CN106968639B - 一种治理油井中硫化氢的方法 - Google Patents
一种治理油井中硫化氢的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106968639B CN106968639B CN201710149121.6A CN201710149121A CN106968639B CN 106968639 B CN106968639 B CN 106968639B CN 201710149121 A CN201710149121 A CN 201710149121A CN 106968639 B CN106968639 B CN 106968639B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- hydrogen sulfide
- water
- solution
- oil
- 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
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 68
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 68
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000006872 improvement Effects 0.000 title abstract description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 56
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 53
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 50
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 45
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000003641 microbiacidal effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- 229940124561 microbicide Drugs 0.000 claims abstract description 18
- 239000002855 microbicide agent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- NFHFRUOZVGFOOS-UHFFFAOYSA-N palladium;triphenylphosphane Chemical compound [Pd].C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1 NFHFRUOZVGFOOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- RDBMUARQWLPMNW-UHFFFAOYSA-N phosphanylmethanol Chemical compound OCP RDBMUARQWLPMNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 239000003814 drug Substances 0.000 claims description 7
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- IVJRHZRBNOWCHU-UHFFFAOYSA-N [P].COS(O)(=O)=O Chemical compound [P].COS(O)(=O)=O IVJRHZRBNOWCHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 2
- 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 claims 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 28
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 14
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 12
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000009395 breeding Methods 0.000 description 4
- 230000001488 breeding effect Effects 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 230000001954 sterilising effect Effects 0.000 description 4
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 description 4
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 244000039328 opportunistic pathogen Species 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000000855 fungicidal effect Effects 0.000 description 2
- 239000000417 fungicide Substances 0.000 description 2
