注水井作业用压井液体系的构建及应用

针对压井液存在易污染地层,降低储层渗透率,压井作业风险大等问题,研究了一种密度在1.3~1.7 g/cm^(3)范围内可控的压井液体系,通过对压井液中各组分的筛选,确定了压井液的基本配方为:饱和盐水(NaCl)+1.5%~2.5%VI-F+1.0%~2.0%WET+3%PG-6+0.1%HY-3+B280。压井液的综合性能评价结果表明:压井液体系防膨率>95%,损害率<8%,滤失量<10 mL,表观黏度≤100 mPa·s,15 d内无沉降分层,具有良好的稳定性;现场试验表明,该压井液体系与地层配伍性良好,可实现有效压井作业,且对储层伤害性较小。

适合延长油田低渗透储层分层注水井的有机酸解堵体系

为了解决延长油田低渗透储层分层注水井注入压力升高以及注水量下降的问题,以复合有机酸FH-S为主体酸液,结合黏土稳定剂、缓蚀剂和助排剂等主要处理剂,研制了一套适合延长油田低渗透储层分层注水井的有机酸解堵体系,室内对其基本性能和岩心驱替解堵性能进行了评价。结果表明:有机酸解堵体系具有良好的溶蚀性能、缓蚀性能和较强的铁离子稳定能力,降低表面张力和界面张力的效果也较好,体系与地层水的配伍性较好,不会出现浑浊和沉淀;另外,在天然岩心被注入水污染后挤入2 PV有机酸解堵体系,能够有效解除堵塞污染,岩心驱替压力明显降低,岩心渗透率恢复值可以达到100%以上,解堵效果较好。现场应用结果表明:目标注水区块5口注水井采取有机酸解堵体系施工措施后,注入压力显著降低,日注水量明显增大,并且措施的有效期较长,取得了良好的现场施工效果。

低渗透油田高压注水井在线酸化增注技术

为了解决高压欠注水井降压增注中面临的难题,以定边油田低渗透油藏的主力区块为研究对象,研究该区块的高压注水井在线酸化增注技术。利用单步法酸液体系可以抑制二次、三次沉淀物和溶解堵塞物的特性,设计在线单步法酸化智能增注系统,通过“监控表皮系数变化情况”判断“是否对目的层段持续酸化”,确保最佳酸化效果。室内实验和现场试验结果表明:G-智能复合酸对氟化钠和氟硅酸盐产生二次沉淀的抑制性最好,单步法酸液体系选择G-智能复合酸可以更好地抑制酸反应时二次沉淀物的产生;堵塞物在酸液+助渗透剂剂T影响下的溶蚀率在73.9%~79%之间,堵塞物溶蚀率高于仅加入酸液的,单步法酸液体系选择酸液+助渗透剂可提升堵塞物溶蚀率;与只注入助渗透剂T相比,注入G-智能复合酸+助渗透剂T的高压注水井的油压下降1.0~3.4 MPa,日注水量增加6.1~9.8 m 3,该技术优势显著。

某区块注水井稳砂解堵技术研究应用

针对X油田某区块注水压力高、注水量达不到配注的问题,文章从油藏特征、地层油水性质、注水水质等因素出发,分析欠注原因。在此基础上,采取“解除堵塞、黏土防膨、稳砂固砂、降压增能”治理思路,开展疏松砂岩稳砂解堵工艺技术应用,为平衡注采关系提供了新的途径。

特低渗透油田注水井储层伤害因素分析

随着人们生活品质的逐步提高,对油、气的需求不断增加,常规油藏开采已进入中后期,低渗透油藏的油、气资源的有效开发对未来石油工业持续稳定发展具有重大意义。由于低渗透油藏普遍存在天然能量不足、注水效果差及储层裂缝与注水不均等问题,油、水井间难以建立起有效的驱动体系,对于已开发的储层难以保证产能稳定,长期以往对地层造成不可逆的伤害,因此对于该类油藏应给予充分的关注,积极利用酸化解堵、表面活性剂驱油甚至压裂等改造手段解决开发过程中出现的地层伤害问题,提升油藏的有效利用率。

注水井堵塞物成分分析及应对措施研究

为了进一步明确注水井堵塞原因,针对研究区块注水井堵塞产物成分进行研究,并提出相应的解决办法。本文首先采用室内实验与X-射线衍射等研究方法相结合的方式对注水管线以及井下堵塞产物进行分析研究,进一步明确注水井中的堵塞物成分。其次针对堵塞物类型,通过室内实验以及SPSS以及Design-Expert软件得到不同添加剂对堵塞的溶蚀效果。结果表明:研究区块中的注水管线和井下堵塞产物以CaCO3为主,占70%以上。针对堵塞产物类型,通过室内实验,最终得到一套化学药剂配方,溶蚀率达85.42%。不同添加剂对堵塞物的溶蚀效果先后顺序为粘土稳定剂>缓蚀剂>铁离子稳定剂。

