稠化油堵水技术在锦16于楼油层北块的应用_曲玉忠
稠化油堵水技术在锦16于楼油层北块的应用X
曲玉忠
(中油辽河油田分公司,辽宁盘锦 121209)
摘 要:锦州油田主力生产区块都已进入高含水开发阶段,活化稠油堵水技术作为该块的主要稳油控水措施,根据区块特点,进行了改进创新,活性剂涂层反转工艺技术先进,增油降水效果好,经济效益显著,对类似区块具有重要的指导意义。作为重要的综合治理措施,稠化油堵水技术将会为锦16于楼北块的稳油控水发挥更加积极的作用。
关键词:高含水;活化稠油;堵水;活性剂;涂层反转;稳油控水
中图分类号:T E358+.3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)07—0263—01
由于油层压力下降和非均质性,导致边底水和注入水侵入严重,锦州油田主力生产区块都已进入高含水开发阶段,锦16块于楼油层北块的综合含水已达89%,油藏回采水率高达223.6%,目前采出程度仅10.8%。虽然2004年以来在北块部署扩边井,但边水水淹越来越严重,油井见水快,高含水井日益增多,不利于下步继续实施挖潜工作,产量递减迅速,区块稳产难度加大。
多年来,活化稠油堵水技术作为该块的主要稳油控水措施,开展了大量研究与现场应用工作,不断适应区块生产形势的变化,通过改进创新和规模化实施,取得了明显增油降水效果,2004年至2009年,在锦16块于楼油层北块,累计实施活化稠油堵水技术60井次,累计增油10219t,创经济效益2096×104元,为该块的稳产发挥了巨大作用。
1 地质概况
锦16块于楼油层构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡第二断阶带中西部,北靠欢17块,南邻2 -6-9块。含油面积1.4km2,原油地质储量423×104t。
于楼油层在纵向上划分为于Ⅰ、于Ⅱ两个油层组。每个油层组又划分三个砂岩组,共六个砂岩组,即于Ⅰ1、于Ⅰ2、于Ⅰ3、于Ⅱ1、于Ⅱ2、于Ⅱ3。储层岩性为一套粉细砂岩,细砂岩。砂岩成分以石英为主,分选系数1.63,粒度中值0.23mm,泥质胶结,平均泥质含量6.47%。油层埋藏较浅,压实作用小,砂岩成熟度低,结构松散,根据岩心分析资料,平均孔隙度32.2%,平均渗透率394×10-3L m2。油层埋深1030～1150m,油水界面1150m,为边底水油藏。20℃时地面原油密度0.972g/cm3,50℃时脱气原油粘度为2621.13mPa?s,属普通稠油。
地层水为NaHCO3型,总矿化度1866.13mg/l。原始地层压力为11.1M Pa,压力系数1.02。地层温度45℃,地温梯度3.34℃/100m。
目前锦16于楼油层北块共有直井26口(19-431、21-401上返),开井21口,日产液725.9,日产油72.3,综合含水89.0%,其中含水90%以上的就有12口。含水100%的有5口井。平均油气比0.79。2 主要做法
2004～2009年,实施稠化油堵水60井次,措施有效50井次,有效率83%。累计增油10219t,降水30536m3,创经济效益2096万元。
2.1 深入研究北块油层潜力,准确选井,把握堵水时机
目前,依据地质分析,本着先易后难原则,形成了弱水淹区井,以恢复其日产油能力为重点;中、强水淹区交界处油井,以控水和提高堵水有效期为主;重复施工井集中于弱、中水淹区的总体选井思路。
与单井平均日产油下降情况相似,堵水效果也表现为:单井平均日增油量也呈逐渐下降趋势,因此,有效期对增油量影响大,2009年的累增油量的上升与有效期的提高密切相关。
2.2 试验岩石孔壁涂层工艺,提高了稠化油堵水的效果
1先注入少量原油暂堵产层,再注入定量的表面活性剂。o润湿反转作用使出水层岩石表面由亲水性变为亲油性。?再定量注入原油,强亲油性的出水层提高吸附原油能力,增大作用距离。
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2011年第7期 内蒙古石油化工
X收稿日期:2011-02-15
作者简介:曲玉忠(1970-),女,1986年毕业于辽河石油学校天然气及石油开采专业,助理工程师,现在锦州采油厂钻井管理中心综合岗工作。
七个泉油田原油地球化学特征X
崔守凯1,杨鲜鲜2,张清兵2,蔡 亚2
(1.青海油田公司采油二厂;2.青海油田公司采油三厂,青海茫崖 816400)
摘 要:通过对七个泉油田原油样品的饱和烃特征规律分析研究结果显示:七个泉油田原油正构烷烃具有明显的偶碳优势,表明其咸水湖相有机质来源;P r/P h(0.23～0.28)低值,及富含伽马蜡烷,高碳数藿烷系列化合物中呈“翘尾巴”分布模式,即C35>C34>C33等特征,反映其源岩形成于强还原沉积环境。甾烷系列化合物含量相对较高,规则甾烷中C27高含量(36%～55%)及C29甾烷/C30藿烷均>1.5,表明其有机质生物来源中水生藻类比例较高。C29甾烷20S/(20S+20R)和B B/(B B+A A)比值以及T s/T m相对低值,均显示本区原油属低成熟原油。而对其含氮化合物咔唑类的总浓度从东南向西北方向逐渐降低,屏蔽型咔唑与半屏蔽型、裸露型的比值则逐渐增大,预示了七个泉油田原油运移与聚集方向是从东向西的总趋势。
关键词:七个泉油田;生物标志物;含氮化合物;成熟度;石油运移聚集
中图分类号:P593 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)07—0264—04
以七个泉油田原油为对象通过地球化学的方法研究其生物标志物,剖析其分子组成,探讨它们的成因,进行成因类型划分。通过其原油的地球化学特征,成熟度评估,并且结合含氮化合物的分布变化探讨原油的运移规律,以期对油田开发提供帮助。
1 原油地球化学特征分析
1.1 正构烷烃和类异戊二烯烷烃
由油气相色谱图(图1)分析表明,七个泉油田原油正构烷烃和类异戊二烯烷烃系列的组成和分布具有特殊性。具有明显的C22-C26偶碳优势,具偶碳优势的正烷烃一般认为是咸水湖相有机质的普遍特征[1]。
姥鲛烷(P r)和植烷(P h)等类异戊二烯烷烃主要来源于叶绿素的植醇侧链。在氧化的成岩条件下植醇被氧化成羧酸,脱羧后形成姥鲛烷,在还原的条件下主要被加氢转变为植烷,两者比值P r/P h能反映
2008～2009年,在8口井试验了该工艺,平均单井增油量比笼统注入方式提高了25t,有效期延长15天。
