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低渗透油井范文

来源：莲生三十二

作者：开心麻花

2025-09-18

低渗透油井范文（精选7篇）

低渗透油井第1篇

关键词：外围油田,掺水量,掺水温度,集油温度,井口回压

目前,常用的外围低渗透油田集输及处理工艺技术有环状掺水集油工艺、电加热集油工艺、双管掺活性水集油工艺、提捞采油工艺等。但是在环状掺水集油工艺、双管掺活性水集油工艺中均为掺热保温集油,热保温系统庞大,燃料消耗大,造成集油能耗高,吨油耗气量上升,这将直接导致外围油田生产运行成本过大。

随着大庆外围油田进入高含水后期开发,原油集输热力系统自耗天然气呈上升趋势[1]。与此同时,采出液含水逐渐升高,采出液的流动性向有利于集输方面发展。这将为降低油井集油温度,优化生产运行参数创造有利条件。因此,需开展相关的现场试验,确定适合大庆外围低产低渗透油田的掺水集油参数。

1 试验区概况

为了给出大庆外围低渗透油田环状掺水集油流程的最佳工艺参数,达到节能降耗的目的,选择了具有代表性的某厂某计量间,该原油集输系统采用三级布站流程,计量间是典型的环状掺水流程。在此计量间开展了降低集油温度的试验。

该采油厂现有生产油井1 900口,综合含水42.5%,平均单井产油1.93 t/d,按照平均单井1.2m3/h的掺水量,集油系统内的含水为90%。选取的计量间共有4个环位,管辖11口油井。由于油井出油温度低(约15℃),凝固点高(约37℃),该系统掺水温度在75℃左右,平均单井掺水量1.2~1.3 m3/h,单环进集油阀组间平均温度47℃,进转油站平均温度45℃,吨油耗气达到53.2 m3。

2 室内试验

2.1 原油一般物性参数

试验区块的原油一般物性参数见表1。可以看出,此区块原油凝点、蜡含量和胶质含量都比较高。

2.2 含水原油乳状液流变性研究

根据检测不同温度、不同剪速、不同含水情况下,乳状液表观黏度变化情况,对该区块的含水原油流变特性进行了室内研究。得出原油表观黏度随含水率变化关系、原油乳状液表观黏度随集油温度变化关系,为下一步的优化运行提供理论依据。

1)研究原油乳状液表观黏度随含水率变化关系,根据原油乳状液表观黏度随含水率变化关系,确定合理的掺水量。

图1是温度为40℃时,不同剪切速率情况下乳状液表观黏度与含水率变化关系曲线。在各种剪切速率下,含水达到90%以上时,黏度对含水率不敏感。因此,在相同温度下,集油系统内的含水至少可以降到90%,对集输压力或输送状态不会产生大的影响。

2)研究原油乳状液表观粘度随集油温度变化关系,根据原油表观粘度随集油温度变化关系,确定合理的集油温度和掺水温度。

图2是含水85%时,不同剪切速率情况下原油乳状液表观黏度与温度变化关系曲线。从含水85%的乳状液黏温曲线可见,反常点为40℃左右。高于40℃时,黏度不受剪切速率影响,而且对温度不敏感。因此,集输温度在40℃时较为理想。目前集油管线的集输温度约44~47℃,可见,至少还有4~7℃的优化空间。因此,可以通过降低掺水温度,来降低集油温度。

通过以上分析可知,集输系统存在优化运行的潜力。但是,以上对掺水量和集输温度的分析属于单因素分析,而系统运行是多因素相互影响的一个过程,因此分析结果只具有指导性。室内试验结果还要通过现场试验来验证。

2.3 管壁结蜡量与含水率关系

室内试验表明,在同一温度、流速、管壁温差条件下,随着原油含水的增加,管壁结蜡量逐渐减少。当原油含水率超过转相点后,结蜡量显著降低。当含水率达到80%以后,管壁上只有少量结蜡。

室内试验表明,含水原油转相后,黏度大幅降低,流动性能变好,有利于低温集输。当剪切速率和温度一定时、含水率低于60%时,原油黏度随着含水率的升高而缓慢增大,当含水率接近60%,其黏度急剧上升,含水率达到60%~65%时,黏度达到最大值,此后,随着含水率的进一步升高,粘度急剧下降,当含水率达到85%以上时,含水原油黏度变得较低,其输送的水力条件较好,这就为实现不加热集输创造了有利条件。