- -1 injectivity index Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000004060 metabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 2
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000005837 radical ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000019086 sulfide ion homeostasis Effects 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 206010016825 Flushing Diseases 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N aluminum;potassium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[K+] DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000512 ankerite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008436 biogenesis Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052958 orpiment Inorganic materials 0.000 description 1
- FWFGVMYFCODZRD-UHFFFAOYSA-N oxidanium;hydrogen sulfate Chemical compound O.OS(O)(=O)=O FWFGVMYFCODZRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052655 plagioclase feldspar Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035755 proliferation Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- 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
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Apparatus For Disinfection Or Sterilisation (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
本发明公开了一种治理油井中硫化氢的方法，包括以下步骤：（1）下硫化氢治理工艺管柱；（2）先用氢氧化钠溶液洗井，再用水洗井；（3）使用水试挤，18MPa下求吸水指数；（4）挤注硫酸盐还原菌抑制剂溶液，注入水顶替；油井的治理半径为2～4m；（5）挤注四羟甲基硫酸磷(THPS)杀菌剂溶液，注入水顶替；（6）关井反应10天，开井正常生产。本发明的方法，可有效去除硫化氢气体、硫化亚铁垢，可有效抑制地层中硫酸盐还原菌的生长，从而使得油井恢复正常生产。本发明的方法，填补了“由于注水原因导致地层硫化氢含量超标并进行治理”的空白，具有方法简单、可操作性强、有效实用等优点。
Description
技术领域
本发明涉及一种治理油井中硫化氢的方法，可降低油井中硫化氢含量、提高注水效果，可用于治理油井中硫化氢含量超标，属于油田开发技术领域。
背景技术
注水开发油藏在开发过程中，部分注入淸水中硫酸根离子含量高，在地层温度50～60℃时，温度压力适合硫酸盐还原菌的生长，细菌随注入水进入地层后，在合适的温度压力条件下，快速生长繁殖，在硫酸盐还原菌的生长代谢作用下，形成硫化亚铁垢并产生硫化氢气体，硫化氢含量超过一定数值时存在安全隐患，导致油井不能正常生产。如何降低硫化氢含量，提高注水效果一直是油田开发技术人员研究攻关的难题，迫切需要研究新的方法。
发明内容
针对上述现有技术，本发明提供了一种治理油井中硫化氢的方法。本发明的方法，集处理硫化氢气体、处理硫化亚铁垢、杀菌(硫酸盐还原菌)、抑菌(硫酸盐还原菌)于一体，可有效去除硫化氢气体、硫化亚铁垢，可有效抑制地层中硫酸盐还原菌的生长，从而使得油井恢复正常生产。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种治理油井中硫化氢的方法，包括以下步骤：
(1)下硫化氢治理工艺管柱：管柱底部下笔尖，上部接N80平式油管，使笔尖位于待治理油层中部；
(2)先用氢氧化钠溶液洗井，再用水洗井；洗井的目的是处理油井井筒内的硫化氢，使用液量为井筒容积的2～2.5倍；洗井结束时洗井返出液pH值为6.5～7.5；
进一步地，氢氧化钠溶液的浓度为硫化氢气体的浓度的2.5倍，且不低于25kg/10m3；具体应用时，可按照表1的标准实施；
表1治理硫化氢所需氢氧化钠浓度
(3)使用水试挤，18MPa下求吸水指数，测试施工时药剂正常注入量(指硫酸盐还原菌抑制剂溶液+四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的体积和，具体计算公式如下)；
(4)挤注硫酸盐还原菌抑制剂溶液，处理半径2.5～3.5m；注入水顶替；
进一步地，所述硫酸盐还原菌抑制剂溶液的浓度为3～5ppm；本发明所用硫酸盐还原菌抑制剂为天津泰瑞科环保科技有限公司生产的硫酸盐还原菌SRB杀菌剂；
进一步地，所述硫酸盐还原菌抑制剂溶液的用量计算公式为：V＝Лr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度(各参数单位按照行业惯用标准，即：体积单位为m3，半径单位为m，油层高度单位为m)；
