CN104343428B - 一种注水井地层结垢验证方法 - Google Patents
一种注水井地层结垢验证方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104343428B CN104343428B CN201310320049.0A CN201310320049A CN104343428B CN 104343428 B CN104343428 B CN 104343428B CN 201310320049 A CN201310320049 A CN 201310320049A CN 104343428 B CN104343428 B CN 104343428B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water injection
- injection well
- stratum
- water
- descaling agent
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 203
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 203
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 198
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 31
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000012795 verification Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 56
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 42
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical group [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 30
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 30
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Inorganic materials [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 21
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 13
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000013522 chelant Substances 0.000 claims description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical class NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 ammonia carboxylic acid Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- WOIHABYNKOEWFG-UHFFFAOYSA-N [Sr].[Ba] Chemical compound [Sr].[Ba] WOIHABYNKOEWFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 241000040710 Chela Species 0.000 claims 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 8
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- GJYLKIZKRHDRER-UHFFFAOYSA-N calcium;sulfuric acid Chemical compound [Ca].OS(O)(=O)=O GJYLKIZKRHDRER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001427 strontium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 201000004569 Blindness Diseases 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- SYZKBMPNHSQNHG-UHFFFAOYSA-N [Na].CC(O)=O.CC(O)=O.CC(O)=O.CC(O)=O.NCCN Chemical compound [Na].CC(O)=O.CC(O)=O.CC(O)=O.CC(O)=O.NCCN SYZKBMPNHSQNHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N ethene;sodium Chemical group [Na].C=C BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- RECVMTHOQWMYFX-UHFFFAOYSA-N