油水井解堵培训教材压制.ppt

油水井解堵技术,第一采油厂工程技术大队,目 录 一、水驱注水井解堵工艺 二、油井解堵原理及特点 三、微生物油井吞吐技术 四、注聚井解堵技术 五、聚驱表面活性剂增注工艺,一、注水井堵塞原因分析 对于水驱欠注井欠注原因问题，我厂早在95年就开展了研究。造成堵塞的原因很多，外部措施主要有钻井、固井、完井、试注、修井、压裂、酸化等措施不当，造成地层变化，地层原始孔隙受损或外来物堵塞喉道，造成渗透率下降。,第一章 水驱注水井解堵工艺,从堵塞物性质上主要分为泥浆颗粒堵塞、粘土膨胀、次生矿物沉淀，有机垢堵，无机垢堵，乳化堵塞、水锁、润湿性反转、注入流体携微粒堵塞、地层内微粒运移、粘土矿物酸敏水敏造成的膨胀粉碎、细菌作用、出砂等。,在水驱解堵施工中，我们根据不同井的情况不断改进配方，先后采用了活性酸解堵技术、缓速酸解堵技术、分层段解堵技术、深部解堵四种技术：,二、注水井解堵技术工艺适应性,1、活性酸解堵技术 该技术主要采用一种高效活性剂，即能解除有机物堵塞又能解除无机物堵塞。在工艺上采用两级酸化的方法有效的避免了地层水钠、钾离子和氟硅化合物、氟铝化合物反应产生二次污染，对于老井的混合性堵塞处理效果较好。,2、缓速酸解堵技术 采用氟化氨等缓冲添加剂做潜在酸，能够降低反映速度，使解堵液到达地层深部仍可反应解除深部堵塞。,3、分层解堵技术 采用水嘴投捞工艺对分层水井各层段分别解堵或采用分层挤注工艺管柱解堵。投捞水嘴方法的优点是可不上作业，节约施工费，解堵针对性强。,3、分层解堵技术 缺点是如果解堵多层，反复投捞很烦琐，如果投捞过程中出现投不进、捞不出、遇卡、拔断钢丝等问题还要上作业，如果地层压力低，则反排不彻底，易发生二次污染，没有循环通道不能气举、不能洗井，如果封隔器不密封，则起不到分层解堵的作用。,分层挤注工艺即采用两级K344-110封隔器和745-5配水器管柱由下至上逐层进行解堵处理，该工艺的优点是可灵活设计解堵层段，卡距可大可小，针对性更强，不担心封隔器的密封问题，可与热洗井、热泡沫洗井、气举等工艺灵活配合，可强排酸，解堵效果有保障。,该工艺的优点是可灵活设计解堵层段，卡距可大可小，针对性更强，不担心封隔器的密封问题，可与热洗井、热泡沫洗井、气举等工艺灵活配合，可强排酸，解堵效果有保障。,4、深部解堵技术 采用活性酸解堵与缓速剂配合使用的解堵方法，对于长期欠注或不能注水的井用深部解堵的方法。针对堵塞段较深，解堵半径较大，解堵剂方量较大的井。,5、针对低渗透、高粘土矿物含量的区块采取的特殊工艺 低渗透油藏与高渗透油藏相比，对堵塞物更敏感，从岩石成分来讲，一般泥质含量高、粘土矿物含量高、粉沙质含量高，对酸液敏感，根据油层渗透性及粘土矿物含量设计酸液系列配方，具体见表1-1:,在注水井选井对象主要是两大类型：第一类是全井欠注的注水井。表现为前期注水效果较好,由于在注入过程中产生了污染,影响了注入效果；第二类是根据分层测试资料，有个别小层欠注，严重影响注入效果的井。具体原则如下：,三、注水井解堵选井原则:,第二类是根据分层测试资料，有个别小层欠注，严重影响注入效果的井。具体原则如下：,1、实注量低于配注量60%的井。 2、压力较高（顶破裂压力注入），视油层渗透率 及连通情况，优先上解堵，效果不好可上压裂。,3、压裂改造过的油层，见效后注入量逐渐下降，原则上不上压裂，而上解堵或酸化措施。 4、分层井测试资料表明有小层严重欠注的井，针对欠注层解堵。 5、套管情况不好，上不了压裂的欠注井需要解堵。,一、油井解堵原理 油井堵塞发生主要有2种原因，一是作业大修过程中由于泥浆压井造成近井地带泥浆污染，二是地层由于长期生产近井地带受到地层内部物源堵塞。这两种原因均可通过解堵解决,第二章 油井解堵原理及特点,油井堵塞与注水井堵塞的本质区别在于，1、油蜡、胶质、沥青等有机成份的明显增加 2、检换泵作业压井泥浆的严重污染， 3、井下压力低，物质流动性差， 4、堵塞物质成分更加复杂难于判别。对于油井的特殊性，油井解堵增产技术在配方上和工艺工序上进行了充分考虑。,二、解堵配方研究,采用活性酸与热液、热泡沫配合工艺，技术关键在于活性酸配方的针对性及其它表面活性剂的性能及与酸液配伍性。工艺的配合上。,根据油井的特殊性，我们进行了活性剂、缓蚀剂等填加剂的筛选试验。确定了配方组成和比例使堵塞物溶蚀率达70%以上，悬浮率100%，从而保证了解堵效果。,三、解堵工艺的研究 根据各井的堵塞具体表现，充分考虑到现场施工的安全因素，我们采取了相应的工艺，使活性酸解堵技术与热泡漠洗井技术、热液洗井技术、气举等相结合，,三、解堵工艺的研究 根据油层发育的特点及纵向渗透率差异大小，灵活采用笼统解堵和分层解堵管柱，并尝试使用了连续油管气举工艺，均见到好效果。工序如下。,1、起出原井管柱，取堵塞物样品，分析成分和物源。 2、设计配方、解堵管柱和施工工序。 3、分层解堵， 4、关井反应。 5、反排或强排。 6、下泵投产，收集数据效果,四、油井解堵选井原则 因各类作业措施造成油井堵塞，产量下降，采取相应的解堵措施解堵，以保证油井恢复正常的生产。 （1）泵况正常、连通水井注入正常的，产量下降的井。 （2）各类作业措施井施工后，发生产量突降的井。 （3）产液量低于正常生产产液量70的井。,一、微生物吞吐增产原理及菌液特性 1、原理 A利用微生物产生的表面活性剂使烃类乳化，使岩石表面由亲油性变成亲水性；,第三章微生物油井吞吐技术,B利用微生物表面活性剂易溶于水，在油水界面上具有较高的表面活性，从而清洗掉岩石表面油膜； C利用其分散能力强，在固体表面上吸附量少的性质，增强驱油能力，提高采收率。,第三章微生物油井吞吐技术,2、微生物菌液特性 选用的微生物属于兼性厌氧菌,微生物大小为长12m，直径0.1-0.2m.以原油中石蜡为食物生存繁殖,繁殖速度大约4小时体积增加一倍,并可使原油粘度降低3050%.,该微生物适应油藏条件： 地层温度120以下；最佳70以下、地层原油含蜡量大于5%以上、地层水矿化度小于250000ppm,最佳125000ppm，采油井含水在10%-90%之间。,二、微生物室内试验性能评价 我们从采油一厂试验油井取样进行菌种筛选培养、分离，我们得到了代谢产出表面活性剂的BS菌种，该菌种对我厂过渡带稠油具有明显的防蜡和降粘的作用。,二、微生物室内试验性能评价 BS菌种为革兰氏阴性菌，属假单细胞菌，是兼性厌氧菌，菌体形态为杆状，菌体大小为12m,呈现浅黄或深黄色，具有较好的耐温等特性。,耐温性：BS菌体在65条件下能够存 活，活菌超过 106个/毫升。 酸、碱（PH值）性：实验证明，BS 菌种能在PH值4.5-9.0范围内生长繁殖。,耐矿化特性：我们筛选到的BS菌体能够耐受的矿化度为125000ppm。 降粘性能：经测定发酵液对不同性质的原油均具有较好的降粘效果 原油防腊性能：,三、试验区选择的主要原则是： 1、注采关系完善，油层连通好； 2、原油粘度大、含蜡量高； 3、相连通的注水井吸水能力好，含水率较低； 4、经常出现因结蜡卡泵现象，生产管理难度大；,四、现场施工工艺,1、施工前的准备工作 （1）核实试验井的各项生产参数（功图、液面、产液、产油、含水）； （2）检查井口装置（套管闸门、生产闸门、卡箍）确保不刺、不漏，开关灵活； （3）配备水泥车（高压泵车）1台，水罐车（15t）2台，用于运输菌液和营养液； （4）准备好现场施工需要各种工具和器械。