CN111946309A - 耐低温油储层防冷伤害疏通剂 - Google Patents
耐低温油储层防冷伤害疏通剂 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111946309A CN111946309A CN202010794449.5A CN202010794449A CN111946309A CN 111946309 A CN111946309 A CN 111946309A CN 202010794449 A CN202010794449 A CN 202010794449A CN 111946309 A CN111946309 A CN 111946309A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- parts
- dredging
- agent
- temperature resistant
- 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.)
- Granted
Links
- 230000002595 cold damage Effects 0.000 title claims abstract description 19
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title claims abstract description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 63
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 22
- HBGGXOJOCNVPFY-UHFFFAOYSA-N diisononyl phthalate Chemical compound CC(C)CCCCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCCCCC(C)C HBGGXOJOCNVPFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 22
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 208000009084 Cold Injury Diseases 0.000 claims abstract description 7
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 74
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 22
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 12
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 12
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 10
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 10
- -1 dissolution Substances 0.000 claims description 8
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 4
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 2
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 abstract description 160
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 11
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract description 7
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract description 7
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 154
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 22
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 8
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 5
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 2
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100035474 DNA polymerase kappa Human genes 0.000 description 1
- 101710108091 DNA polymerase kappa Proteins 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002146 bilateral effect Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 description 1
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000009189 diving Effects 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 239000002075 main ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 150000003021 phthalic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Images
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
- 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
-
- 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
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明涉及一种耐低温油储层防冷伤害疏通剂。其技术方案是：主要有下列组分制成，按重量份：石蜡油3～23份，重整碳十溶剂油23～52份，白油15～55份，邻苯二甲酸二异壬脂11～31份，TX‑4乳化剂（烷基酚与环氧乙烷缩合物）0.25～3份组成。其有益效果是：该疏通剂为油溶性制剂，具有耐低温和防冷伤害的特点；该疏通剂能够快速的稀释、分散、溶解油储层中的有机堵塞物，恢复油储层的孔隙度，提高岩层的渗流能力，加快油水混合物在岩层中的运移速度，达到提高采收率增产的目的。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田采油领域注入井下的化学制剂，特别涉及一种耐低温油储层防冷伤害疏通剂。
背景技术
目前，各大油田遇到的减产问题，具体分析如下：
油储层阻流、注水压力升高问题：因原油重组分吸附力强，在油流孔道中沉积造成的阻流问题，使的油水混合物在油流孔道中流动性差、运移速度下降，导致减产问题。
含水上升、采油下降问题：油储层的平面非均质油岩层比较严重，由于油水混合物的运动粘度关系、采出时的背动力关系、以及流速的差距加大等问题，导致油储层的大孔道走水，中孔道流动性降低，微细孔道滞留的状况，从而出现采出量下降，含水比例上升的减产问题。
采油井采收率下降问题：随着采油井的生产时间延长，减产问题就更为突出。主要原因是油水混合物中的胶质、沥青质、蜡质、原油重组分的沉积增加，其与油流孔道的吸附力强，导致油流孔道渗流能力下降，油水混合物在岩层的运移速度受到影响，阻流/滞留问题加剧，造成的减产问题。
关停井再启动难：所谓的关停井多数为生产多年的老油井或低产油井，由于开采时间的延长，油水混合物中的胶质、沥青质、蜡质、原油重组分的沉积更为严重。因此导致关停井再启动困问题。
发明内容
本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种耐低温油储层防冷伤害疏通剂, 主要应用于油田采油区块油储层的油流孔道疏通，有效的解决油储层孔道的阻流问题，非均质岩层微细孔道滞留问题，近井地带胶质、沥青质、蜡质以及原油重组分沉积问题，采油筛管堵塞等；该疏通剂快速高效的稀释、分散、溶解有机堵塞物达到疏通作用，该疏通剂为油溶性制剂，并具有高渗透性、溶解性、分散稀释等功能，可以在零下-40℃低温的情况下正常实施疏通增产作业，解决了油田在严寒季节不能实施增产作业问题。
本发明提到的一种耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其技术方案是：主要由下列组分制成，按重量份：
石蜡油3～23份，重整碳十溶剂油23～52份，白油15～55份，邻苯二甲酸二异壬脂11～31份，TX-4乳化剂0.25～3份。
优选的，本发明的制备过程如下：
第一步：将重整碳十溶剂油23～52份加入高速分散设备，随后加入石蜡油3～23份；在常温、常压、密闭的条件下，使用1000～1200r/min的转速，快速分散30～45分钟，使其两种原料充分均匀成为混合溶液，然后加入搅拌设备备用；
第二步：将白油15～55份加入高速分散设备，随后加入邻苯二甲酸二异壬脂11～31份；在常温、常压、密闭的条件下，使用1000～1200r/min的转速，快速分散30～45分钟，使其两种原料充分均匀成为混合溶液，然后加入搅拌备用；
第三步：开启搅拌设备，将步骤一的混合溶液，与步骤二的混合溶液，使用60r/min低速搅拌；搅拌45～60分钟后，随后缓慢加入TX-4乳化剂0.25～3份；所有原料添加完成后持续搅拌30～45完成产品制备过程。