oxygen(1+) dihydride Chemical compound [OH2+] RECVMTHOQWMYFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- DZCAZXAJPZCSCU-UHFFFAOYSA-K sodium nitrilotriacetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CC([O-])=O DZCAZXAJPZCSCU-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- NIAGBSSWEZDNMT-UHFFFAOYSA-M tetraoxidosulfate(.1-) Chemical compound [O]S([O-])(=O)=O NIAGBSSWEZDNMT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004457 water analysis Methods 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种注水井地层结垢验证方法,包括:步骤1,判断注水井地层是否结垢堵塞,如果是,执行步骤2,如果否,结束验证;步骤2,向所述注水井中加注不同种类的清垢溶液,并监控所述注水井的注水参数变化情况,根据所述注水参数变化情况,判断所述注水井地层的结垢类型。本发明实施例首先判断注水井地层是否结垢堵塞,然后向注水井中加注不同种类的清垢溶液,通过注水参数变化情况,从而及时有效的判断其结垢类型,使得针对此类型的结垢及时准确的采取相应清垢措施,大大增加了增注措施的成功率,可节省现场验证施工时间且提高效率,施工作业及时有效,降低了生产成本的同时,也能够及时有效的清除结垢。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发领域,特别涉及一种注水井地层结垢验证方法。
背景技术
当前石油开发过程中,注水开发是目前保持地层压力和提高采收率的主要手段之一,已经被国内外广泛采用,我国大部分油田也都采用注水开发的方式。然而我国的油田注水开发过程中存在许多亟待解决的问题,注水井地层结垢就是其中常见的问题之一。
在油田注水过程中,由于注水井地层中的水含钡、锶和钙离子,注入水中含硫酸根或碳酸氢根离子,二者在注水井地层中混合生成难溶硫酸钡锶垢和硫酸钙垢容易对地层堵塞,导致注水井压力升高、注不进或注不够。现有技术进行清垢解堵一般采用酸化、压裂等增注措施,但缺少在采取清垢解堵措施前结垢类型的验证阶段,不能及时有效确定产生堵塞的原因,盲目施工,从而带来诸多负面影响。
在实现本发明的过程中,发明人发现现有技术至少存在以下问题:
现有技术缺少结垢类型的验证阶段,对于注水井地层结垢类型无法及时有效做出现场判断,导致不能及时准确且有针对性的采取清垢措施,导致清垢针对性、准确性差,而且盲目清垢造成增注措施成功率低,形成施工无效作业,造成成本浪费的同时,也不能及时有效的清除结垢。
发明内容
为了解决现有技术对于结垢类型无法及时有效做出现场判断的问题,本发明实施例提供了一种注水井地层结垢验证方法。所述技术方案如下:
一种注水井地层结垢验证方法,所述注水井地层结垢验证方法包括:
步骤1,判断注水井地层是否结垢堵塞,如果是,执行步骤2,如果否,结束验证;
步骤2,向所述注水井中加注不同种类的清垢溶液,并监控所述注水井的注水参数变化情况,根据所述注水参数变化情况,判断所述注水井地层的结垢类型。
作为优选,所述步骤1具体包括:
步骤11,检测所述注水井的注水压力和注水流量;
步骤12,分别比较所述注水压力与正常压力值、所述注水流量与正常流量值,如果所述注水压力大于所述正常压力值,且所述注水流量小于正常流量值,则判定所述注水井地层结垢堵塞,如果相反,结束验证。
作为优选,所述清垢溶液通过清垢剂配制而成,所述清垢剂为碳酸钙清垢剂、硫酸钙清垢剂或硫酸钡锶清垢剂。
作为优选,所述步骤2具体包括:
步骤22,根据所述注水井的当前注水流量,利用所述清垢剂配制多种所述清垢溶液;
步骤23,向所述注水井地层挤注所述碳酸钙清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为碳酸钙结垢,如果所述注水压力和所述注水流量无变化,则执行步骤24;
步骤24,向所述注水井地层挤注所述硫酸钙清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为硫酸钙结垢,如果所述注水压力和所述注水流量无变化,则执行步骤25;
步骤25,向所述注水井地层挤注所述硫酸钡锶清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为硫酸钡锶结垢。
进一步地,所述步骤2还包括位于所述步骤22之前的步骤21:
步骤21,分析所述注水井中的水质及向所述注水井注入的水的水质,如果确定所述注水井中的水及向所述注水井注入的水含有能够形成所述结垢的离子,则执行步骤22,如果确定不含有所述离子,则结束验证。
作为优选,所述清垢溶液的浓度为8~15%。
进一步地,注入所述注水井地层的各种所述清垢溶液均为1-20m3。
作为优选,所述碳酸钙清垢剂采用酸,所述硫酸钙清垢剂采用氨基羧酸类螯合剂,所述硫酸钡锶清垢剂采用多氨羧酸类螯合剂。
作为优选,所述清垢溶液通过高压计量泵注入所述注水井地层。
