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二氧化氯复合解堵技术

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氧化 复合 技术
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200 块 油 气 田 16卷第6期 文章编号:1005—8907(2009)06—112—03 二氧化氯复合解堵技术 余海棠 郝世彦 赵晨虹· 俞忠宝 陈 锐2 (1.延长油田股份有限公司开发部,陕西延安716001;2.延长油田股份有限公司西区采油厂,陕西志丹717504) 摘要针对特低渗透油层容易被堵塞污染、常规酸化解堵措施效率低下且有效期短的情况,在分析油层堵塞原因 (高分子聚合物、硫化亚铁及细菌等堵塞油层)的基础上,西区采油厂引进了二氧化氯复合解堵技术,有效解除了油层污染。 研究了二氧化氯的物理性能、解堵机理及室内基本性能,结果表明:二氧化氟是一种强氧化剂,可以有效解除油井的高分子 聚合物、硫化亚铁及细菌的堵塞。在合理选井的基础上,将其应用于现场,成功解除了地层堵塞,取得良好效果。 关键词二氧化氯;解堵;油井;现场应用 中图分类号: 文献标识码:A of u u 1.o.L an 16001,20o.17504,is of is is n to is on of of as by eS O he on of is a to by eS he on to it on of 西区采油厂所属油田均为特低渗透油田,油层物 性差,易被堵塞污染,导致减产甚至停产l】]。油田主要 使用土酸、盐酸进行酸化解堵增产,但只能解除大部分 无机物对地层造成的渗透率损害.对高分子聚合物、硫 化亚铁及细菌造成的堵塞解堵效果不明显。 针对以上情况,西区采油厂引进了二氧化氯复合 解堵技术,利用二氧化氯氧化性强、杀菌效率高的特点 来解除钻井液滤液、压裂液中有机高分子聚合物的堵 塞,溶除硫化亚铁,杀死细菌,达到解堵的目的[2]。该技 术在油井解堵上的应用效果明显,具有良好的推广应 用价值。 1油层堵塞原因 造成油层堵塞的原因很多.主要有以下4方面: 1)进行钻井、压井、水力压裂、堵水等施工作业时。 残留在近井地带的各种高分子聚合物(如丙 烯酰胺、胍胶等)堵塞油层 112 2)注入水中含有的细菌(如硫酸盐还原菌、铁细菌 等)在注水系统和地层中繁殖,除细菌本身会造成堵塞 外,由它们的代谢作用生成的H) 沉淀 物也堵塞油层 3)外来流体与地层水不配伍,生成 沉淀,造成油层堵塞。 4)随着开采时间的延长,原油中的蜡和胶质、沥青 质等析出造成油层堵塞。 2二氧化氯物性与解堵机理 2.1 物性[ 二氧化氯的分子式为结构式为 角116.5。。49 子外层含有19个电 收稿日期:2008—12—18;改回日期:2009—09—06。 作者简介:余海棠,男,1980年生,硕士,助理工程师,2007年毕 业于西安石油大学,现从事钻井、采油工艺的研究工作。电话: (0911)2918014,E—63.第海棠.等:二氧化氯复合解堵技术 2009年11月 子。键为8键,每个氧原子周围有2个电子对,氯 原子周围有一个电子对,其余5个电子对构成一个大 叮域内存在未成对的活泼奇电子,这种不常见的 分子具有极强的氧化性。 标准状态下二氧化氯为黄绿色气体,有氯的刺激 性气味,熔点一59℃,沸点11℃,密度1.64 g·m (0 c【=)。 二氧化氯气态和液态都不稳定,在空气中的体积分数 超过10%时就可能爆炸,应在阴冷、避光处保存。二氧 化氯易溶于水,溶解度相当于氯气的5倍,二氧化氯以 分子形式存在于水中,不易发生水解。