(5)挤注四羟甲基硫酸磷(THPS)杀菌剂溶液(可购自苏州联雄精细化工科技有限公司)，处理半径1～2m；注入水顶替；
进一步地，所述四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的质量浓度为25％～30％；
进一步地，所述四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的用量计算公式为：V＝Лr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度；
(6)关井反应8～12天，开井正常生产。
本发明的方法，集处理硫化氢气体(氢氧化钠与硫化氢反应)、处理硫化亚铁垢(THPS能溶解硫化亚铁垢)、杀菌(硫酸盐还原菌)、抑菌(硫酸盐还原菌)于一体，可有效去除硫化氢气体、硫化亚铁垢，可有效抑制地层中硫酸盐还原菌的生长，从而使得油井恢复正常生产。经实践证明，可有效治理油井中硫化氢含量超标，提高注水效果，治理效果显著。本发明的方法，填补了“由于注水原因导致地层硫化氢含量超标并进行治理”的空白，具有方法简单、可操作性强、有效实用等优点。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步的说明。
下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
实施例1治理油井中硫化氢含量超标的方法
先确定硫化氢产生原因，再制定硫化氢治理方法，具体如下：
1、化验分析区块岩芯、油水矿物成分及注入水
通过对区块岩芯含硫矿物硫含量分析、地层所产油水硫含量的分析及注入水硫酸根离子的分析，确定硫化氢产生的原因。
(1)区块岩芯含硫矿物硫含量分析
为了解区块地层中是否含有形成硫化氢气体的母岩物质，取了该区块岩芯进行了X衍射全岩分析(表2)，进行了矿物鉴定，结果表明，发现储层中含有少量的黄铁矿，尽管其含量很低但对于整个储层来讲，其总量是不可低估的。
表2昌74块全矿物X射线衍射矿物含量分析结果
| 组分 | 石英 | 钾长石 | 斜长石 | 方解石 | 铁白云石 | 黄铁矿 | 粘土矿物 |
| 含量(％) | 53 | 13 | 26 | 3 | 2 | 1 | 2 |
(2)地层所产油硫含量分析
含硫有机化合物主要存在于生油岩的有机质、干酪根和原油之中。通过对区块原油含硫量的调查(表3)，发现该区块原油硫含量介于0.16％～0.35％，平均值为0.24％，属于低含硫原油。
表3昌74块原油硫含量统计表
| 序号 | 分析日期 | 井号 | 层位 | 密度 | 凝固点 | 硫含量 |
| 1 | 2014.07.31 | 昌74-1 | EK1 | 858.6 | 39 | 0.16 |
| 2 | 2015.01.14 | 昌74-3 | EK1+2 | 875.8 | 39 | 0.35 |
| 3 | 2014.08.14 | 昌74-4 | EK1 | 865.4 | 39 | 0.349 |
| 4 | 2015.03.14 | 昌74-N2 | EK1+2 | 888.1 | 38.5 | 0.3 |
| 5 | 2015.04.02 | 昌74-X9 | EK1 | 875.1 | 37 | 0.28 |
| 6 | 2015.10.07 | 昌74-11 | EK1 | 873.9 | 39 | 0.2 |
| 7 | 2016.04.16 | 昌74-X12 | EK1 | 864.9 | 31 | 0.18 |
| 8 | 2016.06.16 | 昌74-X13 | EK2 | 859.1 | 38.5 | 0.17 |
| 9 | 2016.05.22 | 昌74-X15 | EK1+2 | 856.3 | 38 | 0.17 |
| 平均 | 868.58 | 37.67 | 0.24 |
(3)地层所产水硫含量分析
水中的硫酸根离子一方面可以在硫酸盐还原菌作用下产生硫化氢气体，另一方面也可在高温条件下和烃类有机物质作用被还原生成硫化氢气体。为了解区块地层水中硫酸根离子的分布状况，取昌74-N2、昌74-3井的水样进行了水样分析，分析结果见表4和表5，两口井产出水含有极少量的硫酸根离子。
表4 CH74-N2油井水样分析
表5 CH74-3油井水样分析
(4)注入水硫酸根离子分析
为了解区块注入水中硫酸根离子的分布状况，取注入水水样进行分析，分析结果见表6，目前注入水中少量的硫酸根离子。
表6 CH74水井水样分析
2、分析地层温度及压力
区块地层压力、温度如表7所示。从表中可以看出，该区块油层中深在841.85～1043.5m，平均深度为1060.566m；由于油藏埋深浅，油层压力和温度较低，地层压力介于5.6～12.713MPa之间，平均地层压力为8.83MPa；地层温度在37.7～58.78℃之间，平均地层温度为45.78℃。该温度、压力比较适合硫酸盐还原菌繁殖。
表7昌74块地层压力、温度统计表
3、研究分析硫化氢产生原因
通过对注入水水样、昌74-N2油井和昌74-3油井产出水进行腐生菌和硫酸盐还原菌培养实验，结果表明，上述三种水样中均存在硫酸盐还原菌，其中注入水水样中硫酸盐还原菌浓度为45个/ml，为区块硫化氢生物成因提供了先决条件，并且该区块油藏为硫酸盐还原菌的繁殖提供了以下几方面便利：
(1)虽然注入水水样中硫酸盐还原菌含量较低，但对于常年注入到地层中的大量水来讲，其总量较高。
(2)注入水水样中含有大量的硫酸根离子，且地层原油中含有大量的硫，为硫酸盐还原菌的快速繁殖提供的充足的养料。
(3)区块平均地层温度为45.78℃，该温度为硫酸盐还原菌的繁殖提供了舒适的环境。
通过上述分析认为，注入水水样中的硫酸盐还原菌进入地层后，由于其具有充足的养料和舒适的环境，势必会大量繁殖，从而代谢生成硫化氢，这就是该区块硫化氢生成的主要原因。
4、实施硫化氢治理
(1)生产井井筒内治理硫化氢所需氢氧化钠浓度的确定