进一步地,所述高压计量泵耐压30MPa、流量范围0.3~2m3/d、精度为0.1L/h。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是:
本发明实施例首先判断注水井地层是否结垢堵塞,然后向注水井中加注不同种类的清垢溶液,通过注水参数变化情况,从而及时有效的判断其结垢类型,使得针对此类型的结垢及时准确的采取相应清垢措施,大大增加了增注措施的成功率,可节省现场验证施工时间且提高效率,施工作业及时有效,降低了生产成本的同时,也能够及时有效的清除结垢。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案,下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的注水井地层结垢验证方法流程图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚,下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
如图1所示,本发明实施例提供了一种注水井地层结垢验证方法,所述注水井地层结垢验证方法包括:
步骤1,判断注水井地层是否结垢堵塞,如果是,执行步骤2,如果否,结束验证;
步骤2,向所述注水井中加注不同种类的清垢溶液,并监控所述注水井的注水参数变化情况,根据所述注水参数变化情况,判断所述注水井地层的结垢类型。
其中,本发明原理在于,当注水井地层发生堵塞,实际注水流量呈现大幅下降,但仍有一定注入量,在注水井井口,向注水井中挤注一定浓度的清垢溶液,随注水进入地层深部与地层中的垢进行螯合反应,将垢晶体溶解生成螯合离子溶于水中,解除固体颗粒对地层孔喉堵塞、改善渗流状况,使得注水井井口注水压力下降、注水流量上升时,表明清垢溶液与注水井地层结垢类型相适应,根据清垢溶液类型对应判断注水井地层结垢类型。
本发明实施例首先判断注水井地层是否结垢堵塞,然后向注水井中加注不同种类的清垢溶液,将注水井地层结垢类型和清垢溶液一一对应,通过注水参数变化情况,从而通过挤注的清垢溶液及时有效的判断其结垢类型,使得针对此类型的结垢及时准确的采取相应清垢措施,避免大型措施无效施工作业,大大增加了增注措施的成功率,可节省现场验证施工时间且提高效率,施工作业及时有效,降低了生产成本的同时,也及时有效的清除结垢。另外,在实施水质改性工程前确定其工艺的可行性,例如膜处理或化学处理,避免无效投资。本发明还可以对实验室内新研制的钡锶清垢剂,进行现场试验清垢效果,提供了现场实验数据,完善和补充了室内清垢效率评价的手段。
具体地,作为优选,所述步骤1具体包括:
步骤11,检测所述注水井的注水压力和注水流量;
步骤12,分别比较所述注水压力与正常压力值、所述注水流量与正常流量值,如果所述注水压力大于所述正常压力值,且所述注水流量小于正常流量值,则判定所述注水井地层结垢堵塞,如果相反,结束验证。
作为优选,所述清垢溶液通过清垢剂配制而成,所述清垢剂为碳酸钙清垢剂、硫酸钙清垢剂或硫酸钡锶清垢剂。
作为优选,所述步骤2具体包括:
步骤22,根据所述注水井的当前注水流量,利用所述清垢剂配制多种所述清垢溶液;
步骤23,向所述注水井地层挤注所述碳酸钙清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为碳酸钙结垢,如果所述注水压力和所述注水流量无变化,则执行步骤24;
步骤24,向所述注水井地层挤注所述硫酸钙清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为硫酸钙结垢,如果所述注水压力和所述注水流量无变化,则执行步骤25;
步骤25,向所述注水井地层挤注所述硫酸钡锶清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为硫酸钡锶结垢。
进一步地,所述步骤2还包括位于所述步骤22之前的步骤21:
步骤21,分析所述注水井中的水质及向所述注水井注入的水的水质,如果确定所述注水井中的水及向所述注水井注入的水含有能够形成所述结垢的离子,则执行步骤22,如果确定不含有所述离子,则结束验证。
其中,对注水井中的水质及向所述注水井注入的水的水质进行分析,如果可以确定出两种水中含有能够反应生成结垢的离子,即进行下一步具体结垢验证,然后注入对应的清垢剂进行清垢处理;如果通过分析得出,上述两种水中不含有能够形成结垢的相应离子,即该注水井并不具有产生结垢的条件,所以结束验证。
作为优选,所述清垢溶液的浓度为8~15%。
进一步地,注入所述注水井地层的各种所述清垢溶液均为1-20m3。
进一步地,所述碳酸钙清垢剂采用酸,所述硫酸钙清垢剂采用氨基羧酸类螯合剂,所述硫酸钡锶清垢剂采用多氨羧酸类螯合剂。其中,碳酸钙清垢剂主要为盐酸、甲酸、乙酸溶液,优选8~15%稀盐酸溶液;硫酸钙清垢剂主要为氨基羧酸类螯合剂,如乙二胺四乙酸钠、氮川三乙酸钠、氨基亚甲基膦酸溶液,优选8~15%稀乙二胺四乙酸钠溶液;硫酸钡锶清垢剂主要为多氨羧酸类螯合剂,如二乙烯三胺五乙酸钠、二乙烯三胺五乙酸钾溶液,优选8~15%稀二乙烯三胺五乙酸钾溶液。
作为优选,所述清垢溶液通过高压计量泵注入所述注水井地层。
进一步地,所述高压计量泵耐压30MPa、流量范围0.3~2m3/d、精度为0.1L/h。其中,一般利用高压计量泵将清垢剂溶液按照一定的顺序挤注到注水井地层中,反应36小时后监测注水压力和注水流量的变化。
