注聚井注入压力优化控制策略研究

在注聚井的注入过程中,合理控制注入压力是保障注入效果和井筒安全的关键。传统的注入压力控制方法难以适应复杂油藏的动态变化,容易导致压力波动和能量损耗。应对这一挑战的关键在于推进智能化压力注入调控技术的研究,提高注聚井的作业效率以及原油的采集效率所带来的成果,本项研究着眼于提升注聚井压力注入的效率,探讨了基于智能算法、模型预测控制和专家系统的优化控制策略及其应用。

大庆油田注聚井解堵增注技术

大庆油田聚合物驱三次采油过程中,随着聚合物注入体积的增加,注聚井堵塞问题日益突出,主要表现是:注入压力高、达不到配注、间歇注入等,严重影响聚驱效果。注聚井解堵增注技术分析了聚驱注入井注入压力上升的主要原因及注聚井堵塞规律,并根据注聚井近井地带堵塞物的成分分析,研制出新型注聚井解堵剂配方;为减少注聚井解堵后因聚合物的再吸附而重新堵塞,研究了注聚井油层保护技术,形成了既能防止聚合物在油层孔隙表面的再吸附,又能通过竞争吸附将吸附在油层孔隙表面的聚合物驱替掉的油层保护剂配方。该技术现场试验22口井,从解堵施工到油层保护等方面技术完善配套,现场试验取得了明显的效果。

注聚井中电磁流量计测量特性分析

基于计算流体动力学技术,计算了仪器与油管环形测量区域内聚合物溶液流速剖面分布;采用有限元方法,得到了四电极电磁流量计磁场分布,在确定流量计权重函数分布情况下,从理论上考察了清水与聚合物溶液流体分布条件下四电极电磁流量计响应输出特性。根据实验测量结果,从理论上解释了清水与聚合物溶液中仪器响应产生差别的原因。此外,还考察了流场中存在铁磁性悬浮物颗粒及仪器倾斜因素对仪器响应输出的影响,为注聚井中四电极电磁流量计流量测量精度改进提供了理论依据,采用流场及磁场有限元分析技术,有助于提高电磁流量计测量特性。

杏南油田注聚井堵塞原因及解堵剂配方研究

针对杏南油田注聚井堵塞情况日益严重、注入压力升高及注聚效果变差的现状,采用杏南油田某区块聚合物及水样,进行了模拟现场注聚和堵塞的室内实验,得出了注聚井堵塞原因。结果表明,聚合物及机械杂质是造成储层孔隙堵塞的主要因素,且储层渗透率越低堵塞情况越严重。针对堵塞原因进行了解堵剂配方的室内实验研究,最终确定出A、B和C 3种药剂组合而成的多元降解剂,在优化每种药剂的质量分数、注入排量和注入顺序的基础上,该解堵剂配方可使储层解堵率达到102.41%~124.77%。

SZ36-1油田注聚井解堵技术研究

SZ36-1油田是渤海最早的一批注聚油田,注聚取得了良好效果,但是随累计注入量的增加,注聚井却出现注入压力高、压力上升快、酸化有效期短等问题。针对这些问题,经过大量的试验研究,最终筛选出适合该油田的生物制剂及二氧化氯两种药剂体系,其中生物制剂体系是注聚井解堵新配方。同时,还优化了2种药剂体系的反应浓度和反应时间,最终的体系腐蚀率低、动态解堵性能优良。

BHJ3-D注聚井解堵剂效果评价与应用

聚合物驱是一种常用的提高采收率技术。随着注入量的增加,聚合物溶液与地层的固体颗粒相互作用形成复合垢,在地层孔隙中发生堵塞,影响聚合物的继续注入,降低聚驱的效果。文章通过BHJ3-D解堵剂对聚合物溶液的降解实验、现场堵塞物的溶蚀实验研究,确定了BHJ3-D解堵剂的使用浓度及反应时间,物模试验结果表明,BHJ3-D解堵剂能够有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、注聚压力升高等问题。2009年10月在渤海JZ9-3油田W8-4井进行了现场应用,目标层吸水强度大幅提高,达到了注聚井改造的目的。

一种适用于渤海稠油油田注聚井复合垢的解堵液体系的研究

针对渤海稠油油田注聚过程中易堵塞、堵塞物复杂等问题,在明确注聚井复合垢成分的基础上,通过聚合物降解率、洗油率、溶蚀率、腐蚀率进行解堵液成分筛选及优化,并通过静态解除率、一维填砂管模型驱替实验等对解堵液的综合性能进行评价。通过实验确定了一种乳液型解堵液配方:1%氧化物SOU/DPG+5%石油醚/二甲苯+2%OP-10+5%柠檬酸/草酸+0.5%咪唑啉季铵盐,该体系对渤海稠油油田注聚井复合垢的静态解除率可达88.3%,模拟地层渗透率恢复率为91.22%,并具有较低的腐蚀率和较高的安全性。