根据H2S+2NaOH＝Na2S+2H2O，氢氧化钠(100％)用量约为H2S的2.5倍。实际使用时，应根据硫化氢含量变化和洗井返出液pH值变化情况，增减氢氧化钠用量，保证洗井液为碱性，具体用量见表1。
(2)区块油井硫酸盐还原菌的治理范围
针对现场情况，对于硫酸盐还原菌的处理范围定位注水系统及近井地带处理，在杀菌的同时采取抑菌措施，抑制地层中硫酸盐还原菌的生长，通过对硫酸盐还原菌的处理以期达到抑制硫化氢的产生，设计处理半径3m。
(3)生产层位附近硫酸盐还原菌的治理
近井地带由于硫酸盐还原菌的滋生代谢以及硫化氢腐蚀产物的剥离及富集会在生产层位附近形成堵塞物，一方面滋生硫酸盐还原菌，另一方面会堵塞储层造成井底渗流能力下降、产能降低。主要堵塞及腐蚀产物为硫化亚铁，对于硫化亚铁使用常规酸化会产生大量的硫化氢气体，在作业中会造成安全隐患。使用THPS可有效溶解硫化铁垢，在作业过程中避免硫化氢的产生，是最优的选择药剂。
四羟甲基硫酸磷(THPS)是一种新型的杀菌剂，在国外油田注水系统及油井杀菌广泛应用，在国内应用较少。它对硫酸盐还原菌的异常有效性使之成为有硫化氢生成或抑制硫酸盐还原菌引起的腐蚀时所选用的杀生剂，最近发现THPS能溶解硫化亚铁垢，这进一步增强了其作为水处理杀生剂的有效性。
(4)硫化氢治理施工作业流程
①下硫化氢治理工艺管柱；
②先氢氧化钠溶液洗井后清水洗井，使用液量为井筒容积的2.5倍，氢氧化钠溶液的浓度为硫化氢气体的浓度的2.5倍，且不低于25kg/10m3，可按照表1的标准实施；洗井结束时洗井返出液pH值为7.5；
③使用下步施工用液数量的清水(25m3)试挤，18MPa下求吸水指数；
④挤注硫酸盐还原菌抑制剂溶液(浓度4ppm)20m3，处理半径3m，注入水顶替3m3(顶替3m3就是井筒容积，目的是把井筒内药剂挤入地层)；
⑤挤注四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液(质量浓度为30％)5m3，处理半径1.5m，处理炮眼及近井地带，注入水顶替3m3；
⑥关井反应10天，开井正常生产。
实例1东胜公司WBC74-X13井硫化氢治理及效果
(一)施工背景
WBC74-X13井单井控制储量15万吨，2009年2月投产，初期日液1.0吨，含水20％，2010年5月补孔孔一合采，初期日液7.0吨，含水45％，该井受昌74-更14注水受效明显(2010年10月起)，全井累油2670吨，水3212方。2012年9月10日测硫化氢超标为1300PPm，2012.11.10灰封关井。封井前日液9.0吨，日油4.2吨，含水53％。
(二)施工目的
利用地层硫化氢治理技术治理超标硫化氢，恢复生产，并最终提高油藏采收率。
(三)施工效果
该井于2016年3月24至4月3日实施硫化氢治理，施工严格按照上述实施例1设计参数执行，投产后日产油3.2吨，年累增油831吨，开发效果明显。
实施例2一种治理油井中硫化氢的方法
步骤如下：
(1)下硫化氢治理工艺管柱：管柱底部下笔尖，上部接N80平式油管，使笔尖位于待治理油层中部；
(2)先用氢氧化钠溶液洗井，再用水洗井；使用液量为井筒容积的2倍；洗井结束时洗井返出液pH值为7.0；氢氧化钠溶液的浓度为硫化氢气体的浓度的2.5倍，且不低于25kg/10m3；
(3)使用水试挤，18MPa下求吸水指数，测试施工时药剂正常注入量；
(4)挤注硫酸盐还原菌抑制剂溶液，处理半径3.5m；注入水顶替；
所述硫酸盐还原菌抑制剂溶液的浓度为5ppm；
所述硫酸盐还原菌抑制剂溶液的用量计算公式为：V＝Лr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度；
(5)挤注四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液，处理半径2m；注入水顶替；
所述四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的质量浓度为25％％；
所述四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的用量计算公式为：V＝Лr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度；
(6)关井反应12天，开井正常生产。
实施例3一种治理油井中硫化氢的方法
步骤如下：
(1)下硫化氢治理工艺管柱：管柱底部下笔尖，上部接N80平式油管，使笔尖位于待治理油层中部；
(2)先用氢氧化钠溶液洗井，再用水洗井；使用液量为井筒容积的2.5倍；洗井结束时洗井返出液pH值为7.5；氢氧化钠溶液的浓度为硫化氢气体的浓度的2.5倍，且不低于25kg/10m3；
(3)使用水试挤，18MPa下求吸水指数，测试施工时药剂正常注入量；
(4)挤注硫酸盐还原菌抑制剂溶液，处理半径2.5m；注入水顶替；
所述硫酸盐还原菌抑制剂溶液的浓度为3ppm；
所述硫酸盐还原菌抑制剂溶液的用量计算公式为：V＝Лr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度；
(5)挤注四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液，处理半径1m；注入水顶替；
所述四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的质量浓度为28％；
所述四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的用量计算公式为：V＝Лr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度；
(6)关井反应8天，开井正常生产。
上述虽然结合实施例对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。
Claims (8)
1.一种治理油井中硫化氢的方法，其特征在于：包括以下步骤：
（1）下硫化氢治理工艺管柱；
（2）先用氢氧化钠溶液洗井，再用水洗井；氢氧化钠溶液的使用液量为井筒容积的2～2.5倍；洗井结束时洗井返出液pH值为6.5～7.5；