在明确地层水和注入水的水质条件下,验证步骤可以直接选择注入对应的清垢剂进行验证,可节省现场验证施工时间和提高效率,如某区块地层水含钙离子,而注入水含硫酸根离子,这种情况则选择挤注硫酸钙清垢剂,无需进行碳酸钙垢型验证,对于硫酸钡锶垢型依次类推,无需进行前面两种垢型的验证。本方法对于地层结垢严重,导致注水压力升高、注水井井数多的开发区块,可以先进行部分井现场验证试验,验证结垢类型及清垢药剂选择的有效性,为地层清垢增注措施提供依据。
本发明实施例中,首先根据阀组间至注水井井口的管线走向及周围环境条件、确定本发明的安装位置,然后根据高压欠注井的日注水现状,按照清垢剂浓度8-10%设计调节加药装置高精度计量泵的挤注流量,开始挤注到注水井中,记录注水井流量及注水压力变化情况,一旦注水压力下降和注水流量增加时,根据加注清垢剂的类型判断结垢类型。
本发明实施例中,某区块采用注水开发高压欠注井约占总注水井15%左右,该区块由于地层堵塞原因复杂、影响因素众多,在进行措施增注时存在选井选层难度大、针对性差,因此造成了增注措施成功率低为40-50%,单井措施费20-30万元/口左右,如果在措施选择上不恰当将造成巨大成本浪费。利用本发明的注水井地层结垢验证方法确定地层是否为结垢堵塞、何种垢型堵塞,还是由于地层其它因素导致的,这样在增注措施时可以选择具有针对性增注技术,提供措施成功率至85%节约大量措施无效所耗费的成本。
某井实施复合射孔加爆燃压裂投注,油压15.0MPa、配注20m3、日注20m3,注水3个月后注水压力开始上升、注水量逐渐下降,6个月后注水压力上升至17.5MPa、实注5~6m3。根据水质分析资料和配伍性结果,怀疑该井地层结垢堵塞,开展了现场验证试验进一步确定地层是否结垢和结垢类型。根据本发明的实施步骤,首先挤注碳酸盐清垢剂1.5m3,未见到压力下降和流量上升;第二步挤注硫酸钙清垢剂1.5m3,未见到压力下降和流量上升;第三步挤注硫酸钡锶清清垢剂1.5m3,注水压力下降1.7MPa,瞬时流量由0.25m3/h变为0.83m3/h,折合日注20m3,达到配注,表明该井挤注硫酸钡锶清垢剂后,地层堵塞程度减轻、改善渗流通道,可以判断该井欠注的主要原因是地层结硫酸钡锶垢导致的堵塞。对该井进行了大规模的地层清垢增注措施,清垢剂解堵液60m3,措施后注水压力下降、达到配注,油压15.5MPa、配注20m3、日注20m3,有效期超过6个月。
某区块注水井80口,开发3年后注水压力普遍呈上升趋势,平均压力由15.2MPa上升至17.5MPa。水质分析显示,该区块地层水钡锶离子含量3000-5000mg/L,注入水硫酸根离子含量2000-4000mg/L,室内配伍实验表明硫酸钡锶含量为3500mg/L,注入水与地层水不配伍。为解决该区块注水压力日渐升高的问题,决定实施大型纳滤膜脱硫酸根装置现场试验,由于该设备投资大、工程量大,需要慎重考虑,特选定一批注水过程中压力升高的井,进行地层结垢现场验证试验;在该区块共进行了10口井现场验证试验,发现挤注硫酸钡锶清垢剂1.0-3.0m3后,注水压力下降1.0-3.2MPa,平均下降2.2MPa,通过现场结垢验证试验确定了该区块确实存在地层结硫酸钡锶垢,建立一套年处理72万立方米的纳滤膜脱硫酸根装置,投运一年后,见效注水井达到34口,平均注水压力下降1.5MPa,见效率为42%左右。一种注水井地层结垢现场验证方法为措施增注选井及重大水质改性试验选站提供一套行之有效的手段,大大提高各种试验的成功率。
上述本发明实施例序号仅仅为了描述,不代表实施例的优劣。
以上所述仅为本发明的较佳实施例,并不用以限制本发明,凡在本发明的精神和原则之内,所作的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种注水井地层结垢验证方法,其特征在于,所述注水井地层结垢验证方法包括:
步骤1,判断注水井地层是否结垢堵塞,如果是,执行步骤2,如果否,结束验证;
步骤2,向所述注水井中分别加注不同种类的清垢溶液,并监控所述注水井的注水参数变化情况,根据所述注水参数变化情况,判断所述注水井地层的结垢类型;
所述清垢溶液通过清垢剂配制而成,所述清垢剂为碳酸钙清垢剂、硫酸钙清垢剂或硫酸钡锶清垢剂,所述碳酸钙清垢剂包括盐酸溶液,所述硫酸钙清垢剂包括氨基羧酸类螯合剂,所述硫酸钡锶清垢剂包括多氨羧酸类螯合剂;
所述步骤2具体包括:
步骤22,根据所述注水井的当前注水流量,利用所述清垢剂配制多种所述清垢溶液;
步骤23,向所述注水井地层挤注所述碳酸钙清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为碳酸钙结垢,如果所述注水压力和所述注水流量无变化,则执行步骤24;
步骤24,向所述注水井地层挤注所述硫酸钙清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为硫酸钙结垢,如果所述注水压力和所述注水流量无变化,则执行步骤25;
步骤25,向所述注水井地层挤注所述硫酸钡锶清垢剂配置的清垢溶液,并观察清垢效果,如果所述注水压力下降、且所述注水流量上升,证明所述注水井地层为硫酸钡锶结垢。
2.根据权利要求1所述的注水井地层结垢验证方法,其特征在于,所述步骤1具体包括:
步骤11,检测所述注水井的注水压力和注水流量;
步骤12,分别比较所述注水压力与正常压力值、所述注水流量与正常流量值,如果所述注水压力大于所述正常压力值,且所述注水流量小于正常流量值,则判定所述注水井地层结垢堵塞,如果相反,结束验证。
3.根据权利要求1所述的注水井地层结垢验证方法,其特征在于,所述步骤2还包括位于所述步骤22之前的步骤21:
步骤21,分析所述注水井中的水质及向所述注水井注入的水的水质,如果确定所述注水井中的水及向所述注水井注入的水含有能够形成所述结垢的离子,则执行步骤22,如果确定不含有所述离子,则结束验证。