注聚井用SC-3型双季铵盐基复合防堵剂

大庆聚合物驱油田出现了注聚压力上升甚至注入困难问题。其原因是聚合物在地层孔隙中吸附滞留和沉淀及吸附油膜导致聚合物堵塞。采用井距150m的一注一采井组模型，在水驱至含水90％时注入1000mg／L的聚合物，用数值模拟方法计算出，沿程压力在0～40m区间出现上升快、峰尖锐、拖尾明显的高峰。而现用强氧化荆／复合酸／转向剂型解堵剂的作用半径仅有3m。为此研制了由能形成分子沉积膜的有机双季铵盐（5g／L）、有洗油作用的表面活性剂和高价阳离子螫合剂（各0．5g／L）组成的复合解堵剂SG-3。讨论了SC-3中各组分的作用。经SC-3处理的人造岩心（K=0．5μm^2）。在连续注入800mg／L的聚合物时，注入压力上升较慢且稳定值较低（0．55MPa，空白岩心为0．70MPa）。杏四区西部聚驱区块新投产的5口注入井．于10月8～10日注入800mg／L的SC3．平均单井注入300m^3，投入注水后的防堵井和4口对比井注入压力持续下降，防堵井下降更快，2005年3月底均下降4．1MPa，此后开始注聚，注入压力均迅速上升，5月底对比井注入压力升至11．0MPa，防堵井只升至9．7MPa。图3表1参3。

渤海SZ36-1油田注聚井堵塞原因分析

聚合物驱已成为渤海SZ36-1油田高效开采主要的稳产、增产技术。在聚合物驱开发过程中,随着聚合物累计注入量的增加,总体注入状况变差,有相当一部分井的注入压力已经接近或达到油层的破裂压力,达不到配注、间歇注入等,严重影响聚驱效果。从地质、聚合物吸附滞留、垢样分析和高价离子配伍性等方面探讨分析了聚合物驱时注聚井堵塞的原因,提出了相应的治理建议,对今后注入困难井措施改造有指导意义。

海上注聚井低剪切防砂工艺研究

针对海上砂岩油藏注聚井长效防砂与聚合物低剪切注入的核心要求,在对注聚井防砂工艺分析的基础上,结合海上油藏条件,优选滤砂管防砂作为海上注聚井防砂工艺;并设计了一种适合聚合物低剪切注入的新型滤砂管,该滤砂管通过系列绕丝形成防砂屏障,同时通过绕丝内置、里窄外宽的缝隙,便于聚合物低剪切注入的同时,也防止聚合物在筛管上的堵塞,保障注聚井长效运行。

河南油田注聚井聚合物堵塞机理及防治技术

为解决河南油田聚合物驱油注聚井堵塞导致采收率严重下降的问题,采用物理模型试验及扫描电镜(SEM)的方法对堵塞位置、堵塞因素进行研究。聚合物注入性试验结果表明,注入阻力越大,注入压力就越高,确定堵塞位置为近井地带,结果与实际矿场结果相符;扫描电镜结果表明,高渗岩心以吸附堵塞为主,低渗岩心以机械捕集为主;静态吸附试验显示防吸附剂质量分数、聚合物相对分子质量、矿化度、温度均对聚合物吸附有不同程度影响,为此研制出一种使砂岩表面润湿反转以减少吸附的防吸附剂(代号5807),并对注入参数进行优化:防吸附剂最优注入质量分数为0.5%;该防吸附剂耐盐性较好,不同矿化度(1500~10000mg/L)对该防吸附剂体系的防吸附率影响不大;防吸附剂注入体积数越大,聚合物防吸附率越高,最佳注入体积为0.6PV;防吸附剂处理地层的时间越长,聚合物防吸附率越高,处理时间在12h以上防吸附率大于70%;防吸附剂的最佳注入方式为:顶替液+0.6 PV防吸附剂段塞+1PV清洗剂。该研究对油田后续现场施工及动态调整具有重要指导意义,同时也可为河南油田提高聚合物驱技术应用效果提供理论支持。

注聚井堵塞动态过程研究

为明确注聚井堵塞形成的过程,进行了堵塞物产生原因分析,利用长填砂管模拟了堵塞的动态过程。分析认为,聚合物配制过程中产生的鱼眼、注入水中钙镁离子引起聚合物分子桥接以及聚合物在孔隙中的吸附滞留是注聚井堵塞的主要原因。长填砂管模拟实验结果表明,在聚合物注入过程中,聚合物/注入水、砂粒的相互作用形成的大直径胶团,在注聚端造成严重堵塞;在采出端的堵塞主要来自聚合物在孔隙中的吸附滞留,堵塞程度相对较弱。通过注聚井堵塞动态变化的研究,为注聚井解堵工艺设计提供理论支撑。

注聚井用JY-1解堵剂的研制及性能评价

为解决大庆油田聚合物驱油过程中注聚井堵塞问题 ,本文对聚合物注入井的堵塞现象和机理进行了研究和分析 ,研制了新型解堵剂 ,并对解堵剂的性能与作用机理进行了试验研究。