（3）使用水试挤，18MPa下求吸水指数，测试施工时药剂正常注入量；
（4）挤注硫酸盐还原菌抑制剂溶液，处理半径2.5～3.5m；注入水顶替；
（5）挤注四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液，处理半径1～2m；注入水顶替；
（6）关井反应8～12天，开井正常生产。
2.根据权利要求1所述的治理油井中硫化氢的方法，其特征在于：所述步骤（1）下硫化氢治理工艺管柱的具体方式为：管柱底部下笔尖，上部接N80平式油管，使笔尖位于待治理油层中部。
3.根据权利要求1所述的治理油井中硫化氢的方法，其特征在于：所述步骤（2）中，氢氧化钠溶液的浓度为硫化氢气体的浓度的2.5倍，且不低于25 kg/10m3。
4.根据权利要求1所述的治理油井中硫化氢的方法，其特征在于：所述步骤（4）中，硫酸盐还原菌抑制剂溶液的浓度为3～5ppm。
5.根据权利要求1所述的治理油井中硫化氢的方法，其特征在于：所述步骤（4）中，硫酸盐还原菌抑制剂溶液的用量计算公式为：V=πr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度。
6.根据权利要求1所述的治理油井中硫化氢的方法，其特征在于：所述步骤（5）中，四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的质量浓度为25%～30%。
7.根据权利要求1所述的治理油井中硫化氢的方法，其特征在于：所述步骤（5）中，四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的用量计算公式为：V=πr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度。
8.一种治理油井中硫化氢的方法，其特征在于：步骤如下：
（1）下硫化氢治理工艺管柱：管柱底部下笔尖，上部接N80平式油管，使笔尖位于待治理油层中部；
（2）先用氢氧化钠溶液洗井，再用水洗井；使用液量为井筒容积的2～2.5倍；洗井结束时洗井返出液pH值为6.5～7.5；氢氧化钠溶液的浓度为硫化氢气体的浓度的2.5倍，且不低于25 kg/10m3；
（3）使用水试挤，18MPa下求吸水指数，测试施工时药剂正常注入量；
（4）挤注硫酸盐还原菌抑制剂溶液，处理半径2.5～3.5m；注入水顶替；
所述硫酸盐还原菌抑制剂溶液的浓度为3～5ppm；
所述硫酸盐还原菌抑制剂溶液的用量计算公式为：V=πr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度；
（5）挤注四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液，处理半径1～2m；注入水顶替；
所述四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的质量浓度为25%～30%；
所述四羟甲基硫酸磷杀菌剂溶液的用量计算公式为：V=πr2hФ，其中，V为溶液体积；r为处理半径；h为处理油层高度；Ф为该油层孔隙度；
（6）关井反应10天，开井正常生产。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710149121.6A CN106968639B (zh) | 2017-03-13 | 2017-03-13 | 一种治理油井中硫化氢的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710149121.6A CN106968639B (zh) | 2017-03-13 | 2017-03-13 | 一种治理油井中硫化氢的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106968639A CN106968639A (zh) | 2017-07-21 |
| CN106968639B true CN106968639B (zh) | 2018-06-29 |
Family
ID=59329990
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710149121.6A Active CN106968639B (zh) | 2017-03-13 | 2017-03-13 | 一种治理油井中硫化氢的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106968639B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111135689B (zh) * | 2019-12-26 | 2022-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抑制注水井酸化过程中硫化氢外逸的方法 |
| CN114622866B (zh) * | 2020-12-14 | 2024-03-19 | 中核内蒙古矿业有限公司 | 一种地浸矿山NaOH洗井工艺 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3796265A (en) * | 1972-06-07 | 1974-03-12 | J Eickmeier | Method for producing high hydrogen sulfide content gas wells |
| CN102775977A (zh) * | 2012-08-10 | 2012-11-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 蒸汽驱注入井抑制硫化氢生成及驱油降粘的处理剂与应用 |
| CN103466893A (zh) * | 2013-09-22 | 2013-12-25 | 金晨光 | 一种污水资源化综合处理系统 |