4.根据权利要求3所述的注水井地层结垢验证方法,其特征在于,所述清垢溶液的浓度为8~15%。
5.根据权利要求4所述的注水井地层结垢验证方法,其特征在于,注入所述注水井地层的各种所述清垢溶液均为1-20m3。
6.根据权利要求5所述的注水井地层结垢验证方法,其特征在于,所述碳酸钙清垢剂采用酸,所述硫酸钙清垢剂采用氨基羧酸类螯合剂,所述硫酸钡锶清垢剂采用多氨羧酸类螯合剂。
7.根据权利要求1-6任一项所述的注水井地层结垢验证方法,其特征在于,所述清垢溶液通过高压计量泵注入所述注水井地层。
8.根据权利要求7所述的注水井地层结垢验证方法,其特征在于,所述高压计量泵耐压30MPa、流量范围0.3~2m3/d、精度为0.1L/h。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310320049.0A CN104343428B (zh) | 2013-07-26 | 2013-07-26 | 一种注水井地层结垢验证方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310320049.0A CN104343428B (zh) | 2013-07-26 | 2013-07-26 | 一种注水井地层结垢验证方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN104343428A CN104343428A (zh) | 2015-02-11 |
CN104343428B true CN104343428B (zh) | 2017-07-07 |
Family
ID=52499814
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201310320049.0A Active CN104343428B (zh) | 2013-07-26 | 2013-07-26 | 一种注水井地层结垢验证方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN104343428B (zh) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104313432A (zh) * | 2014-10-24 | 2015-01-28 | 俞虹 | 一种自润滑耐磨减震合金 |
CN109882148B (zh) * | 2017-12-01 | 2021-11-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种在线分流酸化施工实时监测方法 |
CN111441748B (zh) * | 2018-12-27 | 2022-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种预测co2气驱油气井井筒结垢趋势的方法 |
CN114517661B (zh) * | 2020-11-20 | 2024-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水区块除垢措施的确定方法 |
CN115450583A (zh) * | 2022-09-29 | 2022-12-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种注水井底结垢堵塞的防护方法 |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2327855C2 (ru) * | 2006-07-27 | 2008-06-27 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ предотвращения образования гидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине |
CN101525986A (zh) * | 2009-04-20 | 2009-09-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油田注入水脱硫酸根防垢方法 |
US7918281B2 (en) * | 2007-03-06 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
CN102329012A (zh) * | 2011-07-24 | 2012-01-25 | 天津市瑞福驰化工有限公司 | 一种新型阻垢剂 |
CN102455333A (zh) * | 2010-10-18 | 2012-05-16 | 袁俊海 | 一种聚合物防垢剂合成工艺中剩余单体含量的测定方法 |
CN102828734A (zh) * | 2012-09-13 | 2012-12-19 | 西南石油大学 | 海上油田注水井在线单步法酸化技术 |
CN103043807A (zh) * | 2011-10-17 | 2013-04-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田硫酸钡锶阻垢剂及应用 |
CN103060840A (zh) * | 2013-01-25 | 2013-04-24 | 河北省电力建设调整试验所 | 一种电解海水制取次氯酸钠动态模拟试验方法 |
-
2013