2.3 研究堵水后生产管理,最大限度发挥了油井的增油潜力
由于高压快速注入易造成层间压差暂时平衡,如开井时间过早,加之高参数生产,堵剂极易反吐,造成堵水有效期短、增油效果差。
焖井时间,由1～2天提高到3～5天,堵剂在地层下反应更为充分。
该技术为低强度暂堵工艺,施工后调参降液生产,减少了堵剂反吐过快对封堵效果的影响。部分井出砂及油稠,开井后易卡井,施工后进行了反洗井工艺,保证了油井生产正常。
3 结论
3.1 根据区块特点,进行了改进创新,技术先进,增油降水效果好,经济效益显著,对类似区块具有重要的指导意义。
3.2 活性剂涂层反转工艺,初期试验取得了较好效果。
3.3 作为重要的综合治理措施,稠化油堵水技术将会为锦16于楼北块的稳油控水发挥更加积极的作用。
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264内蒙古石油化工 2011年第7期 X收稿日期:2011-02-15
油水井增产增注技术
油水井增产增注技术 《油水井增产增注技术》综合复习资料 一、名词解释 1.端部脱砂技术是阻止裂缝的延伸，同时让缝扩张（增加缝宽）并被充填。大量支撑剂在缝前缘趁机，阻止缝进一步延伸时产生端部脱
砂。因此，整个处理方法可以明显分为两个阶段：造缝阶段和缝拓宽、充填阶段。 2.脉冲放电:井下放电技术是在充满水或油水混合物的井里产生一定频率的高电压 脉冲电波对地层激发周期性压力（放电瞬时压力可达50MPa）和强电磁场，利用产生的空化作用解除油层污染，并对地层造成微裂缝，其影响半径可达0.5~10.0m，从而达到解堵、增产增注的目的。
3.水力振荡增产技术就是利用振动原理处理油层的技术。其基本原理是：以水力振动器作为井下震源下至处理井段，地面供液源按一定排量将工作液注入振动器内，振动器依靠流经它的液体来激励、产生水力脉冲波，对油层产生作用，实现振动处理油层。 4.SAGD技术是在接近油柱底部油水界面以上钻一口水平生产井，蒸汽通过该井上方与前者相平行的第二口水平井或一系列垂直井持续注入，从而在生产井上方形成蒸汽室。蒸汽在注入上升过程中通过多孔介质与冷油接触，并逐渐冷凝，凝析水和被加热的原油在重力驱替下泄向生产井并由生产井产出，即利用油层内高干度蒸汽与重油、水的密度差，不断扩大蒸汽腔、加热油层，使重油依靠重力下泄入生产井。 5.测试压裂:在逐步测试确定缝扩张压力和缝闭合压力上限后，采用测试压裂以更改或重新设计HPF处理方案。这个测试的关键时处理前的诊断测试。 6.防砂压裂是指不进行井内砾石充填，单纯靠压裂作业起到防砂和解堵增产的作用。 7.视粘度被定义为剪切应力与剪切速率的比值 8.流体效率（流动效率？）:在钻井、完井、采油与修井作业以及增产处理中常会导致油层的伤害，通常可以用流动效率来衡量这种伤害程度的大小 9.空化现象:一定频率的震动波会使液体中原有的或新生的气泡产生共振。在波的稀疏阶段，气泡迅速膨胀；在波的压缩阶段，气泡又
油水井解堵机理及技术
油水井解堵机理及技术 摘要：本文分析了油水井堵塞原因，对解堵技术进行了理论综述，对现场注水井的解堵施工进行了论述，对于理论联系实际，提高现场解堵水平具有指导意义。 关键词：油水井解堵酸化施工 随着油田勘探开发过程的进行，钻井、固井、完井、压裂、注水等各种措施都有可能对油层造成伤害，因而导致油层的堵塞。当油层发生堵塞后会导致水注不进，油采不出等现象的发生，最终导致油气资源极大浪费。因此，有关油气层保护的问题日益引起各界的重视，并成为油气田开发中的一项重要研究内容。 一、堵塞原因分析 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。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。 二、解堵技术分析 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。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。
井下大修作业工序浅谈
井下大修作业工序浅谈 【摘要】随着油田勘探开发的不断深入进行，油井逐渐老化，油田的开发也开始出现各种各样的问题，井下作业变得越来越复杂，使得油田井不能正常生产，因此，油田中的井下大修作业成为了要想使油田井恢复正常生产从而更好地达到高效开发的目的的重要手段。油田井下作业的大修施工是指油田开发过程中，由于生产中发生各种事故的原因，导致油井不能正常作业，从而影响了正常生产，甚至使油井被迫停产等，并针对这些事故而采取相应的技术措施以使油水井恢复正常生产。本文就打捞解卡、修套、侧钻等油水井大修工序中的其中几道工序做了大概的介绍，其他工序在施工中均需要参考相关的技术标准。 【关键词】井下大修作业施工工序打捞解卡修套侧钻 1 井下大修作业的概念及工序步骤介绍 油水井的井下大修作业是井下作业不可或缺的一部分，是相对于检泵、冲砂、清蜡、水换及射孔等常规的井下作业而言，作业周期相对较长，作业难度较大，工序较多，资金投入较大且特种设备机械的投入及安全风险较大的一种井筒修理与修复技术。在井下大修作业施工中，必须严格按照相关的技术规定，各工序步骤在施工中应保证安全、可靠及保证施工质量等，并且各工序步骤应符合有关标准的要求。本着“健康、安全、环保”的原则，严格做好井下大修施工，为油田的高效开发做基础铺垫。 油田井下大修作业的施工工序包括打捞作业、活动解卡、磨铣封隔器及桥塞、套铣、挤胀修套、取套换套、衬管加固、套管补贴、电潜泵解卡打捞、侧钻等，每道工序都有相应的施工技术要点及作业标准，在实际的大修作业中应严格遵守相关的技术规定，力争按标准施工，以便成功完成大修作业，使油水井恢复正常生产。 2 井下大修作业各工序分析 2.1 打捞解卡 在油田井的生产过程中，由于对于各种影响油水井正常生产的井下落物和井下工具卡，需要针对不同类型的井下落物，选择相应的打捞工具，捞出井下落物，以恢复油井的正常生产。打捞作业是井下大修作业中重要的工序之一。打捞作业在进行中，需要根据不同的落物种类采用合适的打捞工具，比如管类落物的打捞需要使用打捞工具有公锥、母锥、滑块打捞矛、接箍捞矛、可退式打捞矛、可退式打捞筒、开窗打捞筒等；其他如杆类落物、绳类落物、小件落物等均对应着相应的打捞工具。除此之外还有辅助的打捞工具，比如铅模、各种磨铣工具等。另外大修常用的井口工具和钻具、倒扣工具和钻具组合以及井下落物打捞的基本原则、铅模印痕的分析与计算、各种落物的打捞技术、步骤及相关施工要点等均应符合SY/ T5827、SY/T5846中的相关规定。
