井起到了很好的解堵效果。      

适用于碳酸盐岩储层的固体酸解堵体系

传统的液体酸解堵体系,多使用盐酸、硝酸等常规液体酸。在存放、运输和使用过程中,液体酸存在设备成本高和安全风险大的问题。选用氨基磺酸、柠檬酸、二乙基三胺五乙酸为基础,对这3种不同类型固体酸的溶蚀性能、稳定铁离子能力进行性能评价。利用复配实验,调控3种固体酸的比例,确定最优的复配固体酸配方为m（氨基磺酸）∶m（柠檬酸）∶m（二乙基三胺五乙酸）为8∶1∶1。以此复配固体酸为主剂,加入缓蚀剂、渗透剂、黏土防膨剂构建得到固体酸解堵体系。该固体解堵体系具有较好的溶蚀碳酸钙能力,对大理石的溶蚀率达到27.65%,良好的稳定铁离子的能力,络合铁离子容量达到643.71 mg/L。通过岩心流动实验表明,该固体酸解堵体系的注入体积达到10 PV时,可以提高岩心渗透率20%以上。现场利用固体酸体系施工后,施工井产量较高。      

埕北油田、绥中36—1油田注水井解堵增注方法优选

本文介绍目前国内外已经使用或正在研究的注水井各种解堵增注方法,并结合埕北和绥中36—1两油田的油层特点、钻井完井方式和油水特性,优选出适合两油田注水井的解堵增注方法。该方法可供其它油田油井转注、水井投注和注水井解堵增注施工时参考。     

厚层强非均质砂岩储层酸液立体放置优化设计

TZ气田吉迪克组储层具有巨厚、中孔、中低渗、天然裂缝发育不均等特征。钻井液侵入对储层的伤害主要为储层强非均质性引起的“非线性”伤害、天然裂缝引起的“非径向”伤害,解堵难度较大。基于实验研究优选了酸液体系,基于天然裂缝开启判别模型明确了张开天然裂缝的临界排量,通过实验评价了裂缝性储层网络裂缝酸化的解堵效果。研究成果联合均匀布酸及网络裂缝酸化工艺的理念,形成了酸液立体放置优化方法,最终优选了13.5%HCl+1%HF+4%转向剂的土酸自转向酸进行均匀布酸以及13.5%HCl+1%HF的土酸进行深度酸化,并优化了实现网络裂缝酸化的最低排量为3 m3/min。提出的优化方法在TZ-C-X2井进行了现场应用,酸化后总表皮因数由15.43降低至0.09,酸化效果明显,为厚层非均质砂岩的高效酸化设计提供了技术支撑。     

HB复合解堵技术在二连低渗透油田的应用

根据二连阿南，哈南低渗透砂岩油田的地质和开发特征及造成油层污染的主要原因。研制了以溶蜡，胶质沥青为主的HB有机解堵剂配方和以清除酸溶盐，铁的腐蚀产物，粘土颗粒及乳化水堵塞为主的HB无机解堵剂配方。介绍了HB复合解堵技术解堵机理。解堵剂性能和现场施工工艺。在二连“两南”低渗透砂岩油田现场应用取得了较好的效果。     

超高温压裂液配方体系研究

川西地区部分油气储层埋藏深（7000m左右）、地层温度高（160℃以上）,要求压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能。通过优选对压裂液耐温耐剪切性能影响较大的添加剂,并完成相关评价,形成了可以满足160℃和180℃储层施工的超高温压裂液体系。该配方体系在160℃和180℃分别连续剪切120min之后,粘度仍然可以保持在100mPa·s以上,满足了超深井压裂改造的需要,填补了川西地区超高温压裂液的空白。     

安塞油田注水开发中后期复合解堵酸液配方实验

安塞油田已进入注水开发中后期，由于长期生产及各种增产措施的影响，地层发生了一定程度的复合堵塞。生产时间较短的油井堵塞物以有机物为主，生产时间较长的油井堵塞物中有机物和无机物并存，水井以铁盐、亚铁盐和细菌以及由水敏、速敏造成的堵塞为主。针对安塞油田油、水井的不同堵塞物特征，分析了地层的堵塞机理和影响因素。根据地层堵塞机理和复合解堵酸液作用机理，通过室内实验，配制了适合安塞油田地层复合解堵的酸液。室内实验和现场应用表明：该酸液能够有效地解除地层中的复合堵塞物，达到增产增注的目的。表4参10