优选的，本发明的实施疏通作业的方式包括以下：
第一种方式：“一注多采的方式”
通过联合注水站，从一口注水井注入，按波段/批次向油层注入，耐低温油储层防冷伤害疏通剂缓慢向周边推移，逐步渗透、清理、疏通油层的微细孔道， 提高采油区块油层孔道的流通性，分解有机堵塞物和滞留物，使周边多口采油井受益采液量上升，从而达到提高采收率的增产效果；
第二种方式：“单井注入/反排的方式”
从采油区块选出因堵塞减产严重的问题井，从该油井注入，根据采油段的长短和作业半径，计算疏通剂的用量；按实施设计进行疏通剂注入作业，然后关停井约2～6小时后，开启反排；从而达到一种注入、稀释、溶解、分散、清理、疏通、反排的整个过程，由此来提高单井采收率达到增产的目的。
优选的，本发明主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
白油55份、邻苯二甲酸二异壬脂11份、石蜡油 8份、重整碳十溶剂油23份、TX-4乳化剂3份。
优选的，本发明主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
邻苯二甲酸二异壬脂27.5份、石蜡油3份、白油15份、重整碳十溶剂油52份、TX-4乳化剂2.5份。
优选的，本发明主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
白油19份、邻苯二甲酸二异壬脂31份、重整碳十溶剂油25.5份、TX-4乳化剂1.5份、石蜡油23份。
优选的，本发明主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
白油27.5份、邻苯二甲酸二异壬脂20份、重整碳十溶剂油47.5份、TX-4乳化剂0.25份、石蜡油4.75份。
优选的，本发明主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
白油17.5份、邻苯二甲酸二异壬脂12.5份、重整碳十溶剂油47.5份、TX-4乳化剂0.25份、石蜡油22.25份。
优选的，上述的TX-4乳化剂采用烷基酚与环氧乙烷缩合物。
另外，上述提到的石蜡油：是一种矿物油，是从原油分馏中所得到的无色无味的混合物，主要成分是C、H，化学元素符号是CxHy。重整碳十溶剂油：是石油炼化产品之一，通过催化、重整工艺所得，化学结构为C10类碳氢化合物。白油：是从石油精炼所得液态烃的混合物，主要为饱和的环烷烃与链烷烃混合物。邻苯二甲酸二异壬酯：为透明油状液体（简称DINP），分子式C26H44O4，是邻苯二甲酸酯类的一种。TX-4乳化剂：烷基酚与环氧乙烷缩合物，溶于油及其它有机溶剂，具有良好的乳化性能，作为亲油性乳化剂。
本发明的有益效果包括以下：
（一）耐低温性能：
该疏通剂为油溶性产品，其凝点达到零下-50℃左右，因此在低温环境下仍然可以注入油层实施疏通增产作业；由于疏通剂的溶解性能优越，所以有效避免了因低温注入造成的冷伤害问题，同时也解决极寒天气不能实施作业增产的问题；
（二）高闪点：
疏通剂的开口闪点高，用油品闪点仪实测为150.0℃～153.5℃（开口）闪点，远远高于危化品60℃（开口）闪点的标准；有效提高了该疏通剂在生产过程中、储存中、运输过程中、实施作业过程中的安全性能；
（三）渗透性强：
疏通剂由于密度、运动黏度、分子量的关系，以及同属油溶体系等特点，所以对油储层孔道中的有机堵塞物，有很好的稀释、渗透作用。同时也有效的提高了原油的运移流动性；
（四）溶解除污性能：
疏通剂的快速渗透性能有效的渗透了有机堵塞物，并将有机堵塞物稀释、分解的原理；高效快速的溶解油储层油流孔道中的有机堵塞物，同时降低油储层中的油水混合物的运动黏度，提高油水混合物在岩层中的运移速度，从而达到溶解、除污、疏通、提高采收率增产的目的；
（五）油层保护性能：
疏通剂为油溶性，不含强酸、强碱、有机氯、硫、及腐蚀性原料，对油储层中的油流孔道和井下设施无腐蚀性伤害，有效的保护了井下设备和筛管、油管、电潜泵等，也保护了油岩层，避免油储层因受腐蚀出砂带来的堵塞减产问题。
总之，该疏通剂能够快速的稀释、分散、溶解油储层中的有机堵塞物，恢复油储层的孔隙度，提高岩层的渗流能力，加快油水混合物在岩层中的运移速度，达到提高采收率增产的目的。
附图说明
图1是本发明的实施例1的注入井组以及受益井位分布图；
图2是室内模拟剥落有机堵塞物试验的准备对比照片；
图3是室内模拟剥落有机堵塞物试验的试验开始时的照片；
图4是室内模拟剥落有机堵塞物试验的试验初期的照片；
图5是室内模拟剥落有机堵塞物试验的试验中期的照片；
图6是室内模拟剥落有机堵塞物试验的试验后期的照片；
图7是室内模拟剥落有机堵塞物试验的试验完成后的对比照片。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1：本发明采用一注多采的方式，具体注入井组以及受益井位分布图，参照图1：
注入井组：
（王82）（王36-6）（王72-2）（王36-2）（53-6）注入井共计：5口
单边受益井：
（王53-1）（王53-4）（王53-7）（王36-4）（王82-1）（王82-2）
（王82-3）（王82-4）（王72-4）单边共计：9口井
