海上油田污水回注井高效解堵技术研究与应用

针对污水回注井酸化效果不理想的问题,利用岩心流动实验、悬浮物含量及粒径测试、X射线衍射对堵塞情况进行了分析。在此基础上,利用填砂管流动和岩心溶蚀实验研发了一套兼具污油清洗与高溶蚀率的酸液体系。此外,结合储层特征优化了酸液置放工艺。结果表明,污油和固体悬浮物在近井地带形成的复合堵塞物是造成储层堵塞的主要原因;1%水基清洗剂洗油率达到86.44%,高溶蚀酸对固体悬浮物溶蚀率达到89.77%,二者复配体系能够快速瓦解油泥小球;化学微粒分流剂可对储层形成有效暂堵分流,且酸化后自动溶解。该技术矿场应用8井次,平均视吸水指数提高1.74倍。该技术适用于污水回注井解堵,并为提高海上污水回注井酸化效果提供理论和实践依据。

长庆气田污水回注井井筒腐蚀现状及对策

长庆气田污水回注井主要用来将天然气生产过程中产生的污水回流至地下遮挡层,回注水主要来自气井产水以及天然气净化处理过程中产生的污水,其矿化度较高,含有大量硫化物、Ca、Mg等物质,水质复杂,腐蚀性较强。先后对5口污水回注井井下管柱起出分析和腐蚀检测,发现4口井井下管柱腐蚀严重。套管腐蚀会导致回注污水窜层,甚至威胁到饮用淡水层。对回注污水水质分析显示,回注污水水型为CaCl2型,pH值较低,在5.65～6.52之间,呈酸性,污水中含有大量的H2S、CO2等酸性气体,4口严重腐蚀井单井平均H2S含量为820mg/m3,CO2含量为5%,这些酸性气体在污水中溶解,导致套管腐蚀。提出优化回注井井身结构,下入双层套管;使用非金属套管,加强套管涂层防腐技术研究;下封隔器,封隔油套环空,打入缓蚀剂以保护套管;对井下管柱定期检测、维护等防护措施。

气藏污水回注井表面活性剂降压增注技术

针对气藏污水回注井回注压力升高、回注能力降低的生产问题,根据油藏注水井表面活性剂降压增注的技术思路,开展气藏回注井储层条件下的降压增注技术研究。通过考察表面活性剂和回注水的配伍性及润湿反转能力,优选了杂双子表面活性剂ZS-11,并采用该表面活性剂进一步开展相渗实验和降压增注实验。研究结果表明,杂双子表面活性剂ZS-11在高温(130℃)、高矿化度(80000 mg/L)回注储层条件下,具有配伍性好、润湿反转能力强的特点,可将岩心润湿性由亲水向中性润湿转变。驱替实验结果表明,杂双子表面活性剂ZS-11溶液(有效物含量0.2%)能使水测渗透率分别为1.42×10^-3、1.78×10^-3、5.27×10^-3、10.53×10^-3μm^2的岩心的液相相对渗透率提高21.2%数52.8%,气液两相渗流区间增大9.3%、等渗点饱和度降低3.3%数6.2%,特别对低渗岩心降压效果更为明显,降压幅度达到41.0%。实验结果为解决气藏污水回注压力高的生产问题供新思路及方法。

测井方法在大流量污水回注井中找漏、解堵的应用

长庆气田污水回注井主要用来将天然气生产过程中产生的污水回流至地下遮挡层,回注水主要来自气井产水以及天然气净化处理过程中产生的污水,其矿化度较高,含有大量硫化物、Ca、Mg等物质,水质复杂,水中颗粒沉积物粒径大、含油量高、CaCO3和酸不溶物比重大,腐蚀性较强。久而久之,套管腐蚀、穿孔会导致回注污水窜层,甚至威胁到饮用淡水层,悬浮固体或残油将导致孔隙通道堵塞,影响回注质量。所以,利用MIT+MTT、SBT、脉冲中子氧活化等测井技术监测套管腐蚀、固井质量及注水情况有助于我们评价井筒状况,避免破坏环境及影响注入能力的情况发生,为油田下一步采取措施提供有力依据。

辽河油田锦50区块污水回注井解堵方法研究

随着辽河油田锦50区块开发的不断深入,各类油井采出水量也日益增多。这些采出水经过处理后通过污水回注井回注地层。但是由于回注污水水质比较复杂,引起污水冋注井堵塞、地层渗透性变差,造成注水压力升高很快、注入量很少甚至注不进去的问题时有发生。为此,在大量现场调研的基础上,找出造成区域内污水回注井堵塞的主要机理,并就目前已开发利用两大类解堵技术(物理解堵法、化学解堵法)进行了详细阐述。

气田污水回注井井筒腐蚀原因及对策

针对气田污水回注井的井筒腐蚀问题,结合我国气田中污水回注井的井筒腐蚀现状,对引起腐蚀的原因进行深入分析,在此基础上,提出回注井井筒的防腐对策,为延长回注井井筒的使用寿命奠定基础。研究表明:污水中含有酸性成分、污水温度相对较高、污水中含有矿物质离子、污水中存在硫酸盐还原菌以及井筒的抗腐蚀性较差等原因是引起回注井井筒腐蚀的重要原因,因此,相关单位需要从提高井筒材料的抗腐蚀性、污水中添加缓蚀剂、控制污水温度以及对回注污水进行处理四方面出发,采取多项有效措施,降低污水回注井的井筒腐蚀速率。