解堵技术
目前我国东部油田地层进入双高阶段（采出可采储量69.1%，平均综合含水已达到81.9%），中低渗透层占1/3-1/2，油层堵塞问题较为普遍，解堵技术已成为当前保护油气层、提高产量及提高采收率的重要方法。解堵技术包括化学解堵和物理解堵。 （1）氧化型解堵剂：氧化型解堵剂的解堵效果要好于非氧化型解堵剂。其解堵机理为强氧化剂通过氧化作用使聚合物分子变小，使其失去桥联和附 着作用，从而将致密、坚韧的滤饼变为松散、破坏的结构。 （2）复合解堵酸：有机酸和盐酸为前置液，有机酸、盐酸和氢氟酸为主体酸，有机酸和盐酸为后置酸。添加剂主要有油垢清洗剂、缓蚀剂和综合添加 剂。需根据油田的具体情况，选用各种添加剂组成体系。 （3）二氧化氯：二氧化氯是一种强氧化剂，为一种不常见的化合物，过去一直用于水处理、漂白和消毒等领域，现在已成功用于油田增产增注措施 作业中。其主要作用为：有效消除对岩心的损害作用；与酸液配伍，可 扩大酸化效果，能够有效消除、缓解油水井近井地带的聚合物、铁硫化 物和微生物的阻塞；复合型二氧化氯解堵剂可清除、疏通注聚合物井内 交联聚合物的阻塞。 （4）物理解堵：高温热处理是常用的物理解堵方法，其作用机理为通过使粘土脱水和破坏粘土晶格补救与粘土相关的损害，使堵塞水蒸发，热导应 力在近井区域产生微裂，增大近井地层渗透率。 （5）互溶剂：从油湿向水湿变化，对油气层损害是严重的，据统计渗透率下降40%。通常应用互溶剂和表面活性剂混合物、表面活性剂来防止或处 理润湿反转。水包油乳状液可利用互溶剂水溶液、互溶剂与表面活性剂 混合液将其分解，而油包水乳状液可利用芳香族溶剂与互溶剂的混合液 进行分解，如甲苯二甲苯。互溶剂、芳香族溶剂与互溶剂的混合液、乙 醇与互溶剂的混合液、含有10%冰醋酸的柴油和无水乙酸均可消除水锁。（6）防垢及溶垢技术：垢可分为无机垢及有机垢两种。无机垢是水溶性化合物，它是从改变条件的溶剂或与不相配伍的水混合而析出的有机垢，是 压力温度降低时重烃石蜡或沥青沉淀而形成的产物。通常垢存在于油管 孔眼或地层中，影响原油产量或注入量。溶解垢，首先弄清垢的成分， 然后确定相应的化学剂。化学剂有一般温度的溶剂，有时需高温溶剂。（7）缓冲溶液：缓冲溶液一般主要是控制值在最大值以下，以防止高岭石向迪开石、珍珠石和埃洛石转变而破碎形成细粒状矿物，造成地层损害， 加入氯化铵或硫酸铵缓冲剂可防止高值时硅酸盐分解。
【钻井工程】修井工具与技术
修井工具与技术 第一章检测工具 判断、证实井下状况是处理井下事故和油水井大修作业的首要前提，是选择应用修井工具的主要依据。因此，检测工具的作用是很重要的。 第一节通径规 1．用途 检测套管、油管、钻杆以及其他井下管子的内通径是否符合标 准，检查他们变形后能通过的最大几何尺寸。 2．结构 套管通径规如图1-1所示，使一个两端加工有连接螺纹的筒 体；上端与钻具相连接，下端备用。 油管或钻杆通径的测量一般都在地面进行。通径规的形状为一 长圆柱体。其中一种形式是两端无螺纹，如7-2图（a）。可利用刺油管时的蒸汽作动力，将其从被测管子的一端推入，另一端顶出。另一种形式为两端有抽油杆螺纹，与抽油杆连接用人力进行痛径，如图1-2（b） 3．参数系列标准和技术规范 表1-1 套管系列用通径规 套管规格in 41/2 5 51/253/4 65/8 7 通径规外径mm 92~95 102~107 114~118 119~128 136~148 146~158 通径规长度mm 500 500 500 500 500 500 上接头螺纹NC26- 12E NC26-12E 2TBG NC31- 22E NC31-22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC38-32E 3TBG 图1-1 套管通径规 1
2TBG 2TBG 下接头螺纹NC26- 12E 2TBG NC26-12E 2TBG NC31- 22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC38-32E 3TBG 油管规格in 11/2 2 21/2 3 31/2 4 径规外径mm 38 48 59 73 84 95 径规长度mm 500 500 500 500 600 600 4．操作方法及注意事项 1）将套管通径规连接下井管柱下入井内通径规应 能顺利通过，若遇阻则说明井下套管有问题。 2）当下井的工具较长时，可以在通径规下端再连 接另一个通径规，两通径规间距大于工具长度进行通 井。 3)地面通径实验时,管内应没有任何外来物质,并应适当支撑,防止管子下垂,以便通径规自由通过. 图1-2 油管、钻杆通径规 1
水井酸化解堵技术
注水井酸化解堵工艺技术 二00九年十一月
一、概况 随着油田注水开发不断深入进行，大量注水井都实施了多次作业，部分井由于作业时入井液污染或酸化后返排不彻底，对地层造成二次污染，近井地带岩石骨架受到一定的损害，随着注入水推进，堵塞污染也越来越深入地层，造成地层深部污染。对这类储层的污染，单纯采用常规酸化由于酸液反应速度快，在近井地带很快消耗，难以有效进入地层深部实施解堵，使降压效果不明显，绝大部分井措施有效期短，严重影响了地层能量的补充，制约了油田的正常开发。 我公司在多年试验和应用过程中不断探索完善，逐步形成了综合酸化解堵技术，在中原油田、吉林油田、吐哈油田、长庆油田等大中油田累计推广实施200余井次，取得了较好的现场效果。 二、主要酸化技术 在对砂岩应用土酸酸化，对碳酸盐应用常规盐酸酸化技术的前提下，研究推广了低伤害缓速深部酸化技术、泡沫酸酸化技术、缩膨降压增注技术、CLO2复合解堵技术等具有自身特色的解堵技术。根据不同油田地质、地层、水质、污染状况，研制了缓速酸、稠化酸、低伤害酸、高效缓蚀剂、预处理液、转向暂堵等酸化体系，复配使用可优势互补、相互增效，解堵效果明显。 （一）、砂岩低伤害缓速深部酸化技术 该技术是通过应用依靠水解作用在地下缓慢生成HF体系的氟硼酸体系或通过使酸液中活性离子逐渐释放及在地层表面产生吸附阻碍H+与砂岩接触等措施，延缓酸岩反应速度，实现深部酸化。 通过对该酸液体系的不断优化完善，其综合性能评价结果显示，该酸液体系具有较好的缓速性能，较高的溶蚀能力和防二次伤害能力，且与地层配伍性
好。低伤害缓速酸配方体系具有如下特点： 1、反应速度是常规盐酸的1/2-1/4。 2、可有效的控制酸化沉淀的发生，沉淀控制率在80%以上。 3、酸液活性好，是常规土酸活性的6－8倍。 4、自身粘土防膨效果好，防膨率可达80%以上（对比注水井）。 5、新型增效活性添加剂，可使酸液表面张力降至21×10-3N/m。 6、新型螯合剂1%的浓度可在残酸PH为6时螯合9.0g/L的Fe3+。 7、新型的缓蚀剂完全水溶，对地层的伤害小，防腐蚀效果明显，90℃条件下腐蚀速度为4.8g /m2.h。 （二）碳酸盐深穿透酸化技术 碳酸盐酸化减缓反应速度办法： 提高酸液流速；使用稠化盐酸；使用高浓度盐酸；使用多组分酸；大量使用预冲洗液，降低井底温度等综合技术，有效加大碳酸盐酸化处理半径，达到低伤害、深穿透的处理效果。 （三）泡沫酸酸化技术 开发出了适合高温、高矿化度和深井的泡沫酸解堵工艺配套技术。泡沫流体具有选择性、滤失量小、携带性能好、助排能力强及对地层伤害小等特征，多用于低压、漏失及水敏地层的钻井、完井、修井和油气井增产措施中。
《采油工程方案设计》课程综合复习资料
《采油工程方案设计》参考答案 一、名词解释 1. 油气层损害：入井流体与储层及其流体不配伍时造成近井地带油层渗透率下降的现象。 2．吸水指数：单位注水压差下的日注水量。 3．财务内部收益率：项目在计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率。 4．裂缝导流能力：在油层条件下，填砂裂缝渗透率与裂缝宽度的乘积。 5．蜡的初始结晶温度：随着温度的降低，原油中溶解的蜡开始析出时的温度。 6．有杆泵泵效：抽油机井的实际产量与抽油泵理论排量的比值。 7．油田动态监测：通过油水井所进行的专门测试与油藏和油、水井等的生产动态分析工作。 8．面容比：酸岩反应表面积与酸液体积之比。 9．流入动态：油井产量与井底流压之间的关系，反映了油藏向该井供油的能力。 10．单位采油（气）成本：指油气田开发投产后，年总采油（气）资金投入量与年采油（气）量的比值。表示生产1t原油（或1m3天然气）所消耗的费用。 11．应力敏感性：在施加一定的有效压力时，岩样物性参数随应力变化而改变的性质。 12．吸水剖面：在一定注水压力下，各吸水层段的吸水量的分布。 13．水力压裂：利用地面高压泵组，将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，在井底附近地层产生裂缝。继续注入带有支撑剂的携砂液，裂缝向前延伸并填以支撑剂，关井后裂缝闭合在支撑剂上，从而在井底附近地层内形成具有一定几何尺寸和导流能力的填砂裂缝，使井达到增产增注目的工艺措施。 14．化学防砂：是以各种材料（如水泥浆、酚醛树脂等）为胶结剂，以轻质油为增孔剂，以硬质颗粒为支撑剂，按一定比例搅拌均匀后，挤入套管外地层中，凝固后形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，阻止地层出砂的工艺方法。 15．财务净现值率：项目净现值与全部投资现值之比，也即单位投资现值的净现值。 16．套管射孔完井方法：钻穿油层直至设计井深，然后下油层套管过油层底部注水泥固井，最后射孔，射孔弹射穿油层套管、水泥环并穿透油层某一深度，建立起油流通道的完井方法。 负压射孔完井方法：射孔时造成井底压力低于油藏压力的射孔完井方法。 17．破裂压力梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。 18．蒸汽吞吐采油：向采油井注入一定量的蒸汽，关井浸泡一段时间后开井生产，当采油量下降到不经济时，再重复上述作业的采油方式。 19．裸眼完井方法：生产段油层完全裸露的完井方法。 20．采油指数：油井IPR曲线斜率的负倒数。 21．自喷采油法：利用油层自身的能量将井底爆炸产生高压，高温气体，使井筒附近地层产生和保持多条径向裂缝，从而到达油水井产量增注目的工艺措施。 22．高能气体压裂：利用特定的炸药在井底爆炸产生高压高温气体，使井筒附近地层产生和保持多条径向裂缝，从而达到油水井增产增注目的的工艺措施。 23．人工井壁防砂法：从地面将支护剂和未固化的胶结剂按一定的比例拌和均匀，用液体携至井下挤入油层出砂部位，在套管外形成具有一定强度和渗透性的避面，可阻止油层砂粒流入井内而又不影响油井生产的工艺措施。 24.酸压：用酸液作为压裂液实施不加支撑剂的压裂。４.人工胶结砂层防砂法： 25.稠油：地层条件下粘度大于50mPa.s或地面脱气情况下粘度大于100mPa.s的原油。 26.财务净现值：项目在计算期内各年净现金流量按设定折现率(或规定的基准收益率)贴现的现值之和． 27.负压射孔完井方法：射孔时造成井底压力低于油藏压力的射孔完井方法。 28.水敏：油气层遇淡水后渗透率降低的现象。 29.裂缝导流能力：在裂缝闭合压力下裂缝支撑剂层的渗透率与裂缝支撑缝宽度乘积。它综合反映了支撑剂的物理性质与支撑剂在缝中的铺置状况。 30.压裂液：压裂施工过程中所用的液体的总称。 31.有效厚度：指在现代开采工艺条件下，油气层中具有产油气能力的厚度，即在油气层厚度中扣除夹层及不出油气部分的厚度。 32.投资利润率：项目生产期内年平均利润总额与总投资的比例。
油水井管线带压补漏施焊工艺
油水井管线带压补漏施焊工艺 发表时间：2019-01-09T10:28:10.437Z 来源：《电力设备》2018年第24期作者：祁来宝1 张志刚2 冯艳东3 [导读] 摘要：现如今，我国的科技发展十分迅速，通过对油水井集油管线及外输管线的穿孔因素及原因的分析，与多年来的焊接工作相结合，总结出针对穿孔、泄漏及时焊补的有效方法，在施工过程中严格监督，可以在很大程度上降低因停产、停井造成的资源浪费，可以在较大程度上提高用管线的生命周期。 (1大庆油田工程建设公司培训中心黑龙江大庆 163000;2大庆油田第八采油厂第四油矿黑龙江大庆 163000;3大庆油田工程建设公司培训中心黑龙江大庆 163000) 摘要：现如今，我国的科技发展十分迅速，通过对油水井集油管线及外输管线的穿孔因素及原因的分析，与多年来的焊接工作相结合，总结出针对穿孔、泄漏及时焊补的有效方法，在施工过程中严格监督，可以在很大程度上降低因停产、停井造成的资源浪费，可以在较大程度上提高用管线的生命周期。 关键词：补焊；高压管道；泄漏点；裂纹 引言 油水井井下作业环境较为复杂，在实际作业中，经常由于这样或那样的原因，使得油水井难以正常地开采，而且还可能导致事故的发生。所以为了加强对其的处理和预防，就必须切实加强对其形成原因的分析，并针对性的加强对其的处理，并采取针对性的措施，加强对其的预防，才能实现油水井井下作业的安全性和高效性。 1油水井大修概述 油水井在生产的时候，会因为结蜡与出砂等现象导致套管损坏的情况，进而造成卡钻的事故，在井下作业的过程中，会出现落物的现象，应该通过对油水井进行大修作业，才可以有效的恢复油水井进行正常的运转，使油田的生产得以顺利的开展。油水井大修是较为繁杂的工程，使用先进的科学技术办法，对油水井的问题进行有效的解决，经过油水井的大修施工，实现预期的成效。针对不一样的故障，使用不一样的处理办法，实现故障排除的成效。油水井出现的故障，需要进行大修作业的主要是套管的损坏，其作业主要是井下的作业，也是修井过程中经常使用的作业办法，应该对其进行充分的研究以及分析，并且对套管的损坏情况进行及时有效的修复，有效的提升油水井大修的质量，使其恢复正常运转的状态。 2油水井管线带压补漏施焊工艺 2.1操作工艺 2.1.1对于新上管线或焊口上直径较小的点状渗漏 主要是由于所上管线的材质或因焊口质量等原因造成的穿孔。一般在渗漏点处焊一个比渗漏点稍大的螺母，然后在紧上螺杆即可。焊接时选用较小的工艺参数，焊条选取J422（E4303）或J507（E5015）的Φ2.5或Φ3.2焊条，焊接电流I=65～85(A)，断弧焊点焊，每焊一点要做到快、稳、准，下一次引弧要等到前一个焊点温度降下来，如此进行，完成整个管道的焊接，要根据泄漏点压力情况，可选用连弧焊焊第二层、第三层。或用气割把圆钢或螺杆修成一个带一定锥度的塞子，可用手锤直接把铁塞子砸进泄露处砸紧后，为了安全起见，将保险卡子塞进上面，预防管线压力高时把塞子打出来，把铁塞子与管道泄漏处衔接面焊死，再将塞子在管道外露的部分割除，塞子不宜过长，一般50mm。 2.1.2对于因化学腐蚀等造成的穿孔现象 腐蚀穿孔（有的管线已经在线使用时间较长了，有时看起来只是一个较小的渗漏点，可其周围已经被腐蚀得很薄了，稍一碰渗漏点就会扩大。）此时，可根据泄漏点面积大小确定焊补方法，如腐蚀部位较小时，可用自制的带压堵漏装置，将穿孔处堵住，操作方法为，根据腐蚀面积的大小，视现场情况将预制好的厚度10mm以上的顶面中心预制有M24螺帽的弧形钢板与高压橡胶板，垫在穿孔处，橡胶板需小于弧形钢板15～20mm，然后上紧顶丝，在确定不漏油气时将弧形钢板采用E4303焊条，直流焊机快速焊工艺，将弧形钢板补贴于管线上。 2.2油管封堵工艺技术 第一，研制了油管封堵器及封堵工艺。功能：用于堵塞原井管柱，配套分段封堵工艺，可以堵塞分层管柱；特点：外径小，易投送；可重力投送，也可投捞车投送；密封压力高，坐卡可靠第二，研制了自喷转抽管柱封堵器，解决了压裂、酸化、射孔后转抽完井管柱封堵问题。功能原理：下转抽管柱时，分别接于尾管和泵下，将管柱封堵，下完抽油杆后从井口打压打开堵塞器。特点：工艺简单，堵塞可靠；下完杆柱打压开启，不带压下杆柱。 2.3强化安全理念，实施专业管理 由于在油水井井下作业经常存在这样或那样的井下事故，为强化对其的处理和预防，首先就必须强化全员的安全理念，切实强化全员的安全教育和培训，不断的强化其安全意识，尤其是领导要具有良好的带头作用，充分意识到强化安全生产的重要性，并在安全管理方面加大资金、技术和人员的投入，切实加强安全管理人员专业技术水平的提升，才能更好地对整个作业过程进行监督和规范，尽可能地将安全事故发生的概率降低。而为了确保井下事故处理更加专业化和针对性，还要确保安全管理制度得到有效的完善和高效的落实，尤其是岗前安全教育培训工作必须落实到位，在整个油水井井下作业中强化安全规范的指导，才能更好地实现管理的专业性和及时性。 2.4焊接熔深的确定 通过对施焊部位的分析确定，丝锥与管件，弧板与管线都为角焊缝，据实际使用及有关资料证明，(20#、25#)等材质，使用压力＜1.2Mpa的外输干线、单井集油管线的焊接熔深，控制在管线壁厚的1/2～1/3是安全的，堵眼时热膨胀系数(20#、25#)等管线的膨胀系数比所用的螺母材质35#钢小的多，根据热膨胀的原理，更增加了安全系数。补漏时，熔深不小于壁厚的1/3，才能保证焊接的强度。 2.5卡钻事故处理工艺技术 在进行油水井井下作业的时候，因为操作的情况会造成工具与管柱被卡，没办法进行活动，进而造成停产，甚至会造成油水井出现报废的情况。油田在生产的时候，应该先对卡钻的情况进行防控，例如，油水井如果出砂，就应该使用清砂，使用水力进行冲砂。使用相应的预防办法，例如，防砂管等。在落物出现卡钻的时候，对其进行打捞，如果不成功，就应该使用套铣或钻磨的办法，最终让油水井恢复正常的生产。套管出现卡钻的情况是因为把工具放在了套管损坏的地方，通常情况下是因为套管损坏造成的卡钻，防止其事故的发生，便是在进行分层作业以前通井，例如，出现套管损坏的时候，应该先进行修复，然后施工。就卡钻处理而言，应该根据施工的工序实施，防
《油水井增产增注技术》课程综合复习资料
《油水井增产增注技术》综合复习资料 一、名词解释 1.端部脱砂技术 端部脱砂技术是阻止裂缝的延伸，同时让缝扩张（增加缝宽）并被充填。大量支撑剂在缝前缘趁机，阻止缝进一步延伸时产生端部脱砂。因此，整个处理方法可以明显分为两个阶段：造缝阶段和缝拓宽、充填阶段。 2.脉冲放电 井下放电技术是在充满水或油水混合物的井里产生一定频率的高电压脉冲电波对地层激发周期性压力（放电瞬时压力可达50MPa）和强电磁场，利用产生的空化作用解除油层污染，并对地层造成微裂缝，其影响半径可达 0.5~10.0m，从而达到解堵、增产增注的目的。 3.水力振荡增产技术 水力震荡增产技术就是利用振动原理处理油层的技术。其基本原理是：以水力振动器作为井下震源下至处理井段，地面供液源按一定排量将工作液注入振动器内，振动器依靠流经它的液体来激励、产生水力脉冲波，对油层产生作用，实现振动处理油层。 4.SAGD SAGD技术是在接近油柱底部油水界面以上钻一口水平生产井，蒸汽通过该井上方与前者相平行的第二口水平井或一系列垂直井持续注入，从而在生产井上方形成蒸汽室。蒸汽在注入上升过程中通过多孔介质与冷油接触，并逐渐冷凝，凝析水和被加热的原油在重力驱替下泄向生产井并由生产井产出，即利用油层内高干度蒸汽与重油、水的密度差，不断扩大蒸汽腔、加热油层，使重油依靠重力下泄入生产井。 5.测试压裂 在逐步测试确定缝扩张压力和缝闭合压力上限后，采用测试压裂以更改或重新设计HPF处理方案。这个测试的关键时处理前的诊断测试。 6.防砂压裂 防砂压裂是指不进行井内砾石充填，单纯靠压裂作业起到防砂和解堵增产的作用。 7.视粘度 视粘度被定义为剪切应力与剪切速率的比值 8.流体效率（流动效率？） 在钻井、完井、采油与修井作业以及增产处理中常会导致油层的伤害，通常可以用流动效率来衡量这种伤害程度的大小 9.空化现象 一定频率的震动波会使液体中原有的或新生的气泡产生共振。在波的稀疏阶段，气泡迅速膨胀；在波的压缩阶段，气泡又很快破灭。在破灭的瞬间，气泡内部温度可高达几千摄氏度，压力达到几千大气压（1atm=101.325kpa），在破灭过程中所产生的加速度是中立加速度的几十倍，这种现象就是“空化现象”。 10.裂缝净压力 净压力是裂缝内任一点压力与闭合压力之差 11.液电效应
提高油水井作业质量和效益的措施探讨
提高油水井作业质量和效益的措施探讨 摘要：油水井是实现油田开发过程中挖潜增效的主要手段。本文介绍了当前油水井井下作业面临新的形势，分析了影响油水井作业质量和效益的因素，阐述了提高井下作业质量和效益的措施，实施后取得了良好的效果，具有一定的借鉴价值。 关键词：油水井作业质量和效益措施探讨 0 引言 众所周知，油水井井下作业，包括油井增产技术措施作业、油水井大修及油水井维护性作业，是油田开发过程中挖潜增效的主要手段。目前我国老油田开发的形势比较严峻，井下作业工作量成倍增加，但作业效果越来越差，尽快提升井下作业挖潜增效的功能是当前必须面对的一个重要问题。 1 油水井井下作业面临新的形势 经过数十年的开发，胜利油田各大油田已普遍油田进入高含水期开发阶段，油层情况变得越来越复杂。井下作业主要具有以下几个特点： 一是综合含水高（达90%以上），剩余油品位差，井筒动液面下降，深抽井数量增多，等等。这些情况要求井下作业必须采用更先进的技术措施，保证更高的施工质量，以提高作业和重复作业的效果。 二是老油区新开发的油田，多属于边际油田，开采难度很大。边际油田的储量都是难动用的储量，如何使这些难动用的资源变为有效、可动用的资源，要求井下作业必须采取特殊的措施。在油田开发初期就要投入力量挖潜增效。 三是老油田存在大量超期服役的油水井，套管老化、井筒变形等间题突出。油水井老化不仅增大了大修和维护性作业的难度，需要高新修井技术和极高的施工质量，而且加大了作业风险和作业的工作量。 四是施工队伍素质参差不齐，施工设备陈旧、老化，技术开发力量不足，不能适应油田开发的要求。 2 提高井下作业质量和效益的措施 2.1 优化方案 优化方案是作业施工的依据和挖潜增效的前提。一个作业施工方案，包括三个方面，即地质方案、工程设计和施工合同。方案的优劣决定着井下作业施工的水平和效果。因此，要求全面收集油藏、油水井及地面工程相关资料，认真进行
大修侧钻工程基础知识
第一章：大修、侧钻工程基础知识 王龙 第一节：大修、侧钻工艺简介 1大修工艺简介 大修即是利用一定的工具，采用一定的工艺措施处理油水井事故，恢复油水井正常的生产作业过程。大修工艺的发展，是伴随着油田开发时间的延长，采油工艺的发展而发展的。大修井工艺技术是采油工艺技术的一部分，从发展的观点看，大修井工艺技术将在钻井工艺的采油工艺的基础上，发展为一门独立的工艺技术。 油水井出现故障的原因很多，但归纳起来可分为潜在因素和后天因素两大类。潜在因素有地质和钻井原因，后天因素有油水井工作制度，增产措施及作业不当等原因。由于地质构造、内部胶结、孔隙中流体等因素可造成油水井出砂、出水、结蜡、结钙、套管变形，甚至套管穿孔、套管错断等后果；由于钻井井身结构设计不合理、固井质量不合格、套管质量差等因素可造成套管破裂、错断、不同层位之间相互窜通等后果；由于油水井工作制度不合理、增产措施强度过大，可造成油水井出水、出砂、套损卡钻后果； 作业不当是由于设计方案有误，入井流体与地层配伍性差，腐蚀性强，各类作业时违反技术标准或操作规程，造成掉、落、卡或对井身的伤害。任何井下事故都会影响油水井产量，严重时可造成停产，还可能影响邻近井的正常生产。大修的目的就是解除井下事故、恢复油水井产能，提高油水井利用率，使油田开发获得最大经济效益。大修工作内容是：井下故障诊断、复杂打捞、查封窜、找堵漏、挤灰封存层、修套取套换套、套管补贴、防砂、油水井报废等。随着油田不断开发，大修工艺技术的不断提高，大修作业内容也将不断完善。 2 侧钻工艺简介 侧钻即是在套管套损点以上某一合适深度位置固定一个导斜器，利用导斜器的导斜和造斜作用，使用专用工具在套管上开出一个窗口，并从此窗口钻出新的井眼，然后下尾管固井的施工工艺。从1882年美国钻成第一口侧钻井起，套管开窗侧钻工艺技术日趋成熟。目前，我国侧钻工艺、工具方面总体上接近世界先进水平。造成套管开窗侧钻的原因很多，主要有：套管严重破损、变形或错断；井下存在无法打捞出的井下落物； 开采老油田剩余油和取某一地层资料等。通过侧钻井使油井恢复生产，有利于提高开发效果，提高油井利用率，同时节约钻井费用和地面建设费用；通过侧钻井可以减缓水、气推进，延长无水开采期，改善驱油效果；通过侧钻井可以有效开发低渗油藏、裂缝型油藏和薄油藏。侧钻井生产工艺流程图：钻前准备——拆井口起管柱——装封井器试压——通井、洗井——挤封油层或漏失井段——套管试压——下导斜器座封——下铣锥开、修窗口——裸眼钻进（含随钻定位）——完井电测、通井、下尾管固井——钻灰塞测声放——通井、全井试压——甩钻搬家。 3大修、侧钻施工原则及施工组织 （1）施工原则：大修、侧钻工作原则是在大修侧钻过程中，严格执行技术标准和操作
水井解堵技术在欠注井中的应用