双边受益井：
（王53-2）（王82-5）（王 36 ）（王36-1）（王36-3）（王36-5
（王36-7）（王36-8）双边共计：8口井
实施疏通方案制定：
根据该采油区块为低渗透油层的实际情况，结合采油厂提供的地质资料，以及生产台账等数据，经过与采油厂技术部门的沟通，共同研究判断后制定具体实施方案如下：
（1）疏通剂与油层回注水，间隔、段塞的方式注入。
（2）每次疏通剂的注入量与原注水站的注水量相同。
（3）第一次注入疏通剂一天，注入两天的回注水。
（4）第二次注入疏通剂一天，注入三天的回注水。
（5）第三次注入疏通剂一天，注入四天的回注水。
（6）第四次注入疏通剂一天，注入五天的回注水。
（7）第五次、第六次注入疏通剂与第四次相同间隔天数。
本次实施疏通作业周期为30天包括间隔注水时间在内，疏通作业期间观察注水站的注入压力下降情况，疏通作业完成后，统计受益井的增产情况，自增产之日起至产能回复到疏通作业前的产能为止，为增产周期也作为厂方的验收标准。
疏通剂配方调整：
本疏通剂针对该采油区的油质、地质资料、生产台账等数据分析后，制定了疏通剂比例配方如下：
配方比例为重量份，白油55份、邻苯二甲酸二异壬脂11份、石蜡油 8份、重整碳十溶剂油23份、TX-4乳化剂3份，TX-4乳化剂采用烷基酚与环氧乙烷缩合物。
对应受益井号如下表格
实施作业后根据数据计算：
实施疏通前日产油量为：152.51 m3/d
实施疏通后日产油量为：283.29 m3/d
每日新增产原油量为：130.78 m3/d
实施疏通作业后，同比提高采收率为：85.75％，持续增产长达16个月之久。
实施例2，本发明采用单井注入/反排的方式：
根据每口采油井的实际情况，结合采油厂提供的地质资料，以及生产台账等数据。经过与采油厂技术部门的沟通，共同研究判断后制定具体实施方案如下。
设计疏通剂的总注入量：
（1）按采油井的井深、采油段的长短、疏通的波及半径计算。
（2）总注入体积 *0.25～3为油层饱和用量，饱和用量 *0.5～2为非均质油层流失量。
（3）油层饱和量 + 非均质油层流失量 = 设计注入总量。
实施疏通方案为：
（1）疏通剂与油层回注水，间隔、段塞的方式注入。
（2）第一段注入疏通剂，注入量为设计总量的60％，关井1～2小时。
（3）第二段注入油层回注水，回注水的用量为第一段疏通剂用量的50％。
（4）第三段注入剩余的疏通剂40％，关井1～2小时。
（5）第四段根据井深和套管体积计算出相同的顶替液（油层回注水），注入后关井2～6小时后开启采油井反排，疏通作业完成。
根据采油井采出的油质、地质资料、生产台账等数据分析后，制定疏通剂配方如下：
配方比例为，邻苯二甲酸二异壬脂27.5份、石蜡油3份、白油15份、重整碳十溶剂油52份、TX-4乳化剂2.5份。
疏通作业前/后产能对比单井注入如下表格：
实施疏通后测产办法及总结
初始产能定义：
实施疏通作业前五个生产日的产能平均值为，包括采油量、采出水量、油/水比数据等为原始产能。
疏通后增产定义：
开井第一天为反排期，不作为增产数据计算。自第二天起至五个生产日内的产能平均值，包括采油量、采出水量、油/水比数据等为疏通后的增产产能。
实施疏通后增产总结：
本次疏通作业6口油井，合计五日采出953.05(m3/d)，增产原油755.65(m3/d)，单日增产151.13(m3/d)。含水下降26.5％，提高采收率65.68％。
实施例3，高含水井或低产能井
随着油田开采的年限增长，如高含水油井、低产能油井等数量的增加，也称为老化井。
由于采油区块油层多数为平面非均质油层。随着采油井开采生产的时间延长，原油的重组分沉积越是严重，同时也加剧了有机堵塞物对油流孔道的吸附力增强，因此导致近井地带大孔道走水，微细孔道堵塞或滞留的问题。
根据不同采油区块的原油组分如：胶质、沥青质、蜡质等含量的多少制定不同比例的疏通剂配方，以保证疏通后的增产目的。疏通剂调整为，白油19份、邻苯二甲酸二异壬脂31份、重整碳十溶剂油25.5份、TX-4乳化剂1.5份、石蜡油23份。
根据采油井的井深、采油段的长短、采液量的多少、油/水比、以及生产台账等数据综合研究判断，制定实施疏通方案如下：
实施方案为疏通剂分批次注入，将设计注入疏通剂总量均分为3～6份。每注入一份/批次需关井1～2小时，以此类推将其他份/批次的疏通剂注入井下。最后根据井深、套管体积计算出相同当量的顶替液（油层回注水），注入后关井2～6小时后开启采油井反排，疏通作业完成。
实施疏通作业的采油井号如下图：
实施疏通后测产办法及总结
初始产能定义：
实施疏通作业前五个生产日的产能平均值为，包括采油量、采出水量、油/水比数据等为初始产能。
疏通后增产定义：
开井第一天为反排期，不作为增产数据计算。自第二天起至五个生产日内的产能平均值，包括采油量、采出水量、油/水比数据等为疏通后的增产产能。
实施疏通后增产总结：
本次疏通作业9口油井，合计采出原油 2339.2(m3/d)，增产原油 2111.75(m3/d)，单日增产 422.35(m3/d)。含水下降48.44％，提高采收率90.27％。
实施例4：老化井关停再启动
