硫酸钡锶的结垢机理与化学除垢技术的研究现状

结垢会给油田生产带来严重危害,严重威胁生产流程的进行,降低生产流量,导致生产损失。注入的水、原生水与岩石之间存在化学作用,导致储层流体的组成复杂,因此难以控制无机结垢地层。碳酸盐(钙)、硫化物(铁、锌)和硫酸盐(钙、钡、锶)垢在油田中更为常见,结垢的形成取决于各种因素,包括但不限于温度、压力、溶液饱和度、流体动力学行为等。本文介绍了油气生产中常见的无机结垢类型、形成机理、热力学溶积度、结垢预测,以及化学除垢剂的研究现状与发展趋势,以期为油田硫酸钡锶垢的预防与除垢提供参考。

耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术

针对常规泡沫树脂体系耐温性较差和辽河油田疏松砂岩稠油油藏化学固砂储层伤害大与有效期短的问题,以环氧树脂、酚醛树脂、疏水纳米SiO_(2)、硅烷偶联剂等为原料制得纳米改性树脂基液,然后加入固化剂、乳化剂、起泡剂、稳泡剂等添加剂制得泡沫树脂固砂体系。评价了该体系的固化温度、固砂强度、渗透性能、耐温性能和非均质多层注入性能;研发了配套的泡沫发生器,形成了耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术,并在辽河油田进行了现场应用。结果表明,泡沫树脂固砂体系的最优配方为:20%~30%树脂基液+8%~12%酚醛胺类固化剂+0.3%乳化剂OP-10+0.5%起泡剂有机硅表面活性剂+0.1%固体稳泡剂纳米SiO_(2)+0.1%聚合物稳泡剂聚乙二醇+57%~71%清水。该体系的起泡体积约为发泡前的7倍、半衰期大于20 min,可在35℃以上固化,固化后耐温可达280℃,既具有低温固化的特点,又具有耐高温的特点。在不同温度下固化的泡沫树脂固结岩心的抗压强度达到5 MPa以上,固砂强度高,满足疏松砂岩固砂强度的要求。对用0.25~0.42 mm石英砂制得的固结岩心的固砂渗透率达到4.8μm2,优于常规树脂固砂剂(1.9μm~2)。在非均质多油层中可明显防止高渗透层突进,改善固砂剂注入剖面,实现均匀固砂。现场试验取得良好的防砂效果,验证了该技术可实现均匀固砂和低伤害特性。利用泡沫树脂流体特性实现非均质多油层均匀固砂,达到了提高化学固砂效果和防砂有效期的目的。

基于AHP-熵权法的油田防垢技术优选研究

现阶段国内油田在不同生产环节防垢技术的选择上,缺少科学有效的评价体系。针对这一问题,经调研、对比、分析及筛选,明确了从安全性、适用性、技术难度、效能及经济性这五个纬度构建防垢技术水平判断指标,确定了防垢技术水平评价分为基础、标准、强化及综合防垢这四个等级,选择层次分析法(AHP)+熵权法(EWM)构建防垢技术选择的评价模型,对影响防垢技术选择的各项指标按照重要程度进行排序,对防垢水平进行评价,通过评价结果确定油田最终防垢方案,并根据具体防垢案例验证该方法的准确、可行及可靠性。通过构建防垢技术优选体系,能够有效判断不同防垢技术对目标油田的防垢水平,为油田防垢技术优选过程提供理论基础。

量子防垢技术在油田加热炉的防垢应用研究

加热炉是油田生产运行中的重要设备,结垢不仅会造成加热炉频繁清洗,增加检修成本,而且影响换热效率,减少使用寿命,甚至造成加热炉烧损,导致停产或停输。采用新型管道外置安装量子环防垢器防垢技术,释放有针对性的振动波改变水中钙镁离子的振动特性,减少加热炉在温升过程中CaCO_(3)的结晶和沉积,防垢率可以达到80%以上。量子环防垢器防垢技术对于减少加热炉清洗,提高加热炉炉效和使用效率有着积极的意义,可在油田结垢严重区块推广应用。

B301试验区油井结蜡主控因素及对策

B301试验区位于H盆地,该试验区目前油井结蜡现象严重,防蜡效果较差,防蜡措施有效期较短,无法满足油井防蜡的需要,亟需找到影响油井结蜡的主控因素。针对上述问题,通过室内实验对产出液中的蜡质、胶质、沥青质和机械杂质含量进行测定。利用Olga数值模拟软件对温度、压力、流速进行模拟。研究表明:蜡质、沥青质、机械杂质含量以及温度、流速为影响B301试验区油井井筒结蜡的主控因素,影响程度强弱依次为蜡质、温度、沥青质、机械杂质、流速。研究成果可为B301试验区进一步高效开发提供理论与技术基础,为高含蜡油藏防蜡方法提供参考。