基于DTS的注水井吸水剖面解释方法

针对注水井分层注水量诊断技术难题,提出基于分布式光纤温度传感(Distributed Temperature Sensing,DTS)的注水井吸水剖面解释方法。建立考虑微量热效应的注水井温度剖面预测模型,模拟分析注水量、注水时间、储层导热系数等7个因素对温度剖面的影响规律。通过正交试验模拟分析,确定不同因素对注水井温度剖面的影响程度从强到弱分别为注入水温度、注水时间、注水量、井筒半径、储层导热系数、井筒倾斜角度、注水层渗透率,明确影响注水井温度剖面的主控因素为注入水温度、注水时间和注入量。采用模拟退火(Simulated Annealing,SA)算法建立注水井DTS数据反演模型,对一口注水井现场实测DTS数据进行反演,获得较为准确的吸水剖面,单层最大吸水量误差百分比14.25%,平均误差11.09%,验证该反演方法的可靠性。通过DTS数据反演可以实现注水井吸水剖面定量解释,为注水效果评价提供直接依据。

低渗透油藏注水井在线酸化技术研究

为了提高低渗透油藏注水井的注水开发效率,室内研制了一套适合低渗透油藏注水井在线酸化施工的复合缓速酸体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,复合缓速酸体系对储层段岩心粉末的溶蚀性能较好,4.0 h溶蚀率达到15.72%,虽略低于常规盐酸和土酸,但具有良好的缓速效果;复合缓速酸体系与地层水的配伍性能较好,并具有良好的缓速性能,在温度为30~80℃时,缓速率能达到80%以上;复合缓速酸体系具有良好的防腐蚀性能,对N80钢材和J55钢材的腐蚀速率均较低;复合缓速酸体系还具有良好的解堵性能,注入0.6 PV(孔隙体积)复合缓速酸时,可使污染后的天然岩心解堵率达到96%以上。现场应用效果表明,目标油田H区块5口注水井采取在线酸化施工措施后,平均注水压力降低了35.6%,平均日注水量提高了396.3%,平均有效期达到244 d,取得了良好的酸化解堵效果。

水平注水井双低乳液丙烯酰胺冻胶调剖体系研制与应用

针对水平注水井调剖过程中注入压力高,措施效果差的问题,以渤海X油田为目标,建立了低相对分子质量、低初黏的双低乳液丙烯酰胺冻胶调剖体系.室内性能评价实验表明:物模试验注入压力仅为常规冻胶调剖体系的5833%,调剖后,当水平段的趾部是高渗时,高渗岩心管分流量由调剖前的925%下降至583%,调剖效果较好.当水平段跟部为高渗时,高渗岩心管分流量由调剖前的912%下降至439%,高、低渗透管的分流量出现反转;调剖效果进一步好转.该体系在渤海X油田E井组进行了现场应用,措施后含水率最高下降52%,累计增油13786m^(3).

注水井调剖用聚丙烯酰胺凝胶微球调剖剂的制备与性能评价

针对注水井调剖用聚丙烯酰胺凝胶微球调剖剂的制备问题,本次研究首先从实验药品及仪器的角度出发,对聚丙稀酰胺凝胶微球调剖剂的制备问题进行分析,在此基础上,从热稳定性、流变性、膨胀性及抗盐性、黏弹性等角度出发,对注水井调剖用酰胺凝胶微球调剖剂进行性能评价,为更好地满足油田堵水调剖的需求奠定基础。

渤海某油田注水井油管腐蚀治理方案研究

渤海某油田注水井油管腐蚀严重,针对该油田注水井生产工况特点与腐蚀状况,开展其适用性研究。特别是开展关于N80与几种耐蚀管材抗菌纲、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr的组合管材电偶腐蚀的系统性研究,以及进行组合管材技术优选、涂镀层技术评选等研究。针对该油田管柱局部腐蚀,提出有效的组合管材腐蚀治理方案,对后续注水井腐蚀治理具有重要的指导意义。

海上注水井温度剖面预测模型研究

由于目前对海上注水井温度剖面影响规律认识不足,使基于分布式光纤温度监测(DTS)定量诊断海上注水井吸水剖面仍十分困难。本文建立了考虑微量热效应和储层非等温渗流的海上注水井温度剖面预测模型,模拟分析了注水量变化对注水井温度剖面的影响规律,并通过正交试验分析评价出不同因素对注水井温度剖面的影响程度,依次为:注水温度>注水时间>注水速度>井筒直径>地层导热系数>井眼轨迹>注入层渗透率(T_(inj)>t>Q_(inj)>D>K_(t)>θ>k),明确了影响注水井温度剖面的主控因素为注水温度、注水时间和注水速度。本文研究成果为海上注水井吸水剖面定量解释及注水优化奠定了模型基础。

南堡油田注水井在线酸化技术的应用

南堡油田以注水开发模式为主,注水井有效注水、注够水是确保油田稳产的关键技术。南堡中深层油藏普遍存在水敏、速敏,加之水质超标等因素,多存在注采压差大,注不进或注水不满足,以至于长期注水不见效,严重影响油藏注水开发的效果。

注水井逐级解封工具的研制与应用

海上油田注水井注水较长时间段后容易结垢,进而导致注水管柱中插入的密封、定位密封等解封困难,特别是层段多的注水井,需要同时解封多个插入密封,上提吨位较大,部分井已经超出井架安全载荷或管柱强度,面对此类情况,研制可逐级解封的工具。逐级解封工具的使用,有效避免大修作业发生的概率和频次,提高了作业时效,降低了单井作业成本。

汇鑫102洗井船舶在埕北6F平台注水井洗井作业

汇鑫102洗井船舶在山东省东营市的埕北6F平台注水井进行洗井作业。

渤海油田注水井微压裂解堵技术研究与应用

渤海油田水处理难度大,虽然采取了很多提升水质措施,但仍存在注入水与储层配伍性问题,导致注水井井筒附近存在储层污染,注水井吸水能力不断下降。酸化是渤海油田采用最多的增注措施,但多轮次酸化后增注效果变差,增注有效期也越来越短。提高注水井吸水能力、满足配注要求并降低解堵成本是渤海油田急需解决的技术难题,为此依托海上平台现有条件,基于高压和大排量注水,对注水井井筒附近污染带进行微压裂,以提高注水井吸水能力。岩芯实验和理论研究表明,疏松砂岩注水井微压裂主要是在注水井井筒附近形成微裂缝,远离污染带,在疏松砂岩储层中裂缝延伸距离有限,这是一种通过解除井筒附近污染带以恢复注水井吸水能力的手段。以上述研究结果为依据,对F8井进行微压裂先导试验,视吸水指数由微压裂前的10 m^(3)/(d·MPa)增加到16.5 m^(3)/(d·MPa),增注效果明显。该技术在渤海油田推广应用161井次,实现了提高注水井吸水能力、满足配注要求并降低解堵成本的目标。

低渗透油田注水井吸水差的原因分析及治理措施

在低渗油藏中,注水效果对油气藏的开发有很大的影响。低渗油田注水井的吸收能力较弱,这将直接关系到油田的开采效果及经济效益。文章在对注水井抽水量不足的原因进行分析的基础上,提出了一种处理方法。对于低渗油田,通过合理的注水方式,可以改善其吸收能力,增加其产能;提高了开采效果,提高了经济效益。我们必须针对每一个问题,制定一个全面的对策,如配置合理的注水工艺、清理井筒、洗井、酸化压裂增加注水量,同时要加强注水井动态分析,采取合理的调整措施等。这些措施需要定期评估和优化,以确保其可持续的有效性。

注水井措施效益评价模型的构建与效果分析

注水开发是油田开发的主要方式之一,注足水、注好水是水驱油藏稳产的重要手段长期以来,注水井措施的经济效益难以直接评价,导致投入不足,油田稳产基础下降,经济效益损失。为解决这一问题,设计了注水井措施效益评价模型,旨在评价增加注水井点的效益应基于增加的累计采油量进行测算,在考虑井组产量的正常递减的基础上,确定自然递减率和措施后的预测递减率,统计自然递减率变化情况,预测措施的效益。通过计算减少的产量递减量,结合措施成本投入,评价投入产出比,优化投入顺序,以更精准地评价注水井措施的效益,为油田开发提供指导。

注水井地下水位下降原因分析及整改措施

系统性地研究了注水井吸水能力下降原因,并提出了相应整改措施。通过地质分析,发现地层结构变化、岩性多样性和地下水位波动是导致吸水性能下降主要地质因素。通过案例分析和数据对比,验证了在注水井维护良好的状态下,地质条件、井体结构、井孔尺寸、地下水位变化、吸水性能状态等因素互关联,共同影响注水井地下水位的变化。研究结果不仅对注水井管理提供了启示,强调了多因素综合考虑重要性,也为未来注水井研究提供了一定参考方向。

注水井套管腐蚀的原因与防护工艺研究

在油气田开发阶段,由于采出水循环注入,氯离子浓度超标的回注水会对注水井套管性能产生影响,使其出现点蚀现象,长久下去,会发生套管穿孔,影响油井正常生产。如何预防和处理套管腐蚀成为研究人员关注的重点课题。基于此,本文结合冀东油田陆上油田作业区第二工区工作实际,分析了注水井套管腐蚀原因并提出了科学防治措施,以期延长注水井套管使用寿命,为今后工作提供有益的借鉴。