随着油田开采的年限增长，有许多低产能油井也称为老化井。由于各种原因关停几个月至几年不等，当再次开启的时候非常困难，采油区块油层多数为平面非均质油层，随着采油井开采生产的时间延长，原油的重组分沉积越是严重，同时也加剧了有机堵塞物对油流孔道的吸附力增强，因此导致近井地带大孔道走水，微细孔道堵塞或滞留的问题。
根据不同采油区块的原油组分如：胶质、沥青质、蜡质等含量的多少制定不同比例的疏通剂配方，以保证疏通后的增产目的。疏通剂调整为，白油27.5份、邻苯二甲酸二异壬脂20份、重整碳十溶剂油47.5份、TX-4乳化剂0.25份、石蜡油4.75份。
根据采油井的井深、采油段的长短、采液量的多少、油/水比、以及生产台账等数据综合研究判断，制定实施疏通方案如下：
实施方案为疏通剂分批次注入，第一批次为注入总量的40％，注入后关井1～2小时，第二批次为注入总量的30％，第三批次为注入总量的20％，第四批次为注入总量的10％，。最后根据井深、套管体积计算出相同当量的顶替液（油层回注水），注入后关井2～6小时后开启采油井反排，疏通作业完成。
实施疏通作业的采油井号如下图：
实施疏通后测产办法及总结如下：
初始产能定义：
实施疏通作业前五个生产日的产能平均值为，包括采油量、采出水量、油/水比数据等为初始产能。
疏通后增产定义：
开井第一天为反排期，不作为增产数据计算。自第二天起至五个生产日内的产能平均值，包括采油量、采出水量、油/水比数据等为疏通后的增产产能。
实施疏通后增产总结：
本次疏通作业3口油井，合计5日采出原油 933.9(m3/d)，5日3口油井增产原油 915.3(m3/d)，平均单日3口油井增产 183.06m3/d)。含水下降62.33％，提高采收率98％。
实施例5：旧井挖潜项目
在西北部油田多数为超低渗透油层，随着开采周期延长，有许多低产能油井也称为旧井。由于关停的时间约在几个月至几年不等，当再次开启的时候非常困难，采油区块油层多数为平面非均质油层，原油的重组分沉积，有机堵塞物对油流孔道的吸附力增强，因此导致近井地带有机滞留物增加，微细孔道堵塞或滞留严重。
根据不同采油区块的原油组分如：胶质、沥青质、蜡质等含量的多少制定不同比例的疏通剂配方，以保证疏通后的增产目的。疏通剂调整为，白油17.5份、邻苯二甲酸二异壬脂12.5份、重整碳十溶剂油47.5份、TX-4乳化剂0.25份、石蜡油22.25份。
根据采油井的井深、采油段的长短、采液量的多少、油/水比、以及生产台账等数据综合研究判断，制定实施疏通方案如下：
实施方案为疏通剂分批次注入，第一批次为注入总量的10％，注入后关井1～2小时，第二批次为注入总量的20％，第三批次为注入总量的30％，第四批次为注入总量的40％，。最后根据井深、套管体积计算出相同当量的顶替液（油层回注水），注入后关井2～6小时后开启采油井反排，疏通作业完成。
实施疏通作业的采油井号如下图：
实施疏通后测产办法及总结如下：
初始产能定义：
实施疏通作业前五个生产日的产能平均值为，包括采油量、采出水量、油/水比数据等为初始产能。
疏通后增产定义：
开井第一天为反排期，不作为增产数据计算。自第二天起至五个生产日内的产能平均值，包括采油量、采出水量、油/水比数据等为疏通后的增产产能。
实施疏通后增产总结：
本次疏通作业5口油井，合计5日5口井采出原油 2063.15(m3/d)，5日增产原油1939.90(m3/d)，平均单日5口井增产387.98m3/d)。含水下降60％，提高采收率94.03％。
本发明用于室内检测的疏通剂的疏通效率综合数据表如下：
本发明疏通剂室内模拟剥落有机堵塞物试验如下：
一、模拟试验准备：照片参照图2；
使用金属挂片加热后涂抹10＃沥青代表有机堵塞物，同时选用一个同类产品，在室内自然温度约在16℃～20℃情况下，做有机堵塞物剥离试验。
二、模拟试验开始：照片参照图3；
放入涂抹沥青的挂片放入后，约2～3分钟，沥青开始脱落。
三、模拟试验初期：照片参照图4；
该疏通剂的渗透性较强，沥青挂片已近由外向内，逐步渗透、稀释、剥离下来。
四、模拟试验中期：照片参照图5；
模拟试验中期大约15～20分钟，该疏通剂对有机堵塞物的剥离达到80％以上，效果非常理想。
五、模拟试验后期：照片参照图6；
模拟剥离有机堵塞物的试验后期大约25～30分钟，金属挂片上的涂抹的沥青基本全部剥离下来，无明显的残留。
六、模拟试验完成：照片参照图7；
疏通剂剥离有机堵塞物模拟试验，大约30～35分钟完成。本试验体现了疏通剂的高效、快速、自然温度下的优越性能。
总之，本发明能够快速的稀释、分散、溶解油储层中的有机堵塞物，恢复油储层的孔隙度，提高岩层的渗流能力，加快油水混合物在岩层中的运移速度，达到提高采收率增产的目的。
以上所述，仅是本发明的部分较佳实施例，任何熟悉本领域的技术人员均可能利用上述阐述的技术方案加以修改或将其修改为等同的技术方案。因此，依据本发明的技术方案所进行的任何简单修改或等同置换，尽属于本发明要求保护的范围。
Claims (9)
1.一种耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：主要由下列组分制成，按重量份：
石蜡油3～23份，重整碳十溶剂油23～52份，白油15～55份，邻苯二甲酸二异壬脂11～31份，TX-4乳化剂0.25～3份。
2.根据权利要求1所述的耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：其制备过程如下：