,2、施工工序 （1）验收设备、菌液的用量及质量，全部合格后方可施工； （2）停抽,把抽油机停在中部以上,关死井口胶皮阀门,换盘根,上紧盘根盒，保证密封； （3）顶死顶丝,上紧井口法兰螺丝； （4）连接反挤管线,管线试压25MPa,不刺不漏为合格；,2、施工工序 （5）打开套管阀门、生产阀门； （6）注菌液前先注10m3清水作为前置液； （7）注入配置好浓度为10的微生物制剂40m3。,2、施工工序 （8）在注入1020m3清水（为油套环空体积2倍）作为驱替液； （9）关套管阀门,等井口压力扩散后,打开套管阀门,停井72小时,使微生物在井下扩散三天后,开井正常生产。,3、施工要求 （1）详细填写施工记录，用量、配制浓度、注入压力、注入量、挤注时间及异常情况； （2）工技大队人员负责药剂的数量和质量的检测，厂家技术指导，小队监督验收，施工过程必须按照井下作业施工设计要求执行；,3、施工要求 （3）整个施工过程必须经采油矿、施工单位、工技大队三方签字生效备查，没有此环节不预结算。,4、资料录取要求 (1)采油井试验前取油样一次，分析原油密度、粘度、含蜡量、含胶量，化验单井的产液、产油、含水核实泵况及功图；,4、资料录取要求 (2)采油井注入注微生物之日起开始每三天取一次油样。样品分析内容：原油密度、粘度，化验单井的产液、产油、含水，以及微生物产出浓度变化情况。半个月后每周取一次油样，一个月后，每两周取样一次，录取数据同上。,第四章注聚井解堵技术,萨中油田聚驱区块出现了注聚合物井堵塞问题，主要表现为注聚量下降，注入压力上升，达不到配比，间歇注入等。严重影响聚驱效果。 97年开始开展了注聚井解堵增注技术的研究，研制出JB1复合氧化解堵剂系列，在室内和现场试验的基础上摸索出一套解堵施工工艺，初步形成了判定堵塞存在及其类型的方法。,二、堵塞的成因分析,1、欠注原因分析及解堵井选井原则 欠注井除地层堵塞因素外，还有其他原因，如油藏方面原因有地层连通条件相对差、渗透率相对低、地层静压高、破裂压力较低限制注入等。,二、堵塞的成因分析,1、欠注原因分析及解堵井选井原则 注入工艺上有配注过高、方案设计注入浓度粘度较高，与井距及渗透性连通性不匹配等。,一般情况下，堵塞井具备以下特点：在注入方案合理的前提下，第一、从动态数据看，该井应在注聚前期表现出良好的吸液能力；,第二、短时间内注入状况严重恶化； 第三、注入压力-时间曲线与注入量-时间曲线形状明显不一致；第四、连通油井出现供液不足现象。,2、堵塞机理 第一、注入井由于完井过程污染或试注措施不当造成堵塞，包括井下地质条件不佳造成的注入量降低。其堵塞原因是地层和外界措施相互作用造成的。,2、堵塞机理 堵塞物主要有外来颗粒侵入与内部颗粒运移；粘土矿物吸水引起的伤害；无机结垢堵塞；有机结垢堵塞；细菌作用污染等等。,+4613,第二、聚合物的注入引起了注聚井堵塞，吸水能力下降，注入量减少。其原因有注入液浓度过高而引起的堵塞和注入聚合物质量问题造成地层堵塞。,第三、聚合物溶液变性造成堵塞。聚合物溶液是一种物理化学性质相对稳定的高分子化合物，当温度、值、盐度稳定和剪切很小的条件下，可以很稳定地保持原有特性。,但是，作为高分子溶液，富含大量活性官能团，也存在对许多化学品的敏感性，造成局部或整体的变质或变性。现场造成聚合物变性的原因主要是注入管线或井内的泥浆、增产增注剂造成聚合物絮凝，其化学机理是吸附作用为主。,三、堵塞表现及判定方法的研究,1、注聚井发生堵塞，往往与注聚井压力正常上升交织在一起， 而注水井若不发生堵塞，没有压力正常上升现象。 2、注聚井发生堵塞，压力上升，注入量下降都比较迅速。由此直接导致间注，使压力下降，出现一个压力峰值。注注停停形成压力波动。,+4613,3、 注聚井的压力一般可达10Mpa以上，高的可达13-14Mpa，注水井则一般在10Mpa以下。