大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施

大庆萨北油田北二区有一部分注聚井注入压力持续升高 ,化学解堵的平均有效期仅 4 5d。根据地质和矿场生产资料及相关实验测定 ,认为其根本原因是地层渗透率低 ,注采井连通性差 ;主要原因则有 :所用聚合物相对分子质量偏高 (1.2× 10 7～ 1.4× 10 7) ,与地层渗透率不配伍 (与 85 %油层累积厚度对应的气测渗透率约 0 .1μm2 ,由聚合物分子线团回旋半径求出该区所用聚合物M应≤ 8.2× 10 6) ,注入井配注量偏高及油井提液能力不足 ;此外 ,聚合物与高价金属离子生成的微凝胶和TGB、SRB、FB等各种细菌造成了堵塞 (堵塞注聚井反排液中 ,铁、铝离子浓度较注入的聚合物溶液中的浓度高 ,各种细菌数大大高于注入水中细菌数 )。

SOD注聚井解堵剂效果评价与现场应用

聚合物驱是应用非常广泛的一项三次采油技术。随着注聚三采技术在我国海上油田的应用推广,注聚井堵塞问题也变得日益突出,注聚井堵塞会导致地层注入压力升高、吸水能力下降,欠注明显等问题,这将严重影响聚驱效果及油田的正常生产。通过SOD解堵剂对聚合物凝胶的降解试验、地层解堵物模试验、现场堵塞物的溶蚀试验研究,结果表明,SOD解堵剂能够有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、地层吸水能力下降等问题。2011年10月及2012年3月在渤海LD5-2油田A10井和SZ36-1油田B06井进行了现场试验,解堵后2个目标地层吸水指数均提高70%以上,有效期均超过6个月,达到了注聚井有效解堵与改造的目标。

绥中36-1油田注聚井注入压力高原因分析及增注措施

绥中36-1油田注聚井注入压力高导致欠注井的比例占到35%。造成注聚井注入压力高的原因主要为:储层岩石胶结疏松、泥质杂基含量高,微粒易运移;早期注水已使储层遭受一定程度的污染;聚合物的吸附滞留造成近井地带堵塞;现阶段井口平台注入水水质不达标;高浓度聚合物母液与配注用生产污水不完全配伍;过滤系统精度不够,大颗粒絮团或聚合物鱼眼随注入水进入地层。可通过严格控制注入水水质、确定最佳清污混注比例以及在注聚系统加多重滤网过滤消除注聚井外来物质堵塞,并采用复合型化学解堵剂进行解堵,从而达到增注目的。

用试井方法确定注聚井聚合物的波及半径

根据不稳定试井原理,对注聚井工作制度改变后的压力响应进行分析,建立了注聚井压力降落油藏模型,计算出以井筒为中心聚合物的波及半径及变化规律,为评价注聚开发效果提供依据。

注聚井堵塞类型及措施效果

针对注聚井存在的水力压裂和化学解堵措施有效期短的问题, 对大庆油田 10个聚驱区块 2000年和 2001年施工的 92口化学解堵井的地质状况和动静态资料进行了整理分析, 建立了一套注聚井堵塞诊断及措施优化方法。按照该方法, 对现场 22口井进行了诊断及解堵施工, 取得了明显的效果。

孤岛中一区注聚井二氧化氯解堵技术

胜利孤岛油田中一区一部分注聚井地层堵塞严重,常规酸化解堵效果不好,为此开发了二氧化氯解堵技术。室内实验结果表明:1%CMC和0 5%HPAM溶液与等体积0 4%ClO2溶液的混合液在60℃放置3小时后,粘度较空白混合液下降95%和87%;HPAM/Cr3+强凝胶在0 4%ClO2溶液中于80℃放置12h后解体,产生少量絮状沉淀;ClO2在加量30～200mg/L时在30～90min内基本上杀灭全部SRB菌(初始菌数2 5×104～≥1 1×108个/mL),在加量5～100mg/L时在5～60min内基本上杀灭全部TGB菌(初始菌数≥1 1×107个/mL);0 2%～0 8%ClO2溶液对FeS的溶蚀率为16 8%～23 1%,远高于15%盐酸液的5 3%;常温下ClO2对N80钢的腐蚀率符合现场施工要求。在4口注聚后恢复注水的井实施0 4%ClO2解堵,使平均注水压力由13 3MPa降至10 1MPa,注水量达到配注量,有效期79～325天,平均192天;10口对应采油井原油增产,其中7口油井增产显著,有效期107～301天,平均178 4天。表5参2。

注聚井解堵剂的研究与应用

确定的注聚井解堵剂主要由5%的裂解剂、3.50mol亚硝酸钠和3.30mol氯化铵水溶液作自生气体增能扩散剂,对于不同渗透率的岩心经过聚合物堵塞,解堵剂对渗透率恢复程度大于80%。解堵后注聚井注入压力下降1.7MPa,注入量增加52m3。