第一步：将重整碳十溶剂油23～52份加入高速分散设备，随后加入石蜡油3～23份；在常温、常压、密闭的条件下，使用1000～1200r/min的转速，快速分散30～45分钟，使其两种原料充分均匀成为混合溶液，然后加入搅拌设备备用；
第二步：将白油15～55份加入高速分散设备，随后加入邻苯二甲酸二异壬脂11～31份；在常温、常压、密闭的条件下，使用1000～1200r/min的转速，快速分散30～45分钟，使其两种原料充分均匀成为混合溶液，然后加入搅拌备用；
第三步：开启搅拌设备，将步骤一的混合溶液，与步骤二的混合溶液，使用60r/min低速搅拌；搅拌45～60分钟后，随后缓慢加入TX-4乳化剂0.25～3份；所有原料添加完成后持续搅拌30～45完成产品制备过程。
3.根据权利要求1所述的耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：其实施疏通作业的方式包括以下：
第一种方式：“一注多采的方式”
通过联合注水站，从一口注水井注入，按波段/批次向油层注入，耐低温油储层防冷伤害疏通剂缓慢向周边推移，逐步渗透、清理、疏通油层的微细孔道， 提高采油区块油层孔道的流通性，分解有机堵塞物和滞留物，使周边多口采油井受益采液量上升，从而达到提高采收率的增产效果；
第二种方式：“单井注入/反排的方式”
从采油区块选出因堵塞减产严重的问题井，从该油井注入，根据采油段的长短和作业半径，计算疏通剂的用量；按实施设计进行疏通剂注入作业，然后关停井约2～6小时后，开启反排；从而达到一种注入、稀释、溶解、分散、清理、疏通、反排的整个过程，由此来提高单井采收率达到增产的目的。
4.根据权利要求1所述的耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
白油55份、邻苯二甲酸二异壬脂11份、石蜡油 8份、重整碳十溶剂油23份、TX-4乳化剂3份。
5.根据权利要求1所述的耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
邻苯二甲酸二异壬脂27.5份、石蜡油3份、白油15份、重整碳十溶剂油52份、TX-4乳化剂2.5份。
6.根据权利要求1所述的耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
白油19份、邻苯二甲酸二异壬脂31份、重整碳十溶剂油25.5份、TX-4乳化剂1.5份、石蜡油23份。
7.根据权利要求1所述的耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
白油27.5份、邻苯二甲酸二异壬脂20份、重整碳十溶剂油47.5份、TX-4乳化剂0.25份、石蜡油4.75份。
8.根据权利要求1所述的耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：主要由以下较佳的组分制成，按重量份：
白油17.5份、邻苯二甲酸二异壬脂12.5份、重整碳十溶剂油47.5份、TX-4乳化剂0.25份、石蜡油22.25份。
9.根据权利要求1-8中任一项所述的耐低温油储层防冷伤害疏通剂，其特征是：所述的TX-4乳化剂采用烷基酚与环氧乙烷缩合物。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010794449.5A CN111946309B (zh) | 2020-08-10 | 2020-08-10 | 耐低温油储层防冷伤害疏通剂 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010794449.5A CN111946309B (zh) | 2020-08-10 | 2020-08-10 | 耐低温油储层防冷伤害疏通剂 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111946309A true CN111946309A (zh) | 2020-11-17 |
| CN111946309B CN111946309B (zh) | 2022-10-04 |
Family
ID=73333404
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010794449.5A Active CN111946309B (zh) | 2020-08-10 | 2020-08-10 | 耐低温油储层防冷伤害疏通剂 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111946309B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113773817A (zh) * | 2021-09-23 | 2021-12-10 | 荆州嘉华科技有限公司 | 一种具有低温流动性的油基钻井液乳化剂 |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN2122931U (zh) * | 1991-08-26 | 1992-11-25 | 尚全发 | 油井用除垢排油装置 |
| CN1090314A (zh) * | 1993-12-29 | 1994-08-03 | 胜利石油管理局桩西采油厂 | 深油井高温乳液型防蜡剂及其配制方法 |
| US20060258555A1 (en) * | 2005-05-12 | 2006-11-16 | The Lubrizol Corporation | Oil-in-water emulsified remover |
| CN101547999A (zh) * | 2006-12-22 | 2009-09-30 | 科莱恩金融(Bvi)有限公司 | 聚合物型油添加剂的分散体 |
| CN103074046A (zh) * | 2011-10-25 | 2013-05-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于清除油基钻井液滤饼的完井液及制备方法 |
| WO2014197110A1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Camphor and alpha-olefin for inhibiting or dissolving asphaltene or paraffin deposits |
| US20150197683A1 (en) * | 2014-01-16 | 2015-07-16 | Elevance Renewable Sciences, Inc. | Olefinic Ester Compositions and Their Use in Oil- and Gas-Related Applications |
| CN104946222A (zh) * | 2014-03-24 | 2015-09-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井用油基清蜡剂 |
| CN105814112A (zh) * | 2013-08-26 | 2016-07-27 | 萨索尔化学品（美国）有限公司 | 基于脂族聚碳酸酯的表面活性剂 |
| CN107652955A (zh) * | 2017-10-12 | 2018-02-02 | 中国海洋石油总公司 | 一种高效环保稠油有机垢分散解堵体系及其制备方法 |
| CN109897617A (zh) * | 2019-04-23 | 2019-06-18 | 杭州攻守道贸易有限公司 | 一种高效油井清蜡剂 |
-
2020
- 2020-08-10 CN CN202010794449.5A patent/CN111946309B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN2122931U (zh) * | 1991-08-26 | 1992-11-25 | 尚全发 | 油井用除垢排油装置 |
| CN1090314A (zh) * | 1993-12-29 | 1994-08-03 | 胜利石油管理局桩西采油厂 | 深油井高温乳液型防蜡剂及其配制方法 |
| US20060258555A1 (en) * | 2005-05-12 | 2006-11-16 | The Lubrizol Corporation | Oil-in-water emulsified remover |
| CN101547999A (zh) * | 2006-12-22 | 2009-09-30 | 科莱恩金融(Bvi)有限公司 | 聚合物型油添加剂的分散体 |
| CN103074046A (zh) * | 2011-10-25 | 2013-05-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于清除油基钻井液滤饼的完井液及制备方法 |
| WO2014197110A1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Camphor and alpha-olefin for inhibiting or dissolving asphaltene or paraffin deposits |
| CN105814112A (zh) * | 2013-08-26 | 2016-07-27 | 萨索尔化学品（美国）有限公司 | 基于脂族聚碳酸酯的表面活性剂 |
| US20150197683A1 (en) * | 2014-01-16 | 2015-07-16 | Elevance Renewable Sciences, Inc. | Olefinic Ester Compositions and Their Use in Oil- and Gas-Related Applications |
| CN104946222A (zh) * | 2014-03-24 | 2015-09-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井用油基清蜡剂 |
| CN107652955A (zh) * | 2017-10-12 | 2018-02-02 | 中国海洋石油总公司 | 一种高效环保稠油有机垢分散解堵体系及其制备方法 |
| CN109897617A (zh) * | 2019-04-23 | 2019-06-18 | 杭州攻守道贸易有限公司 | 一种高效油井清蜡剂 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 吕百龄: "《实用工业助剂全书》", 30 August 2001 * |
| 朱好华: "防冻乳状型防蜡剂YZ238的研制", 《石油与天然气化工》 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113773817A (zh) * | 2021-09-23 | 2021-12-10 | 荆州嘉华科技有限公司 | 一种具有低温流动性的油基钻井液乳化剂 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111946309B (zh) | 2022-10-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101328798B (zh) | 一种稠油开采的方法 | |
| Brock et al. | Summary results of CO2 EOR field tests, 1972-1987 | |
| US20240279532A1 (en) | Injection fluids comprising a non-ionic surfactant for treating unconventional formations | |
| Gutierrez et al. | Buffalo field high-pressure-air-injection projects: technical performance and operational challenges | |
| CN108822819A (zh) | 一种特低渗油田油水井复合酸解堵液 | |
| CN107130950A (zh) | 一种稠油型油藏开采方法 | |
| CN111534290A (zh) | 一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法 | |
| CN105985762B (zh) | 一种压裂液及其制备方法 | |
| CN111946309B (zh) | 耐低温油储层防冷伤害疏通剂 | |
| Sagyndikov et al. | Review of important aspects and performances of polymer flooding versus ASP flooding | |
| CN108048071B (zh) | 一种用于低渗储层的化学增产液及其制备方法 | |
| Letichevskiy et al. | Foam acid treatment-The key to stimulation of carbonate reservoirs in depleted oil fields of the Samara region | |
| CN109294544B (zh) | 非氧化型聚合物化学解堵破胶剂及其制备方法 | |
| CN108865090A (zh) | 一种缓蚀复合酸解堵液及其制备方法 | |
| CN112724953B (zh) | 一种纳米降压增注驱油降粘一体剂及其制备方法和应用 | |
| CN113214812A (zh) | 一种注水井降压增注剂制备方法及应用 | |
| CN110872508B (zh) | 非交联压裂液及其制备方法与应用 | |
| CN112324413A (zh) | 一种提高注入井注入量的化学施工方法 | |
| CN110746952A (zh) | 一种用于油井解堵的生物溶剂 | |
| Jabbar et al. | Application of Enzyme EOR in a Mature UAE Offshore Carbonate Oil Field | |
| WO2020139167A1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| Cronquist | Waterflooding by linear displacement in Little Creek field, Mississippi | |
| CN103980868B (zh) | 钻井液用两性离子乳化沥青防塌剂 | |
| CN113622893B (zh) | 储层改造方法 | |
| Foshee et al. | Improvement of well stimulation fluids by including a Gas Phase |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| 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 |