水平井涡轮振荡冲砂工具设计与仿真

目前水平井常用于高渗透疏松砂岩油气藏的开发,在开发过程中经常面临出砂问题,即当油层出砂之后,砂粒会紧跟原油流进井筒中,随后逐渐沉积在水平段的较低位置处而产生砂床。砂床的存在会影响石油的开采,堵塞出油通道,增加流动阻力,甚至会损坏井下设备,造成井下砂卡事故。针对我国目前常规水平井冲砂效率低、效果差且易发生堵塞等问题,文中设计了一种水平井涡轮振荡冲砂工具,确定了冲砂工具的总体方案,对振荡与冲砂参数进行了计算,并对冲洗头进行了冲砂效果仿真。研究表明,该工具通过振荡、旋转方式破砂,使得砂粒不易在井筒沉积形成砂床,在不影响冲砂效率的前提下冲砂工具不易卡涩,且该冲洗头喷嘴的布置方式可使冲洗效果更为显著。

粉细砂岩油藏硅烷基改性控砂剂性能评价与应用

微粒运移是影响粉细砂岩油藏开发效果的主要原因,常规抑砂剂难以达到有效控制微粒运移的要求。为进一步提高药剂稳定储层微粒的性能,文章在计算机分子模拟基础上,设计引入硅烷基改性的新型控砂剂,对合成的控砂剂进行了结构表征和性能测试。新型控砂剂体系含有酰胺基、硅烷基等功能性官能团,与储层微粒通过氢键、共价键作用相互吸附,形成稳定均匀的分子膜,原位固定地层粉细砂或黏土颗粒。性能评价表明:新型控砂剂体系耐冲刷排量达8 500 mL/h,远高于常用抑砂剂900 mL/h的指标,对不同粒径微粒均具有良好的控砂作用,储层原位控砂作用显著。截至目前,现场应用60井次,措施有效率95%,延长稳产期1年以上,取得了显著效果。该技术在全国疏松砂岩油藏具有推广示范意义。

渤海特高孔渗储层控水防砂一体化完井技术

渤海BN油田的特高孔渗疏松砂岩油藏储层非均质性强,生产井出水、出砂问题严重,而现有各自独立设计实施的控水和防砂工艺存在设计实施繁琐、控水防砂效果差等问题。为此,在连续封隔体控水完井技术的基础上,根据地质工程一体化的思路,给出了优选连续封隔体颗粒粒径、设计ICD筛管控流强度及优化配置ICD筛管的方法,形成了适用于渤海特高孔渗储层的防砂控水一体化完井技术。BN油田3口井进行了控水防砂一体化完井技术试验,与邻井相比,单井无水采油期平均延长187 d,初期含水率远低于预期含水率,井口无砂时间明显增长,其中BN-D4H1井井口无砂时间长达889 d。现场试验结果表明,防砂控水一体化完井技术可以满足BN油田控水、防砂的双重需求。

泡沫堵水技术在高含水油田研究应用

目前,海上油田多采用大段防砂和强注强采的开发模式以满足“少井高产”技术需求,但经过长期强注强采,加之储层非均质性强、油水流度比大等因素,导致部分生产井防砂段内层间矛盾突出、层间干扰严重,含水率上升快、产量递减迅速。以渤海油田为例,目前含水率高于80%的井占生产井总量的比例高达39.9%,改善注水开发效果迫在眉睫。现有油井堵控水方法主要分为机械堵水和化学堵水,但机械堵水只能解决层间矛盾,且作业难度大、施工成本高,因此一般以化学堵水手段为主。

泥岩进水诱发地层滑移条件下的套变影响因素分析

吉林大情字油田注水开发过程中由于泥岩进水诱发地层上抬从而导致弱结构面滑移,进一步使油水井发生严重套变现象。为实现对油水井注水开发后套变情况的预测,基于有限元建立数值模型,结合油田现场资料,对泥岩进水滑移导致套变的影响因素进行分析。研究结果表明,泥岩层未进水时,套管壁厚增大到10.54 mm,或将套管钢级提升为TP140V时,能够有效避免套管失效;进水后,套管壁厚需增到14.27 mm,而套管钢级仍然选用TP140V才能避免套管失效;对于注CO_(2)的井,当泥岩层未进流体,套管屈服强度降至458 MPa时,套变量增大了82%;流体进入后,套管屈服强度降低到458 MPa时,套变量增大了125%。该研究结果对油田预防套变具有一定的指导意义。

胜坨油田地层出砂情况分析及防砂对策探讨

胜坨油田地层出砂问题长期影响油井的正常生产,进而制约油田开发效益的提高。主要概述了胜坨油田地层出砂的严重性和影响,分析了出砂的主要原因,包括地层压力低、砂岩储层疏松、生产压差大等。在此基础上,提出了针对性的防砂对策和防砂典型案例,如优化生产参数、采用防砂措施、加强井筒流体处理等。通过实施这些对策,可以有效降低胜坨油田地层出砂情况,提高油田开发效果和效益。

马来酸酐与烯丙基磺酸钠共聚物的聚合过程及阻垢性能

为了分析马来酸酐(MA)与烯丙基磺酸钠(SAS)聚合过程的影响因素,在配方和工艺基本不变的情况下,设计了两种变量:中和度和引发剂加量。通过改变其中一个变量,合成了一系列MA/SAS共聚物,采用核磁共振波谱仪和凝胶渗透色谱仪对产物进行了表征。结果表明,MA与SAS共聚活性良好,中和度不超过100%时(相对于MA的物质的量分数),少量引发剂加量(2.4 g过硫酸钠)下就有较高的单体转化率,但仍有6%~8%的单体未聚合。剩余单体的种类和数量与中和度以及引发剂加量息息相关。MA在水溶液中部分水解成了马来酸,尽管马来酸数量较少,但其聚合活性相对较差,导致共聚物的分子量呈双峰分布。添加碱可以中和马来酸,当中和度不超过100%时,马来酸主要变为具有较好聚合活性的马来酸单钠盐,间接促进了MA类单体的聚合;当中和度为200%时,马来酸主要变为马来酸二钠盐,其聚合活性相对较差,严重阻碍了聚合;未中和以及中和度为100%时,需7.0~7.2 g引发剂才能将单体全部转化,而在适当的中和度(约20%)下,用少量引发剂(4.0~4.2 g)就可以获得聚合较完全的共聚物,节约了大约40%的引发剂用量。用较佳条件下合成的MA/SAS共聚物对碳酸钙、磷酸钙和硫酸钙的静态阻垢性能进行了研究,共聚物表现出良好的阻磷酸钙垢和阻硫酸钙垢、较好的阻碳酸钙垢性能,对应的最大阻垢率分别为94.38%、100.00%、59.03%。

水中固体颗粒对结垢与阻垢的影响及机理

结垢对油田油气集输系统危害严重,使用阻垢剂是抑制油田结垢最有效的方法之一。传统的阻垢剂评价方法未考虑油田水中存在的悬浮不溶性固体粒子(黏土、粉砂等)因素是否影响评定结果。以CaCO_(3)结晶过程为研究对象,采用电导率法研究过饱和溶液中悬浮性固体粒子(碳酸钙粉末、二氧化硅粉末、钙基黏土)对碳酸钙沉积过程的影响以及阻垢剂效果的影响。结果表明:在实验温度为70℃、转速为300 r/min的条件下,阻垢剂在含有悬浮不溶性固体粒子的过饱和溶液中的阻垢效果降低,主要是因为过饱和溶液中的悬浮固体颗粒会加速碳酸钙晶体生长速率,加快CaCO_(3)晶体的生成,从而影响阻垢效果。本研究证实了常规结垢与阻垢评价方法存在与现场水质不符,容易导致评价结果与现场试验误差较大的情况,需要针对现场水质进行有针对性地评价。

生物酶在出砂稠油井解堵中的应用

简介了美国Apollo分离技术公司的酶解堵剂greengyme的生产原理和性能特点 ,初步探讨了解除出砂稠油井堵塞的机理 (greengyme的主要作用是将造成堵塞的细砂与稠油充分分离 ) ,介绍了现场解堵时的选井条件、酶解堵剂用量、施工工艺 ,永 8 5 2井基本情况和酶解堵施工效果。永 8 5 2稠油井在实施机械防砂后 ,产出的稠油与细砂混合造成堵塞而不能正常生产 ,用酶解堵后日产液、日产油、动液面大幅上升 ,含水急剧下降 (由 30 %～ 5 0 %降至4%～ 2 %)。

高泥质含量疏松砂岩油层解堵防砂技术

高泥质、疏松砂岩油藏同时存在大量出砂和地层严重污染堵塞问题。对这类油层如采用传统的机械和化学防砂工艺 ,则防不住粉细砂 ,或防砂有效而产液量大幅度下降。分析了曲堤油田防砂及解堵过程中的经验教训及要解决的关键技术问题 ;通过室内防膨、解堵、稳砂拦砂流动模拟试验等方法 ,研究开发出解堵防砂一体化技术 ,该方法可在酸化解除地层堵塞的同时改变砂粒表面电位 ,增强砂粒内聚力而起到防砂的作用。通过现场 156口井的应用 ,解堵防砂有效率达 92 .3 % ,平均有效期 2 74d ,累计增油 43 .4× 10 4 t 。