水溶液呈淡黄 色,在碱性条件下处于稳定状态。在酸性条件下处于非 稳定状态,通常采用酸(F)作活化剂。 2.2解堵机理 二氧化氯复合解堵技术主要利用二氧化氯与“酸” 的协同作用,解除近井地带的无机物、高分子聚合物、 硫化亚铁及细菌等堵塞.达到解堵增产的目的。 稳定性的二氧化氯溶液进人地层后,在酸性环境 下被激活.迅速氧化降解在钻井、压裂、堵水等施中残留于近井地带的各种高分子聚合物(如聚丙烯酰胺、胍胶等),使其黏度大幅下降,流动性变好 而从地层排出,解除对地层的堵塞。 二氧化氯与地层中的硫化亚铁垢反应,生成可溶 性铁盐.防止硫化亚铁二次沉淀,同时消除酸化阶段产 生的有害气体硫化氢。 二氧化氯分子对细菌的细胞壁有强烈的吸附能力 与穿透能力,可有效氧化细胞壁内的酶,分解细胞蛋白 质的氨基酸,导致酞键(即氨基酸链)断裂,从而杀灭注 水系统中存在地层水中的微生物菌体,分解及清除其 黏稠分泌物。 二氧化氯复合解堵剂不但可以解除无机沉淀、蜡、 胶质及沥青质的堵塞,而且有效地解除了高分子聚合 物、细菌污染堵塞,疏通液流通道,从而达到解堵增产 的目的。 3室内试验结果 1)该解堵剂对高分子聚合物具有很强的破胶能 力。在70 条件下,0.5%的解堵剂可使聚丙烯酰胺凝 胶堵剂在2.5 于水溶液中,可使以胍 胶为主成分的压裂液、胍胶凝胶等黏度的下降率高达 90% 在60℃条件下,0.5%的解堵剂可使h 后黏度下降93%,聚丙烯酰胺黏度下降78%,聚丙烯 酸钾黏度下降86%。 2)该解堵剂具有低温度、短时间内杀灭细菌的能 力。35℃条件下,采用0.5%的解堵剂溶液对,接触时问为30 菌率为99.99%。 3)该解堵剂具有较强的清除硫化亚铁的能力,且 无硫化氢生成。35 油层地层水中加入 0.5%解堵剂,反应时间7 h,无黑色颗粒生成,地层水 变得澄清。 4 现场应用 4.1选井条件 在所选油井区域具备充足地层能量的基础上,满 足以下情况的油井均可以采用二氧化氯复合解堵剂进 行解堵。 1)因压裂液破胶不及时或不彻底,导致产量低的 压裂井 2)堵水过程中凝、冻胶类堵水剂对油层造成污染 堵塞,导致产液量严重下降的油井。 3)对应注水井注入的水质差,存在硫酸盐还原菌、 铁细菌及其代谢产物堵塞地层的低产井。 4)随着开采时间的延长,原油中蜡、胶质及沥青质 析出造成油层污染的油井。 4.2配液原则 根据需解堵油井的油层物理化学性质(岩石、油、 气、水性质)、油层厚度、井史资料、堵塞性质等,确定解 堵剂、前置酸、主体酸、隔离液等液体的配方及用量,要 求做到“对症下药”,确保施工成功。 4.3施工工艺 用活性水替出井内原油,起出井内管柱,用洗井液 彻底洗井一下油管探砂面,有砂冲砂至人工井底,无砂 则上提管柱至施工设计位置一连接地面流程,要求地 面试压15 替液一关井反应2 出残 酸一起出井筒管柱。按管柱设计要求下泵试抽、投产。 在施工中要准确记录施工压力和排量,绘出施工 压力曲线。在施工过程中和投产后,要认真录取和整理 资料,进行施工总结和效果分析。 4.4应用效果 、 西区采油厂2004年引进二氧化氯复合解堵技术, 至今累计作业763口,累计增油量5.52~10 t,平均单 井增油量为72.3 t。该技术主要应用于长2、长6油层, 投入产出比可达1:5.73。其中,长2油层改造后一个月 内平均单井增油大多在2.2 t·d 以上,单井增油量在 1.2~11.5 t·均单井增油量可达110 t;长6油层改 造后一个月内平均单井增油大多在1.6 t·d 以上,单 2009年 块 油 气 田 第增油量在1.1 t·d~,平均单井增油量可达75 t。 寨91—2井主力油层为长2,于2004年9月压裂 投产,投产初期产液量13 t·d~,产油量12 t·d~,含水 率7.7%。