| CN105178937A (zh) * | 2015-06-26 | 2015-12-23 | 新疆新辰鼎盛石油工程有限公司 | 原油开采过程中脱除硫化氢的方法 |
| CN106566507A (zh) * | 2016-10-23 | 2017-04-19 | 中海油天津化工研究设计院有限公司 | 一种固体缓释硫化氢抑制剂及其制备方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6289988B1 (en) * | 2000-03-24 | 2001-09-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for management of industrial wastes |
-
2017
- 2017-03-13 CN CN201710149121.6A patent/CN106968639B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3796265A (en) * | 1972-06-07 | 1974-03-12 | J Eickmeier | Method for producing high hydrogen sulfide content gas wells |
| CN102775977A (zh) * | 2012-08-10 | 2012-11-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 蒸汽驱注入井抑制硫化氢生成及驱油降粘的处理剂与应用 |
| CN103466893A (zh) * | 2013-09-22 | 2013-12-25 | 金晨光 | 一种污水资源化综合处理系统 |
| CN105178937A (zh) * | 2015-06-26 | 2015-12-23 | 新疆新辰鼎盛石油工程有限公司 | 原油开采过程中脱除硫化氢的方法 |
| CN106566507A (zh) * | 2016-10-23 | 2017-04-19 | 中海油天津化工研究设计院有限公司 | 一种固体缓释硫化氢抑制剂及其制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106968639A (zh) | 2017-07-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101699026B (zh) | 一种低渗透油藏微生物采油方法 | |
| Reynolds | A technical playbook for chemicals and additives used in the hydraulic fracturing of shales | |
| US20100218950A1 (en) | Biocide for well stimulation and treatment fluids | |
| CN108822819A (zh) | 一种特低渗油田油水井复合酸解堵液 | |
| CN103748190A (zh) | 修井流体和用该流体修井的方法 | |
| CN106968639B (zh) | 一种治理油井中硫化氢的方法 | |
| CN104373094B (zh) | 一种低渗透油藏微生物采油复合制剂及其使用方法 | |
| MX2013011702A (es) | Metodo y composiciones para la recuperacion mejorada de petroleo. | |
| CN101240704A (zh) | 微生物吞吐采油方法 | |
| CN103154430A (zh) | 使用井液注入处理地下位点期间的流体流控制 | |
| Jenneman et al. | Sulfide removal in reservoir brine by indigenous bacteria | |
| CN107701156B (zh) | 一种利用微生物多糖体系进行单井吞吐采油的方法 | |
| Guo et al. | Progress of microbial enhanced oil recovery in China | |
| CN105985762B (zh) | 一种压裂液及其制备方法 | |
| CN108559481A (zh) | 一种低滤失酸化油田井用解堵液及其制备方法 | |
| CN107795307B (zh) | 一种稠油井内源微生物提高单井产量的方法 | |
| Evans et al. | Souring development associated with PWRI in a North Sea field | |
| CN111997582A (zh) | 一种油田采出液控硫的生物处理技术 | |
| CN111286313B (zh) | 一种硫酸钡锶垢生物除垢液及其除垢方法 | |
| CN102061154B (zh) | 一种纳米高效复合解堵液 | |
| US20140367088A1 (en) | Method of biological permeability modification of oil reservoirs using resident microorganisms and nutrient supplementation | |
| CN112877046B (zh) | 油井深层稠油解堵剂及其制备方法和使用方法 | |
| RU2527053C1 (ru) | Способ разработки трещинно-порового коллектора | |
| CN110513073B (zh) | 一种激活油藏内部微生物产生封堵作用的分段式激活剂注入方式 | |
| CN106609133A (zh) | 一种油井多体系长效防垢剂 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |