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。

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。

有缆智能一体化分注管柱在海上7″尾管注水井中的应用

以渤海油田某重点注水井为研究对象,针对当前7″尾管注水井调配所面临的问题,开展了有缆智能一体化分注管柱的探索与应用。结果表明,有缆智能一体化分注管柱有效弥补了常规调配设备短板,实现了注水井的精细分层调配,成效显著,具有极好的推广应用价值。

油田注水井工况自动诊断技术研究与应用

在油田生产过程中,实时了解注水井工况,实现注水井工况自动诊断,是目前油田开发过程中亟须解决的问题。油田信息化建设实现了注水井生产参数的采集,为实现注水井工况自动诊断提供了契机。在数字化转型、智慧化提升背景下,对油田生产指挥系统PCS平台数据进行深度的挖掘,自控获取注水指数等各项工况表征参数,形成注水井工况自动诊断评价体系,建立洗井、酸洗等工况预警模型,搭建注水井工况诊断平台。该技术实现了及时发现注水井不正常工况并及时解决,减少作业成本,提高注水系统效率,改善注水系统的运行状况,实现注水井、站的经济平稳运行,达到挖潜增效的目标,同时填补PCS系统中注水井工况诊断空白。

考虑压驱注水诱发裂缝影响的注水井压力分析

压驱注水井底压力分析对压驱效果评价与储层参数反演具有重要的意义。为了获得压驱注水井井底压力响应和压驱注水产生的动态裂缝参数,从裂缝扩展角度出发,运用渗流力学理论与数值模拟方法,在考虑裂缝扩展、裂缝形态、注入流体滤失等因素影响的基础上,形成了考虑压驱注水诱发裂缝影响的注水井压力分析模型,获得了压驱注水井井底压力响应,分别分析了注入流量、产液量、地层渗透率和井距因素对压力的影响,并将其运用于实际压驱井,以验证模型的准确性。研究发现:压驱注水井流体流动分为5个流动阶段,分别为压驱起裂初期阶段、裂缝扩展阶段、线性流动阶段、过渡流动阶段和边界控制流动阶段;随着注入流量的增大,裂缝扩展阶段越明显,且产液量越大,在压驱注水后期双对数压力分析曲线上翘幅度越小。该研究对压驱注水开发低渗透油藏不稳定渗流机理的研究和认识具有重要的意义,对注水井动态裂缝对水井井底压力的影响研究具有一定意义。

致密砂岩油藏注水井压驱一体化技术应用

致密砂岩油藏随注水开发时间延长注水压力快速上升,油层注不进采不出矛盾突出,导致有效驱替系统难以建立,油藏产量锐减严重。本文从剖析影响注水开发的制约因素入手,借鉴体积压裂理念,通过实施注水井体积压裂增加渗流通道基础上开展纳米微球调驱一体化治理,油藏注水难问题有效解决,年增注水量4.9×104m3,注采两端驱替系统重新建立,油井见效率达到85.7%,油藏产量止跌回升,开发效果显著提升。

分布式光纤监测技术在注水井窜漏监测中的应用

井筒完整性是油田安全高效生产的重要保障,注水井管柱窜漏不仅会影响油井的正常生产,还会降低油田开发速度,减少油田采收率。通过管柱窜漏监测可以发现窜漏位置及类型,及时治理,减少损失。分布式光纤监测技术能够实时连续监测井下温度/声波剖面,将该技术应用于注水井管柱窜漏监测,可提高测试效率和监测成功率。介绍了基于分布式光纤监测技术的管柱窜漏监测测量原理,并以注水井窜漏为例,分析了油管窜漏、套管窜漏和井底窜槽不同情况下仪器的数据响应特性。实际应用表明,应用分布式光纤监测技术能够实时监测注水井管柱窜漏位置,确定套管窜漏、油管窜漏、井底窜漏情况,为制定管柱窜漏监测治理方案提供技术支持。

注水井多轮次酸化解堵技术研究

绥中36-1油田注水井多轮次酸化储层堵塞因素包括储层敏感性伤害、注水水质对储层的伤害、酸化和重复酸化对储层的潜在伤害。针对经过多轮次酸化的注水井,为降压增注采取深部酸化措施,通过溶蚀实验初步筛选出新型酸液体系即深度低伤害复合酸长岩心酸岩流动实验表明此酸液体系对多轮次酸化后的岩心渗透率恢复比较理想。并通过不同酸液体系对相同渗透率的长岩心进行深穿透能力实验比较,表明深度低伤害复合酸体系就有良好的深穿透性能。优选的深度低伤害复合酸体系应用于现场效果良好。

井筒混合效应和表皮效应对注水井溶质径向弥散的影响

注水井理论模型研究一直是水文地质学领域的热点问题。充分考虑含水层的非均质性,利用两区MIM(Mobile-Immobile)对流扩散模型来描述溶质在含水层中的运移过程,同时考虑表皮效应和井筒混合效应,建立一种描述注入井附近含水层溶质径向运移的动力学模型。并采用Laplace变换、Stehfest数值逆变换得到了该动力学模型的半解析解。然后改变表皮区的有效孔隙度和径向弥散度以及井筒的半径,来分析固定观测点的溶质穿透曲线和溶质浓度分布曲线的变化规律。研究表明,井筒混合效应和表皮效应对穿透曲线、溶质径向运移过程和影响区域均有着非常显著的影响。在考虑井筒混合效应时,井筒半径越大,井筒效应越明显。而表皮区域有效孔隙度越大,溶质的迁移扩展速率越小;径向弥散度越大,观测点的溶质浓度曲线越陡峭,表明该点的溶质浓度变化速率较快,且能更早达到稳定值。与前人研究相比,本研究模型能更好地描述注水井中的溶质径向弥散过程。

注水井智能分注工具新型流量测量技术研究

智能分注技术能够实现分层注水井动态数据的连续监测、注水方案的实时调整,保证注水合格率。但是成本高,不能在多层精细分注井大规模应用。其中,电磁流量计在智能配水器中的成本占比约为38%,为降低成本而取消物理流量计,开展智能配水器新型流量测量技术研究。利用无量纲分析方法,构建智能配水器水嘴前后压差与流量和水嘴开度经验计算准测方程,通过室内试验获取方程的经验参数。利用压力传感器监测注水井压力,将压差值代入方程并计算流量,实现注水井分层流量实时测量。室内试验结果表明,新型流量测量技术获得的计算流量值与标准流量值比较,相对误差小于12%。在智能分注工具中采用新型流量测量技术,不需要配置流量计,从而降低智能分注工具的成本,为智能分注技术的规模化应用提供技术支持。

渤海油田注水井油套管的腐蚀机理

渤海油田注水井下环境复杂,管柱多次发生穿孔,套管腐蚀严重。在渤海某油田实际注水井取水样,分析其水质和细菌类型,并以现场水样为腐蚀介质进行模拟试验,开展了注水井水样中的微生物腐蚀性评价,对比分析了加入杀菌剂或缓蚀剂前后N80钢、3Cr钢和13Cr钢等在对应环境中的腐蚀速率,并建立了长期腐蚀速率预测模型。结果表明:微生物腐蚀是造成渤海油田注水井管柱腐蚀的主要原因,注入水中的细菌以硫酸盐还原菌(SRB)和铁氧化细菌(IOB)为主,杀菌剂可有效降低油套管的腐蚀速率;N80钢和3Cr钢在微生物环境中的均匀腐蚀速率分别为0.58 mm·a^(-1)和0.27 mm·a^(-1),加入杀菌剂后的均匀腐蚀速率分别为0.18 mm·a^(-1)和0.13 mm·a^(-1),N80钢在不加杀菌剂的环境中无法满足生产要求;低浓度杀菌剂对注水井油套管的微生物腐蚀具有明显的抑制作用,选用3Cr材质并加入低浓度杀菌剂能够满足注水井的防腐蚀要求。

高压注水井带压作业凝胶封堵体系性能评价

为满足高压注水井带压作业对凝胶封堵体系的强度、成胶时间以及可破胶的性能要求,采用丙烯酰胺(AM)/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为二元聚合物体系、三羟甲基化合物(Smel30)为交联剂制备了一种耐温抗盐凝胶封堵体系。研究了温度、无机盐、模拟油含量、剪切时间对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响,同时研究了破胶剂过硫酸钠用量对凝胶体系破胶效果的影响。结果表明,温度由40℃升至100℃时,凝胶体系的成胶时间由23.5 h缩短至2.0 h、凝胶强度由39.4 Pa增至88.6 Pa。无机盐可使聚合物链间距离减小,成胶时间缩短,凝胶强度略有增加;3种无机盐对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响从小到大依次为NaCl<MgCl_(2)<CaCl_(2)。凝胶体系抗油污和抗剪切能力较强。加入1%~10%的模拟油可使凝胶体系的成胶时间由8 h增至15 h,凝胶强度的变化较小;在60℃、500 r/min的条件下剪切60 min后,成胶时间从7 h增至17 h,但凝胶强度仍能保持81%。凝胶体系的热稳定性较好,在60℃老化15 d未出现明显脱水,且凝胶强度为67 Pa。过硫酸钠可以高效低成本破胶,按体积分数为30%的量在凝胶体系中加入质量分数为30%的过硫酸钠,60℃下的破胶时间为20 h,残液表观黏度为64.4 mPa·s,可以通过气体或清水将破胶残液顶替至地面,易于返排,满足现场施工要求。

注水井转阀式脉冲信号发生器的设计与优化

智能分层注水井井下测试数据需要无线向上传输,根据注入水流动特性和发生脉冲的基本原理,设计发生脉冲信号的转阀基本结构和形状。利用优化设计软件对其阀口机械结构、性能参数进行优化,对不同工况下的旋转扭矩和脉冲振幅进行了模拟。优化后的转阀阀口型线为扇形、阀口数量为4个,产生的压力脉冲幅值达到了0.8 MPa以上,能够在注水量只有50 m^(3)/d的情况下实现井下测试数据的精确上传,为智能注水井实现无线传输提供了技术支撑。根据以上优化结果设计了一种能够把注入水作为动力传输介质的可以产生连续脉冲的注水井转阀式脉冲信号发生器,其传输方式为采用正脉冲向上传输。下一步将进行脉冲器的试制与室内试验,进一步优化其结构,达到现场应用需求。

渤海P油田注水井储层伤害因素室内研究

渤海P油田注水井存在的主要问题是注水压力升高块,注水困难,整体注采比偏低,地层亏空严重,采出程度偏低。针对渤海P油田注水井的主要问题,开展了注水伤害机理研究。首先运用油藏工程的方法定量分析注水对储层的伤害程度,然后利用岩心流动实验分别验证注水水质、注入水结垢、粘土水化膨胀等因素对注水堵塞的影响,最终确定注水伤害的主要因素,为后期开展针对性的降压增注措施提供依据。

渤海油田注水井管柱选择浅析

渤海油田是注水开发油田,延长注水井管柱寿命,可以保证井的安全完整性,这对于油田增产和降低成本都至关重要。影响注水井管柱寿命的重要因素为注水水源的水质和注水速率。以渤海A油田作为研究对象,从注水的水质分析结果出发,再通过研究腐蚀机理,从而合理地选择注水井管材。同时通过对临界冲蚀流速概念的理解,计算并制定合理的注水量,可以有效避免注水井管柱冲蚀的发生,提高注水井的完整性。这些措施能够有效保证渤海油田“注好水”、“注够水”、“合理注水”的总原则,为渤海油田增储上产提供有力保障。

海上油田注水井远程控制优化设计与改造效果

在海上油田开发生产过程中,需要持续向地层注水保持油田开发生产过程中的地层能量,其效果决定了海上油田开发生产的好坏。海上油田通过注水泵增压以达到设计注水压力要求实施注水,随着油田开采年限的增加,信息层含水量和注水量也逐年增加,因而,需要对注水系统不断进行完善和优化,确保设备在最佳工况区运行,以此实现对海上油田设计注水压力的要求。通过中控系统组态对海上油田注水井远程控制优化,实现异常工况下注水井的远程控制,从而避免了海上油田因注水流程而导致的流程关断,提升了海上油田生产效率,保证了海上生产平台的平稳安全运行。

基于超声波反射法的油田注水井管柱腐蚀识别

为了延长油田注水井管柱使用寿命,提高油田采收率,提出基于超声波反射法的油田注水井管柱腐蚀的识别方法。首先,采用超声波反射法采集油田注水井管柱的超声波检测信号;然后,利用小波分析消除信号噪声,并从时域和频域提取信号特征;最后将信号特征输入SVM(支持向量机)分类器中,根据分类器输出的信号特征分类结果,实现油田注水井管柱腐蚀识别。试验结果表明,所提方法识别性能强、识别准确率高。

注水井中性解堵剂研究及应用

在注水开发油藏中,随着开采时间的延长,大部分油藏已进入中后期开发阶段,油藏综合含水率高,结垢问题日趋严重,造成油水井井筒、采油设备、集输系统以及地层堵塞等问题。这些问题的产生,严重影响油气的正常生产,增加了采油成本。针对以上问题开展了中性解堵剂技术研究,进行了室内实验评价,同时开展了现场试验,降压增注效果显著,取得了较好的效果,为后期增注技术奠定了基础。

注水井分流酸化微泡暂堵液研究

针对纵向非均质欠注水井高效酸化技术难题,提出了注水井微泡暂堵液分流酸化技术。研发了具有无固相、封堵空间尺寸不受限、“有限封堵”和“无限保护”特点的耐酸性微泡暂堵液,在含裂缝岩心中承压能力达25.00 MPa以上,封堵性能稳定,表观黏度、塑性黏度等24 h后降幅超过50%,具有良好的自降解性,降解后渗透率恢复率>85.00%。该技术在长庆油田累计应用10余井次,改善了注水井吸水剖面不均衡程度,措施后注入压力平均降低了2.80 MPa以上。