复合离子深度调剖剂的应用

油田常用的调剖剂在抗盐、抗剪切等方面存在一定缺陷 ,为此研究了一种深度调剖剂 .复合离子聚合物由具有阴、阳、非离子的单体三甲基单烯丙基氯化铵、丙烯酰胺、丙烯酸共聚而成 ,相对分子质量约为 40 0万 ,阳离子摩尔分数为 18% .复合离子聚合物与六次甲基四胺微交联形成复合离子调剖剂 ,其最佳配方为 :复合离子聚合物的质量分数为0 .6 % ,六次甲基四胺的质量分数为 0 .4% ,pH值调节剂的质量分数为 0 .1% ,其余为自来水 ,养护温度为 45℃ .将配制的调剖剂用于大庆矿场 ,结果表明 :调剖后主力吸水层葡Ⅰ 2相对吸水率下降了 36 .4% ,与其相连通的 2口油井 ,调剖初期单井日增油为 5 .5t,含水率下降了 7.9% 。

某联合站采出水水质分析及阻垢技术研究

受地质条件和注水水质的要求,某联合站接收来自不同Y1和Y2层位的采出水,在采出水处理设备、管线和井筒中出现大量的结垢产物,影响了联合站水处理系统的正常运行。为避免这种情况,在采出水水质分析的基础上,通过Scalechem结垢趋势模拟软件,考察不同层位采出水的配伍性、结垢趋势、结垢量和结垢类型,结合室内实验验证了模拟结果的准确性,随后对不同类型的阻垢剂进行筛选,将化学阻垢法和工艺阻垢法结合,实现复合式清垢技术。结果表明:在Y1∶Y2=0.6∶0.4时,结垢量最大为366.46 mg/L,结垢产物为CaCO_(3)和BaSO_(4);随着温度上升,CaCO_(3)和SrCO_(3)的结垢量有所增加,BaSO_(4)的结垢量有所减少;随着压力上升,CaCO_(3)和BaSO_(4)的结垢量有所下降;当DTPMPA∶PASP的复配比例为1∶1时,阻垢率为94.2%,该配方最大程度发挥了阈值、螯合增溶、晶体错位作用;距离油区出口20 m后的管段是流速较低、容易结垢的区域,可安装械清管器,实现定期清除结垢产物的目的。

堵水调剖在低效水驱油藏中的发展与应用

目前油田存在含水较高的现象,为了保障石油开发开采能力,加快对油田化学堵水调剖技术的研究十分重要。首先调研了国内油田应用的堵水调剖技术与各类堵水调剖剂的性能、作用机理研究以及在油田的应用现状,重点介绍了化学堵水调剖剂,然后进行实际应用。通过油藏的地质特征、高渗透层的窜流特征,开展井组筛选标准、堵剂优选、方案优化的深入研究,在现场试验取得良好增油效果,能够有效提高水驱控制程度和采出程度,为低效注水开发区块提供了重要的借鉴意义。

南缘深层高温高压井出砂临界压差预测研究

深层超高压水平井出砂预测困难且针对性研究较少,难以制定合理有效的控砂和防砂措施,油田产量和经济效益受到较大的影响。综合考虑井筒内流体流动、高温差下井壁岩石的应力变化、流体渗流效应、地应力在井壁上的复杂分布、地层压力衰竭及水侵因素对出砂的影响,建立了适用于南缘深层高温高压井出砂临界压差的预测模型。分析表明,高生产压差是深井出砂的主导因素;高产造成的井筒与地层的温差会在井壁产生应力,影响井壁稳定性;生产后期地层孔隙压力下降会增大井筒周向应力,地层水侵会降低岩石强度,两者均会增大出砂风险;采用南缘实例井进行出砂压差验证后结果较吻合,研究成果可为类似深层高温高压井出砂临界压差预测和合理生产压差制定提供理论指导。

河南油田特高含水开发期化学封堵技术

综述了已进入特高含水开发后期的河南油田使用的化学封堵剂和化学封堵技术。所述封堵剂包括:改性脲醛树脂高强度堵水剂HN-DS-05;超细水泥封堵剂;蒸汽吞吐井用苛化泥调堵剂;稠油井堵边水用固体颗粒堵剂。所述封堵技术有:低效油井治理技术(包括堵水);注水井大孔道封堵技术;套管外窜槽封堵技术;套管漏失封堵技术;蒸汽吞吐井井间汽窜孔道封堵技术;稠油井边水封堵技术。参2。