- 2013-07-26 CN CN201310320049.0A patent/CN104343428B/zh active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2327855C2 (ru) * | 2006-07-27 | 2008-06-27 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ предотвращения образования гидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине |
US7918281B2 (en) * | 2007-03-06 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
CN101525986A (zh) * | 2009-04-20 | 2009-09-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油田注入水脱硫酸根防垢方法 |
CN102455333A (zh) * | 2010-10-18 | 2012-05-16 | 袁俊海 | 一种聚合物防垢剂合成工艺中剩余单体含量的测定方法 |
CN102329012A (zh) * | 2011-07-24 | 2012-01-25 | 天津市瑞福驰化工有限公司 | 一种新型阻垢剂 |
CN103043807A (zh) * | 2011-10-17 | 2013-04-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田硫酸钡锶阻垢剂及应用 |
CN102828734A (zh) * | 2012-09-13 | 2012-12-19 | 西南石油大学 | 海上油田注水井在线单步法酸化技术 |
CN103060840A (zh) * | 2013-01-25 | 2013-04-24 | 河北省电力建设调整试验所 | 一种电解海水制取次氯酸钠动态模拟试验方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
油田水碳酸钙结垢预测及实验验证;管丽等;《石油天然气学报》;20100228;336-338、342页 * |
油田硫酸盐垢除垢实验研究;郭丽梅等;《杭州化工》;20101231;17-18、21页 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN104343428A (zh) | 2015-02-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104343428B (zh) | 一种注水井地层结垢验证方法 | |
CN1247734C (zh) | 利用二氧化氯解堵剂对油田井的解堵方法 | |
CN107575183B (zh) | 一种用于注水井的调-解联作工艺方法 | |
CN108412473A (zh) | 一种注水井在线暂堵酸化方法 | |
CN106479477A (zh) | 一种胶囊化固体酸及其制备和应用 | |
CN103573235A (zh) | 注水井用不动管柱酸化降压增注工艺方法 | |
CN104481475B (zh) | 油井二氧化碳碳酸水吞吐增产方法 | |
CN107905767A (zh) | 一种注水井清防垢在线酸化方法 | |
CN111058824A (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
CN103422842A (zh) | 油井堵、调、洗工艺 | |
CN111335864A (zh) | 一种高渗非均质砂岩储层转向酸化方法 | |
CN103775023B (zh) | 一种低压油气井压井作法 | |
CN104178100A (zh) | 适用于水驱开采油田的多元调驱体系及调驱技术 | |
CN112143477B (zh) | 一种硅酸盐堵剂体系及其应用方法 | |
CN105525890B (zh) | 用于筛管完井水平井堵水的方法 | |
CN107288577A (zh) | 一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
CN115404062B (zh) | 一种pH值和温度双响应超分子凝胶暂堵剂及其制备方法和应用、暂堵转向压裂的方法 | |
CN106639977B (zh) | 一种采油过程中油井的选择性堵水方法 | |
CN109796952A (zh) | 一种用于井筒中防盐解堵的复合防盐生产方法 | |
CN106609133A (zh) | 一种油井多体系长效防垢剂 | |
CN211370367U (zh) | 一种注水井中性酸化解堵装置 | |
CN112708404B (zh) | 一种酸化用微乳液型暂堵剂及其制备方法和应用 | |
CN107218020A (zh) | 一种高渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
CN108487883A (zh) | 一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺 | |
CN112143479B (zh) | 一种低渗透油藏注水井不返排冲压酸化体系及制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |