油井堵水

摘要： 为降低高强度油井堵水封口剂G521在现场施工过程中的HSE风险,开展了G521高浓度溶液室内优化研究并进行性能评价。室内实验结果表明:1)G521堵水体系配方确定了主剂A的高浓度溶液的质量浓度为40%,G521堵水体系配方为(7%~8%)主剂A+(0.20%~0.25%)黏度调节剂B+(0.20%~0.30%)引发剂C。体系成胶后形成强冻胶,成胶强度达到30×104 mPa·s,封堵能力强,具有良好的耐盐、耐酸、耐氧化性能及耐油性,最佳应用温度为40~80°C,可满足现场做为堵水封口剂的要求。2)优化后的G521堵水体系现场试验11口井,措施有效率达到90.9%,平均日增油1.06 t,平均含水降低27.73%,取得了显著的控水增产效果。以上成果认识,对同类油藏油井高强度控堵水体系研究具有一定借鉴意义。

摘要： 为了保证酚醛树脂堵剂的注入性和封堵效果,设计了将热塑性的树脂预聚体注入地层后在地层中再固化而形成连续的高强度树脂封堵带的段塞封堵材料工艺.水溶性酚醛树脂固化效果是封堵剂能否成功的关键.利用红外光谱与DSC,测定酚醛树脂固化过程分子结构变化趋势,获得了树脂预聚体固化机理,结果表明,树脂预聚体固化后形成的羟基缔合结构是树脂具有高强度的主要原因,随着温度升高,当温度达到70°C后,固化时间7 h以后,酚醛树脂完全固化后,3414.5 cm-1处发现了缔合羟基峰,在1400 cm-1出现对-对位连接方式产生的亚甲基桥吸收峰,出现了酚醛树脂固化后网状缔合结构,使得酚醛树脂材料具有较高强度.

摘要： 靖安油田大路沟区块属于低压、低渗、低产油藏,采用压裂、超前注水开发方式,储层裂缝发育及长621目的层底水发育,导致部分油井生产见水快,短期含水高于80％,因此,油井堵水迫在眉睫.目前油井堵水技术不成熟,主要采用凝胶加水泥封口方式堵水,凝胶易破胶,不能封堵裂缝通道;水泥流动性差,只能近井地带封堵,凝固后体积收缩,容易被水稀释,总体堵水效果差.针对以上问题,本文开发了新型复合树脂堵水体系,通过室内实验对pH值、温度、树脂浓度、调节剂浓度、矿化度等树脂堵剂固化影响因素进行了评价,该树脂具有流动性好,凝固时间可调,凝固后体积膨胀,封堵强度大,且有直角稠化特征,可有效封堵水流优势通道和底水双重功效.采用优化后的配方在罗21-35井进行了现场施工试验,日产油从措施前的0.23 t上升到稳产后平均日产油1.45 t,增幅530％;含水从94.84％下降为37.70％,降幅60.24％;一年内累计增油388.85 t,持续有效.

摘要： 在石油开采过程中,石油堵水技术是一项十分重要施工技术,对石油开采井下作业的顺利进行有着很大的影响。油井堵水技术一般多用于油层比较厚、比较多,各个油层之前差异比较大的高含水的油井。堵水技术的有效应用能够有效的控制严重出水的层位,防止油井出水不良状况发生,保证井下作业顺利进行。另外,堵水技术的合理应用也能够降低石油开采的风险与隐患,提高井下作业的安全性。

摘要： 对于非均质性严重的油藏,油水井堵水调剖是稳油控水和提高采收率的重要技术手段之一.目前我国多数油田已经进入高含水或特高含水开采后期,堵水调剖剂的选择更显得尤为重要,提高水驱效率和石油采收率也更加受到人们的重视.针对矿场实际需求,以高渗储层地质特征和流体性质为模拟研究对象,开展了不同体系及浓度堵水剂的性能评价及对LH储层封堵效果影响实验研究.实验结果表明,对于目标储层不同浓度的聚合物微球的突破压力较小,注入能力整体较好,可注入浓度小于5％,但封堵效果较差,封堵率仅为75％.聚合物凝胶成胶反应主要发生在6h以后,岩心封堵率接近100％.“聚合物凝胶+微球”组合的注入压力较高,突破压力较大,封堵效果较好,封堵率为99.5％,在保证有效封堵岩心的前提下可以大幅度降低凝胶的使用量,减小对地层污染.

摘要： 油井堵水作为一种封堵水流优势通道的方法已在油田广泛应用,为解决传统的堵剂笼统注入油井堵水方法所面临的污染油藏和注入压力大的问题,提出一种具有精准投放和降压增注功能的径向井引导堵剂注入油井堵水新工艺,建立了数学模型,通过COMSOL软件对堵水效果进行了评价.数值模拟结果表明,径向井引导堵剂注入适用于渗透率级差低的非均质油藏.堵剂在水流优势通道内沿径向井作径向流动,实现堵剂的精准投放.注入压降集中分布在径向井周围,等压线以径向井为轴线对称分布,高注入压力随径向井长度的增加而深入地层深处.径向井增大了堵剂注入面积,堵剂在水流优势通道内流动阻力小,减小了注入压力.堵剂注入时间取决于水流优势通道宽度和堵剂注入速度,注入时间过长,堵剂将逐渐进入到低渗地层,对油藏造成污染.径向井长度取决于堵剂强度和地层压力梯度,堵剂前缘所在地层压力梯度要小于堵剂突破强度.径向井数目取决于水流优势通道宽度和地层深度,当层内非均质地层厚度小于水流优势通道宽度时,采用单径向井,反之纵向上布置多个径向井.

摘要： 油井开发后期,随着采出液中含水率越来越高,经常会出现因窜槽、注入水突进或其他原因引起的过早见水或水淹现象,给油井开采带来安全隐患,堵水是解决这一问题的常见技术措施;但堵水技术现场实施过程中,往往会出现一些问题,本文就这些问题加以分析,并提出相应的解决措施.

摘要： There are 835 flooding wells in the three oil production plants, and the yield is 1268 t at 705 and day. Mainly distributed in W33, P21, W2, Y2 and other triassic water reservoir, oil well production loss is serious. Since 2012, a total of 103 wells have been im-plemented in the well, and the measures have a rate of 68.9％. The daily increase of 0.76 t, the decrease of water content is limited.Aiming at low efficiency and low efficiency of flood-ing wells in recent years, the paper has further explored water shutoff technology. It has been proposed for the first time to use the oil temporary plugging agent to control porosity flooding wells and W33, P21 and other blocks to successfully carry out mine test, broaden the oil well water shutting process ideas.The late oil well water shutoff technology development and development of the theoretical basis and field practice experience, in order to further extend the main reservoir,the water development period provides reliable technical support.%采油三厂现有水淹井835口,在用705口,日影响产量1268 t.主要分布在W33、P21、W2、Y2等三叠系见水油藏,油井产能损失严重.2012年以来共实施油井堵水103井次,措施有效率68.9％,单井日增油0.76 t,含水下降幅度有限.针对近年来油井化学堵水措施有效率低,水淹井治理手段有限的难题,首次提出利用油井暂堵剂治理孔隙性水淹井并在W33、P21等区块成功开展矿场实验,拓宽了油井堵水的工艺思路,对后期油井堵水技术的进步和发展提供了理论基础和现场实践经验,为进一步延长本厂主力油藏中含水开发期提供了可靠的技术保障.

摘要： 扶余油田经历了50多年的开发,目前已经进入了高含水开发期,含水达到94.5％,含水每上升0).1％,日产油将下降40t,开发对规模堵水有技术需求.作为控制注水开发采出液含水量的油井堵水有效措施越来越受到重视.为此,本文从做好“四个坚持”,坚持低成本堵水技术、坚持区块整体堵水、坚持错位堵水、坚持调层换层堵水;同时开展化学堵水、水泥堵水攻关试验,解决套变井、套窜井堵水等方面的问题,分析了含水期油井堵水的具体做法,并就堵井挖潜增效的调整原则和方法提出建议.

摘要： C1储层微裂缝发育,注水且具有明显的方向性,容易造成注入水沿微裂缝发育方向快速推进,而使油井水淹,采油三厂大部分C1油藏已经进入中高含水期,受储层微裂缝、高渗带、初期压裂规模较大、超前注水等综合因素影响,水淹井数呈逐年上升趋势,甚至迅速水淹,产能损失严重.2011年以来持续开展水淹井治理,近两年来单井日增油量逐年降低,平均措施有效期越来越短,本文通过对近年来堵剂体系进行室内评价,对现场施工工艺参数等进行优化,并开展现场试验,形成了采油三厂低渗透油藏不同地质条件下的油井堵水技术体系,为后期油田高效开发提供一定的借鉴.

摘要： 侏罗系油藏采液强度或措施强度过大导致含水快速上升,造成产能损失.为了恢复油井产能,本文筛选评价了油溶性暂堵剂、高强度凝胶、失稳下沉封口剂等多种堵剂,并优化方案设计,推导出各段塞具体用量计算方法,形成一套侏罗系油藏油井堵水技术并进行现场实验.

摘要： 油田进入高含水开发中后期,由于水油比快速上升,液量的急剧增长,从而进一步加重了对老油田稳产的威胁.扶余油田将油井堵水技术,做为有效注水配套技术在油田"稳油控水"中进行了卓有成效的尝试,收到了很好的效果.本文通过对近几年来扶余采油厂堵水井的分析总结,指出通过对机械堵水措施后生产动态特点的分析，加强了对油藏储层分层认识。油井堵水技术可以作为油田有效注水配套技术。油井堵水可以实现油井产液剖面、产液结构的调整，实现有效提液。油井堵水可以实现控制无效水循环。

摘要： 针对油井产液剖面流量控制的问题,研究了一种电动流量控制阀装置,解决了常规堵水控水技术无法精细调整、施工效率低的问题.本文介绍了装置的总体结构设计、动密封方案和控制系统方案.该装置只需通过地面系统进行控制,即能实现阀门开度的任意值调整.控制系统采用上位机、下位机方案,单个上位机系统最多能对接8个下位机,满足8层以内的油井分层采油的需求.在现场应用时,控制阀装置与生产管柱固定连接下入预定层位,地面系统通过控制指令实时控制阀门开度.该装置具有调整精准、快速的优点,具备提高产油量的作用.

摘要： 针对油井产液剖面流量控制的问题,研究了一种电动流量控制阀装置,解决了常规堵水控水技术无法精细调整、施工效率低的问题.本文介绍了装置的总体结构设计、动密封方案和控制系统方案.该装置只需通过地面系统进行控制,即能实现阀门开度的任意值调整.控制系统采用上位机、下位机方案,单个上位机系统最多能对接8个下位机,满足8层以内的油井分层采油的需求.在现场应用时,控制阀装置与生产管柱固定连接下入预定层位,地面系统通过控制指令实时控制阀门开度.该装置具有调整精准、快速的优点,具备提高产油量的作用.

摘要： 针对油井产液剖面流量控制的问题,研究了一种电动流量控制阀装置,解决了常规堵水控水技术无法精细调整、施工效率低的问题.本文介绍了装置的总体结构设计、动密封方案和控制系统方案.该装置只需通过地面系统进行控制,即能实现阀门开度的任意值调整.控制系统采用上位机、下位机方案,单个上位机系统最多能对接8个下位机,满足8层以内的油井分层采油的需求.在现场应用时,控制阀装置与生产管柱固定连接下入预定层位,地面系统通过控制指令实时控制阀门开度.该装置具有调整精准、快速的优点,具备提高产油量的作用.

摘要： 针对油井产液剖面流量控制的问题,研究了一种电动流量控制阀装置,解决了常规堵水控水技术无法精细调整、施工效率低的问题.本文介绍了装置的总体结构设计、动密封方案和控制系统方案.该装置只需通过地面系统进行控制,即能实现阀门开度的任意值调整.控制系统采用上位机、下位机方案,单个上位机系统最多能对接8个下位机,满足8层以内的油井分层采油的需求.在现场应用时,控制阀装置与生产管柱固定连接下入预定层位,地面系统通过控制指令实时控制阀门开度.该装置具有调整精准、快速的优点,具备提高产油量的作用.

摘要： 常规合成的水膨体吸水速度较快、耐温耐盐性差,不能满足油田现场施工的需要.拟通过向AM-AMPS体系中引入含有酯基的不稳定交联剂与N,N′-甲叉双丙烯酰胺(MBA)复配使用,实现水膨体的缓膨;通过向体系中引入填充剂钠土,增强水膨体刚度.经过优选得到最佳的合成条件:总单体质量分数30％,AMPS与AM的摩尔比为1∶9,引发剂质量分数为0.2％,交联剂MBA的用量为0.05％,钠土质量分数3％,不稳定交联剂用量为0.35％.合成的产物相对于常规水膨体具有很好的缓膨效果和刚度.

摘要： 常规合成的水膨体吸水速度较快、耐温耐盐性差,不能满足油田现场施工的需要.拟通过向AM-AMPS体系中引入含有酯基的不稳定交联剂与N,N′-甲叉双丙烯酰胺(MBA)复配使用,实现水膨体的缓膨;通过向体系中引入填充剂钠土,增强水膨体刚度.经过优选得到最佳的合成条件:总单体质量分数30％,AMPS与AM的摩尔比为1∶9,引发剂质量分数为0.2％,交联剂MBA的用量为0.05％,钠土质量分数3％,不稳定交联剂用量为0.35％.合成的产物相对于常规水膨体具有很好的缓膨效果和刚度.

摘要： 常规合成的水膨体吸水速度较快、耐温耐盐性差,不能满足油田现场施工的需要.拟通过向AM-AMPS体系中引入含有酯基的不稳定交联剂与N,N′-甲叉双丙烯酰胺(MBA)复配使用,实现水膨体的缓膨;通过向体系中引入填充剂钠土,增强水膨体刚度.经过优选得到最佳的合成条件:总单体质量分数30％,AMPS与AM的摩尔比为1∶9,引发剂质量分数为0.2％,交联剂MBA的用量为0.05％,钠土质量分数3％,不稳定交联剂用量为0.35％.合成的产物相对于常规水膨体具有很好的缓膨效果和刚度.

摘要： 本发明提供一种油井用选择性堵水剂的选择及堵水方法，涉及油田化学领域。一种选择性堵水剂的选择及堵水方法，其主要由按质量百分比计的以下组分制成：纳米材料0.1‑0.4％、聚合物0.2‑1.0％、交联剂0.2‑1.0％，其余为纳滤海水。一种油井用选择性堵水剂通过上述原料制备，配制工艺简单，终凝时间在16h可调，对油相封堵率＜30％，对水相封堵率＞88％，具有良好的选择性封堵能力，可以满足油田堵水要求。

摘要： 本发明涉及一种油井堵水剂及油井堵水方法，其中的油井堵水剂包括：阴离子表面活性剂、非离子-阴离子型表面活性剂、C1-C8脂肪醇、稠油和水。本发明的油井堵水剂具有抗高矿化度水能力强、耐温性强、稳定性强、成本低和不污染地层等特点。

摘要： 本发明涉及一种油井堵水用乳化酸、其制备及应用其的油井堵水方法。本发明所述乳化酸主要由如下重量百分比成分制备而成：乳化剂5%～10%、柴油20%～30%、盐酸50%～70%和氟硼酸5%～10%；其中乳化剂具有如下原料组成：二甲胺90～120重量份、环氧氯丙烷70～85重量份、水750～850重量份。本发明所用堵水剂可以在夹层薄的油井或在层内实现选择性堵水，并不产生二次污染；可与乳化酸协同施工，无不良影响；利用油井生产管柱施工，成本低，操作简便。

摘要： 本发明提供了一种堵水用高凝稠油活化剂及油井堵水方法。该高凝稠油活化剂是由堵水用活化剂和高凝稠油混合而得到的。上述堵水用活化剂由主剂和助剂组成；所述主剂是由椰子油脂肪酸二乙醇酰胺与糖基表面活性剂组成；以该堵水用活化剂的重量百分比计，其组成包括：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺30‑50％、糖基表面活性剂30‑50％、助剂5‑20％。本发明还提供了一种利用该高凝稠油活化剂的油井堵水方法。本发明的高凝稠油活化剂环境友好、工艺简单、地层配伍性好、选择性堵水能力强、适应油藏类型广，而且原料用量少、成本低、无毒不挥发、不易燃、操作安全、不需要清水或去离子配制，现场施工不会出现原油在地面乳化，导致无法注入地层等问题。

摘要： 本发明涉及一种用于油井堵水的新型选择性堵水剂，属于三次采油技术领域。该堵水剂为油田注入水配置的质量浓度为0.5～5％的凝胶颗粒和1～2％的交联剂的复合体系，可适用于60～120°C的油井堵水。所述凝胶颗粒由丙烯酰胺单体或丙烯酰胺单体复合抗温抗盐辅助单体和交联单体共聚而成，所述交联单体是具双键结构的受热易分解酯类单体，可通过调整其浓度来控制在不同温度下的膨胀-分解时间，所用的聚合方法为本体聚合或反相乳液聚合。本发明在油层中基本上不成胶，在水层可形成高强度凝胶，克服了现有技术的缺陷，最大程度地降低了现有聚合物本体凝胶在油层中容易造成的“误堵”现象，保证油井堵水后的产能。

摘要： 本发明公开了一种径向井引导堵剂注入油井堵水方法，属于石油开发中的采油工程领域，包括如下步骤：确定径向井方位、径向井长度、径向井数目、堵剂用量和注入排量。本发明将堵剂的流线由传统的笼统注入法沿采油井作径向流，变为在水流优势条带内沿径向井作径向流，实现堵剂的精准投放，减小了对油藏的伤害；径向井的导流能力很强，可视为管流，相比于地层渗流，大大降低了向地层深部的注入压力，起到降压增注的效果；本发明可以实现堵剂在水流优势条带内的精准投放和降压增注，对提高油井堵水效果具有重要的意义。

摘要： 本发明涉及一种油井堵水剂及油井堵水方法，其中的油井堵水剂包括：阴离子表面活性剂、非离子-阴离子型表面活性剂、C1-C8脂肪醇、稠油和水。本发明的油井堵水剂具有抗高矿化度水能力强、耐温性强、稳定性强、成本低和不污染地层等特点。

摘要： 本发明涉及一种油井堵水用乳化酸、其制备及应用其的油井堵水方法。本发明所述乳化酸主要由如下重量百分比成分制备而成：乳化剂5%～10%、柴油20%～30%、盐酸50%～70%和氟硼酸5%～10%；其中乳化剂具有如下原料组成：二甲胺90～120重量份、环氧氯丙烷70～85重量份、水750～850重量份。本发明所用堵水剂可以在夹层薄的油井或在层内实现选择性堵水，并不产生二次污染；可与乳化酸协同施工，无不良影响；利用油井生产管柱施工，成本低，操作简便。

摘要： 本发明提供了一种堵水用高凝稠油活化剂及油井堵水方法。该高凝稠油活化剂是由堵水用活化剂和高凝稠油混合而得到的。上述堵水用活化剂由主剂和助剂组成；所述主剂是由椰子油脂肪酸二乙醇酰胺与糖基表面活性剂组成；以该堵水用活化剂的重量百分比计，其组成包括：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺30-50％、糖基表面活性剂30-50％、助剂5-20％。本发明还提供了一种利用该高凝稠油活化剂的油井堵水方法。本发明的高凝稠油活化剂环境友好、工艺简单、地层配伍性好、选择性堵水能力强、适应油藏类型广，而且原料用量少、成本低、无毒不挥发、不易燃、操作安全、不需要清水或去离子配制，现场施工不会出现原油在地面乳化，导致无法注入地层等问题。

摘要： 本发明涉及一种用于油井堵水的新型选择性堵水剂，属于三次采油技术领域。该堵水剂为油田注入水配置的质量浓度为0.5～5％的凝胶颗粒和1～2％的交联剂的复合体系，可适用于60～120°C的油井堵水。所述凝胶颗粒由丙烯酰胺单体或丙烯酰胺单体复合抗温抗盐辅助单体和交联单体共聚而成，所述交联单体是具双键结构的受热易分解酯类单体，可通过调整其浓度来控制在不同温度下的膨胀-分解时间，所用的聚合方法为本体聚合或反相乳液聚合。本发明在油层中基本上不成胶，在水层可形成高强度凝胶，克服了现有技术的缺陷，最大程度地降低了现有聚合物本体凝胶在油层中容易造成的“误堵”现象，保证油井堵水后的产能。