注聚井发生堵塞直接导致的结果是间注，注入量下降，达不到设计配比，与注水井相比解堵更加困难。,+4613,4、 注聚井堵塞往往迭加在前期注水阶段地层损害基础之上， 成因更加复杂，单纯的聚合物解堵往往起不到好的效果，复合解堵的研究是解决问题的关键。,注聚井堵塞划分成四种类型： 聚合物堵塞为主； 聚合物与泥浆、砂、粘土等无机物絮凝堵塞为主； 聚合物与有机物如油、蜡、沥清等有机物共同作用堵塞为主；,注聚井堵塞划分成四种类型： 聚合物与有机、无机堵塞物相互作用，发生堵塞。堵塞类型的判定可从井内返排物的样品分析中得出。根据不同的堵塞类型，选用相应的解堵剂配方。,另外，按堵塞发生部位还可分为近井堵塞和中远井堵塞。判定可根据注水注聚历史，分析措施前后注入压力动态，初步判断堵塞发生的时间、部位和性质等。一般情况下，时间-注入量关系曲线反映月注入量下降值高于25%，可认为堵塞主要发生在近井地带，,小于25%则认为堵塞主要发生在中远井地带。近井地带的聚合物堵塞主要是交联絮凝反应，堵塞物致密、强度高，堵塞率高，范围小。中远井地带堵塞堵塞主要是吸附捕集反应，堵塞物松散、强度低，堵塞率低，范围广。,五、施工工艺,（1）根据选井原则确定井号； （2）收集注聚井的静态和动态 资料，初步判定堵塞类型； （3）编写施工设计，确定施工方案： （4）注入井预处理，取样分析；,五、施工工艺,（5）解堵； （6）注隔离液： （7）关井反应48小时； （8）洗井； （9）正常注聚合物溶液； （10）观察施工效果。,六、注聚井解堵选井原则,依据注聚井注入曲线、压力曲线、视吸水指数曲线的变化,如果是随着注入产生的堵塞引起的瞬时水量低、完不成配比、超破裂压力采用聚驱解堵措施，以缓解注聚存在的问题。,六、注聚井解堵选井原则,（1）实注量低于配注量60%的井。 （2）注入压力与破裂压力差小于0.5 MPa的井。 （3）因瞬时水量低，完不成配比造成的间注井。,表21:10口井解堵施工前后分层测试结果,第五章聚驱表面活性剂增注工艺,为了治理和改善注聚井启动压力高、欠注问题，开展了利用超低界面表活剂能够改变油层砂岩孔隙表面性质及其与注入流体的界面张力，提高油层的水相渗透率的特性，实现注聚井增注降压目的的表面活性剂增注技术研究。,由公式可知kw =Kkrw ，提高绝对渗透率（K）和提高水相相对渗透率（krw）都可以提高注入水的有效渗透率（kw），从而达到降低注入压力、增注的目的。,室内及现场试验表明，注入一定量含活性剂的低界面张力水可以降低油、水界面张力，从而提高水的相对渗透率，实现增注降压。,一、表面活性剂体系配方及性能研究,1、配方定型： 常见表面活性剂中能达到超低油水界面张力的表面活性剂复合体系主要有阴离子型和非离子型，但适用于注聚井增注的并不多。,一、表面活性剂体系配方及性能研究,阴离子型的ORS-41是一种石油磺酸盐，只有在强碱的协同作用下，才能实现低界面张力，而在注聚井增注施工和后续聚驱时不可能提供持续的强碱环境，因此不能被采用。非离子的NOS虽然对PH值没有苛刻要求，但存在环保问题，也不能被采用。,研究发现,以烷醇酰胺和聚氧乙烯聚氧丙烯镶段共聚物为主要成分的非离子表活剂FLZB有较好的适应性。可通过调节烷基碳链中碳原子个数及碳碳键性质来调节表活剂的HLB值，以适应不同油品特性，实现超低界面性能。,2、FLZB/助剂A复合体系性能及影响因素,（1） FLZB/助剂A复合体系界面活性性能 （2）FLZB/助剂A复合体系抗稀释性能 （3）FLZB/助剂A复合体系稳定性能 （4）FLZB/助剂A复合体系抗盐性能,3、现场施工工艺 现场采用注120m3清水段塞+处理半径3m的氧化剂+处理半径2-3m的表活剂体系的施工工艺。在施工过程中可明显看到随着表活剂的注入，注入压力逐渐降低,谢谢大家！,谢谢大家!,