随着开采时期的延长,近井地带被污染堵塞, 产量逐步下降。至2006年8月,产液量3.5 t·d~,产油 量3 t·d~,含水率14.3%。分析认为:注入水携带的细 菌和原油中的蜡、胶质、沥青质的析出是造成油层堵塞 的主要原因,满足二氧化氯复合解堵的选井条件,于是 2006年8月19日采用该技术进行解堵。在施工中,共 挤注前置液7 m。,二氧化氯复合液12 m ,顶替液5 m 。 该井作业前后油井产量的对比如图1所示。 该井施工后产液量和产油量明显增加,作业后一 个月内平均增油6.3 t·d~,至2007年1月,该井平均增 产油量仍高达5.1 t·d~,增油周期为130 d,累计增油量 为350 t,投入产出比高达1:16,效果显著。 时间 5结论 1)二氧化氯复合解堵技术主要利用二氧化氯与 “酸”的协同作用来实现。 2)二氧化氯复合解堵技术较常规的酸化解堵效 果显著,在西区采油厂油井解堵上的应用效果明显, 具有良好的推广应用价值。 3)二氧化氯复合解堵技术对由高分子聚合物 (丙烯酰胺、胍胶等)、硫化亚铁、细菌(硫酸 盐还原菌、铁细菌等)、原油中蜡、胶质及沥青质造成 的污染解堵效果相当明显。 4)采用二氧化氯复合解堵技术解堵后的油井产量 递减率低,有效期长,具有良好的经济效益。 参 考 文 献 [1]张绍槐,罗平亚.保护储集层技术[M].北京:石油1996:118—215. [2]樊世忠,王彬.二氧化氯解堵技术[J].钻井液与完井液,2005,22(增 刊):113—116. [3]姜学明,刘明立,张学昌,等.二氧化氯与酸液协同解堵效果[J].石油勘探与开发,2002,29(6):103—104. 『41胡盛忠.石油工业新技术及标准规范手册:石油开采新技术及标准 规范『M].哈尔滨:哈尔滨地图出版社,2004:387—388. [5] 田兴国,吴彦川I,山其坤,等.二氧化氯在油田增产增注中的应用 [J].油田化学,1999,19(4):384—389. [6]覃忠校,黎石松,张兴建,等.二氧化氯复合解堵工艺的研究及应用 『J].石油钻探技术,2002,30(3):63—64. 图1 寨91—2井二氧化氯解堵前后油井产量对比 (编辑赵卫红) (上接第98页) 5结论 1)准确地预测过程前后井筒中的温度变化和压力 变化是工况分析的基础。 2)在工况分析计算中。引起管柱变形的主要原因 有管柱自身重量或打压引起的重力效应、压力变化引 起的鼓胀效应和温度变化引起的热膨胀效应等,对于 插管密封式坐封工况,还会产生较大的活塞效应。 3)温度和压力的变化所引起的管柱变形,在封隔 器已坐封的条件下将全部转化为轴向力,在对气井进 行压力和温度变化较大的施工(如酸化和压裂)时,必 须先对封隔器的安全性进行评价。 4)在打压坐封工况下,管柱受到的向下的轴向拉 最大,其中以坐封瞬问和打掉球座瞬间受到的轴向 拉力最大。因此,要对坐封和打掉球座时井口管柱的抗 拉强度进行校核。 5)封隔器的安全主要需要考虑低温高压下温度和 压力变化产生的向上的轴向力,主要包括酸化、压裂、 射孔等工况.当这个力很大时会影响封隔器的坐封。 参 考 文 献 [1] 曲占庆,董长银.影响高压注气管柱变形的主要因素及计算方法 [J].石油钻采000,22(1):53—55. [2]张钧,余克让,陈壁,等.海洋完井手册:下册[M].北京:石油社.1998:392—430. [3]饶文艺,陈飞,刘夏荣.牙哈23凝析气田一次完井的认识[J].石油 钻采工艺,2002.24(3):35—3"7. (编辑赵卫红)
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