水井解堵技术在欠注井中的应用 摘要：目前欢西油田注水区块存在各种原因导致的欠注井有35口，日欠注量为2060方。采用常规酸化解堵效果不理想，针对这一情况，在分析油层堵塞原因的基础上，引进二氧化氯解堵技术。在严格的室内实验和矿场试验的情况下，证明了二氧化氯作为一种强氧化性可以有效地解除高分子聚合物、细菌、硫化亚铁等造成的堵塞，从而降低注水压力，提高水井注入量。该技术具有广阔的应用前景。 关键字：欢西油田水井欠注二氧化氯解堵 前言 目前欢西油田已进入开发中后期，由于前期向地层回注污水，以及某些增产、增注措施的影响，注水井井下状况变差，地层污染堵塞类型呈现复杂化、多样化，不仅存在碳酸盐垢、粘土颗粒无机物堵塞以及胶质、沥青质有机物堵塞，而且还会存在硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）以及高分子聚合物等的污染堵塞[1]。欠注井逐年增加，影响区块产量。常规酸化仅能解除绝大部分无机物对地层造成的渗透性损害，但对高分子聚合物、生物细菌及其代谢产物对地层的堵塞，效果较差。在具体分析油层堵塞原因的基础上，深入研究解堵工艺技术，引进二氧化氯解堵工艺，进行现场试验，取得了显著的效果。 一、欠注区块概况 目前锦州油田稀油注水区块存在各种原因导致的欠注井有35口，日欠注量为2060m3。中-低渗区块锦98（杜）、锦2-6-9（杜）的水井普遍存在欠注现象，主要由油层堵塞所致，堵塞原因复杂多样。 两个区块大部分水井都直接表现为井压高，注入量达不到配注要求。因此切实有效地解堵技术是恢复地层吸水能力的关键。 二、地层堵塞原因分析 造成地层堵塞的原因主要有： 1.钻井液固相颗粒侵入造成的孔隙机械堵塞； 2.修井液与地层流体不配伍产生乳化堵塞； 3.砂岩中某些粘土矿物（蒙脱石膨胀性最大、伊利石/绿泥石次之、高岭石几乎不膨胀）水化（地层水、外来水）膨胀、水化分散、运移堵塞油层孔隙[2]； 4.油井注水过程中，注入水中细菌群落、硫化物与原油中重质组分的混合物
井下关井之诱喷解堵
井下关井之诱喷解堵 常规压裂、酸化解堵措施对地层堵塞的油水井具有普遍性，但措施费用较高，同时压裂、酸化过程对地层伤害大。常规的隔采工艺主要是用来治理套损井，使其恢复产能，井下关井测压是利用常规的隔采工艺附加预制工作筒（带盲板）能更准确的测得地层的压力（封隔器座封封堵油套环空，预制工作筒封堵油管）。文章主要利用井下关井测压工艺对近井地带堵塞的油井进行诱喷解堵，关井测压时间由常规的7天延长至15-20天不等（因井的不同情况而定），封隔器解封时聚集的油层高压瞬间释放，对油层进行诱喷解堵，即测得了地层的压力，又起到措施解堵的作用，可谓一举两得，与常规的压裂、酸化解堵措施相比，其优点是投入少，对地层无污染，效益显著；其缺点是适用范围较小，局限性大，起钻诱喷时井喷风险高。 标签：诱喷解堵；井下关井；封隔器；屏蔽暂堵；负压；地层堵塞 1 常规解堵工艺概况 1.1 压裂解堵工艺 压裂工艺主要是利用液压传压的原理，在地面高压大排量泵组，以大大超过地层吸收能力的排量将具有一定粘度的液体向油层注入，使井筒内压力逐渐升高，当此压力超过井壁附近地应力的作用及岩石的抗张强度后，在井底附近地层中产生水平或垂直裂缝。为了使裂缝在停泵后保持张开状态，随压裂液注入的同时将具有一定比例的具有较高强度的固体颗粒作为支撑剂注入裂缝以支撑裂缝，形成足够长的、有一定强度及高度的填砂裂缝，使油气畅流入井。 压裂可对井底受到污染井起到解除堵塞作用，但压裂作业需提前研究油层内部结构、岩性、渗透率、孔隙度和油水饱和度，还需划分油层类型等多种因素，与措施效果直接相关，同时在压裂液选择方面要求较高，否则对地层会造成一定伤害，同时作业费用较高。 1.2 酸化解堵工艺 酸化工艺主要是依靠酸液与地层岩石反应，将地层岩石中部分或全部矿物、粘土颗粒等溶解，从而增大流体在井底附近地层的流动能力，达到解堵增产目的。酸化措施具有一定适应性，主要适用于近井地带无机堵塞为主的井，针对性较强，适用于泥质含量高，无机堵塞较严重、中高含水油井的解堵。但存在着酸液用量大，费用高，反排困难，对因初期压裂规模小、裂缝失效、注水长期不见效井适用性差。 1.3 常规解堵工艺的特点 常规压裂、酸化措施具有普遍适用性，同时应用效果较为明显，但作业周期
油水井大修工艺技术培训教材
油水井大修工艺技术编写：陈民 采油一厂工程技术大队2004年6月
目录一、套管损坏 （一）套管损坏的现象 （二）套管损坏的判断方法 （三）套管损坏的类型 二、解卡打捞工艺技术 （一）卡阻事故原因 （二）综合处理措施 三、套管整形与加固工艺技术 （一）机械式整形 （二）燃爆整形 （三）整形质量标准 （四）加固工艺 四、取换套管工艺技术 （一）套铣工具与其专用工具 （二）施工工序 (三) 工艺适用范围 （四）质量标准 五、侧钻技术 六、侧斜技术 七、大修、工程报废施工原则
油水井大修工艺技术 一、套管损坏的形式与分类 (一）套管损坏的现象 套管出现损坏的现象后，必须及时发现，妥善处理才能维护油水井井身结构的良好状况，确保油水井的正常生产。一般套管损坏，在油、水井的正常生产或进行井下作业施工中是可以通过仔细的观察，正确的分析以及进行仪器测量和实际探测是可以发现的，一般套管损坏都是有迹象的，当发现下列现象之一或几种出现时，就说明套管有损坏。 1、起、下井内钻具或井内管柱有遇阻现象； 2、进行洗井作业或冲砂时洗井液大量漏失； 3、生产过程中，出现井口压力下降，全井产液猛减； 4、井口地面附近冒油、冒水，或者井口油层套管下陷； 5、注水井在进行洗井时带出泥岩块。 6、注水井突然泵压下降，注水量大量增加； 7、进行套管试压，稳不住压力。 （二）套管损坏的判断方法 套管技术状况检测是油水井大修工艺措施的重要措施，它将为修井措施的制定和施工步骤、工具选择、完井方式等提供切实可行的依据。为修井施工设计和下步采取的措施可供必要的、可靠的参数，同时也将是修前、修后验收评价的重要依据。 套管技术状况检测常用工程测井法和机械法两种，工程测井法就是利用井径仪、井温与连续流量测井检测套管径向尺寸变化及套管腐蚀、孔洞、破裂、错断等的形状。机械法检测就是利用铅模对套管和鱼头状态和几何形状进行印
油田注水井的堵塞与解堵分析
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/4917691474.html, 油田注水井的堵塞与解堵分析 作者：徐曼 来源：《中国化工贸易·下旬刊》2017年第06期 摘要：随着经济发展，我国对于油气资源的需求量不断增加。为保证油气资源原有的高 产和稳产，油田注水成为开采油气资源的重要举措，即采用注水的方式增加井下石油的高度，这一方法降低了开采难度，提高了开采速度。但是随着开采时间延长和长期的注水工艺，油田注水井会因为水质不达标、配套设备老化、结垢等问题而引起堵塞使得油田注水井不能最大程度的发挥作用，不利于油气资源的开发使用。本文就引起油田注水井堵塞的原因及解决措施进行分析。 关键词：油田注水井；堵塞原因；解堵措施 1油田注水井堵塞原因分析 1.1水质不达标导致油田注水井堵塞 不同的部门，不同的用途为保证生产和生活质量对于水质的要求不同。油田注水井对于注入水的水质一直都有明确标准，主要从注入性、腐蚀性、配伍性三个方面进行衡量。 首先，在注入性方面，油田注水井注入的水达不到规定的注入性要求，无法到达指定岩层就不能有效的将油气高度提升。注入水井中的水不经监控检测，对于标准的衡量和监管力度低下，无法保证注入水井中的水质达到使用标准，是导致油田注水井堵塞的重要原因。注入水悬浮固体颗粒较少，无法下沉，水中油性颗粒较多，再加上岩层的吸入性较差，使得水的注入性达不到标准，引起堵塞。其次，油田注水井对于注入水的腐蚀性也有要求，一旦注入水井的水腐蚀性超过标准，就会引起对周边接触物的腐蚀，溶解物随水流经其配套设备，将其中的杂质带入，则会在棱角处沉积，造成堵塞。配伍性方面，注入油田的水达不到这个要求则会对储层造成伤害，影响水量从而引起堵塞。 1.2油田注水井配套设备老化是引起堵塞的一个重要原因 伴随开采时间的不断延长，注水量的增加对油田注水井的配套设备造成一定程度的损害。污水低压管线、注水站、注水高压管线、注水井的长期使用都会令设备本身磨损腐蚀加剧，老化的设备无论在结构还是质量上都会对油田注水井的正常工作效用降低，引起注入水量的减少和水流速度的减缓。再加上管理部门疏于对设备的检测，无法及时检查漏洞，水量流通减缓，水中杂质不断沉淀在设备接口或拐角处，逐渐堵塞注水井，注水井的功效如此便得不到有效发挥，配套设备在一开始帮助油田开采油气资源后随着本身的磨损老化发挥不到原来的贡献，而越来越成为整个系统运行的阻碍。 1.3油田注水井长期注水结垢堵塞油田注水井
油井解堵技术研究及应用
油井解堵技术研究及应用 【摘要】为保证油田持续高产稳产的需要，许多油田二次加密井数量增多。与此同时，新老油水井油层堵塞污染的情况也不同程度地表现出来，有些区块表现得相当严重。为提高油田的最终采收率，必须研究新的技术和方法，改善油层的渗透率。本篇论文就是通过查阅国内外有关油井解堵技术的论文文献，归纳总结了。 【关键词】油井解堵油层渗透率 近年来众多国内外专业人士致力于油井解堵技术的研究，开发研制了各种不同的解堵技术。根据油井地层特点和堵塞性质的不同，在采用解堵措施时，应针对具体情况，选择合适的解堵技术。 1 油井地层堵塞机理和特征 地层堵塞的特征是多方面的，几乎所有的井在堵塞前都有一定的前兆，如油井产液、产油、含水、动液面、地层压力、井底压力、出油剖面等方面都会有所显示，因此，识别地层是否堵塞是容易的，但要回答诸如堵塞的特征以及如何解堵等深层次的问题就显得较为困难。 1.1 油井堵塞机理 （1）历次作业对地层造成伤害。在油气田开发过程中，由于地层内岩石颗粒、流体成分非常复杂，外来的注入流体与地层接触会产生一些堵塞物，如钢铁的腐蚀、细菌繁殖产生的有害无机离子和细菌菌体及代谢产物，这些物质沉积在射孔炮眼周围或进入油层，使地层的渗透率大幅度下降。 （2）不合理的开采方式及生产参数导致油井堵塞。为了取得较高的原油产量，现场一般采用较大的生产参数，在用大压差生产过程中，会出现液面下降，产液能力下降的现象，这在一定程度上是由于地层中的微粒运移和流体运动阻力增加造成的。 （3）注入流体与地层流体不配伍。在开发和施工作业过程中，注入流体与地层流体不配伍可在地层内形成盐垢、乳化物或细菌堵塞，使孔隙吼道流通断面不断缩小，地层渗透率不断降低。 1.2 油井堵塞特征 （1）以堵塞成分看，具有一定的规律性。对于生产时间极短的井，堵塞物大多以有机物为主；对于生产时间较长，以往又进行多次增产措施的井，其堵塞物成分往往相当复杂，从总体上看，表现为有机物和无机物并存。
油水井大修侧钻工程承包合同
合同编号： ____________ 油水井大修侧钻工程承包合同 项目名称： __________________________________________________________________________________ 1 发包人（甲方）：中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司（）承包人（乙方）：___________________________________________________________________________ （承租人）
签订地点： ___________________________________________________________ 签订时间： __________________________________________________________ 油水井大修侧钻工程承包合同 发包人：中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司（_________________________ ）（以下简 称甲方） 承包人： ______________________________________________________________________________ （以下简称 乙方） 1、总则 依据《中华人民共和国合同法》、中国石油行业标准和中国石油长庆油田公司老油田综合治理部署，双方本着平等互利、诚实信用、等价有偿的原则，经双方协商一致，签订本合同。 2、工程概况 2.1 工程名称： _________________________________ 井大修井侧钻工程。 2.2 工程地点： ___________________________________ 。 2.3 工程内容：主要包括钻前工程、钻井工程。 2.3.1 钻前工程：包括钻井工程临时建设土地（包括道路、井场、生活区等）借用手续的办理及钻前工程（道路、井场、泥浆池、生产水源等）施工，钻井过程中的道路维修、井位坐标复测及完钻后泥浆池的填平等。 钻前道路：根据实际需要进行施工；行车路面宽6m,坡度小于30度，能保证各工序施工车辆 通行。井场大小：45m x 80m。 2.3.2 钻井工程：包括钻井设备及生活设施搬迁、安装及材料供应（含表层套管、套管及其附件购置及运输、切割起出老井水泥返高以上套管等），打悬空水泥塞、侧钻、钻井液、录井作业、 下套管、固井、完井等全部钻井工程。 2.4 工程期限：本工程自—年—月—日开工至______________ 年—月—日完工。 3技术要求和质量标准 3.1 钻井工程 3.1.1 井身质量合格率100%。 3.1.1.1造斜点从老井水泥返高以上50-100m开始；