大庆外围油田在目前掺水集油的情况下,管道综合含水已经在90%以上,这为降低油井集油温度创造了有利条件。

3 现场试验

在计量间的4个环位上开展了不同掺水量和掺水温度的试验。在掺水温度分别为60℃、55℃和50℃的条件下,找出各环集油参数变化规律。试验选取冬季最冷季节进行,历时2个月。

3.1 掺水温度为60℃、保持掺水量不变情况下集油试验

掺水温度为60℃情况下,2#集油环集油参数及掺水参数等的变化趋势见图4。

从图4可以看出,掺水温度由75℃降为60℃后,在掺水量不变的情况下,单环进站温度(回油温度)由试验前的47℃降为40~41℃,回油温度降低了6~8℃,掺水温度比原来降低15℃,单环进站压力、集油环回压等生产参数与原来相比无明显变化,集油环生产运行平稳,可以保持正常生产。

3.2 掺水温度为55℃、掺水量增加10%情况下集油试验

掺水温度为55℃、掺水量增加10%情况下,2#集油环集油参数及掺水参数等的变化趋势见图5。

试验表明,在掺水温度控制在55℃,使掺水量增加10%左右,集油环回油温度可以保持在40℃左右,生产同样运行平稳,连续运行未发现堵环现象。

经现场跟踪试验,油耗气由53.2 m3/t降到36.18 m3/t,节约天然气32%,在此条件下生产上是可行的。

3.3 掺水温度控制在50℃、48℃时集油试验

掺水温度控制在50℃、48℃的条件下,随着掺水温度的降低,在掺水量不变的情况下,集油温度也随之降低,从而导致管道中含水油的表观黏度增大,出现黏结管壁现象。随着时间增加,管壁粘油越来越多,以至最后出现堵环现象。试验表明,在保持掺水量不变的情况下,在掺水温度低于50℃时,经常发生堵环现象,加大生产管理的难度,无法保证正常生产。

在掺水温度控制在60℃,保持掺水量不变,集油环回油温度可以保持在40℃左右,生产运行平稳;在掺水温度控制在55℃,使掺水量增加10%,集油环回油温度可以保持在40℃左右,生产同样运行平稳,连续运行未发现堵环现象。经现场跟踪试验表明,在此条件下生产上是可行的。

4 试验结论

通过现场试验,研究了不同掺水量、掺水温度、回油进站温度集油环回压之间的变化规律,确定出了适合于低产低渗透油田的掺水集油参数。

1)外围油田环状集油流程掺水温度可以由原来的75℃降到60℃左右,在掺水量不变的情况下,回油温度由原来的47℃降至39~41℃,可使集油环正常生产,可节约天然气32%。

2)当掺水温度为55℃时,加大掺水量(掺水量增加10%左右),回油温度应可保持在40℃左右,可使集油环正常生产,可节约天然气22%。

5 应用效果

在该区块现场试验基础上,选择了5个集油阀组间进行了低能耗集油考核试验见表2。该区块共有油井45口,日产液155 t,日产油72 t,综合含水53.5%,试验前,集输掺水温度72℃,平均单井掺水量1.3 m3/h,吨油耗气达到73.2 m3。

试验结果表明,在掺水温度由72℃降为55~58℃时,在掺水量不变的情况下,单环回油温度为39~41℃,运行正常。掺水温度降为55~58℃后,比原来掺水温度下降14~17℃,集输耗气下降了31.55%,由73.2 m3/t下降到63.8 m3/t。

目前,某厂实施季节性油井低能耗集油的油井为1 694口,掺水温度控制在60℃以内,计量间回油温度控制在40℃,年累计节气202104m3。

参考文献

低渗透油田油井流入动态研究第2篇

低渗透油田生产实践表明,注水开发时,随着流动压力的降低、生产压差的增大,油井的产量并不是一直增加的,而是会出现一个拐点。当流压降低到某值时,由于溶解气的析出以及地层渗透率的降低,对产量产生的负面影响大于由于生产压差增大而产生的正面的影响时,油井的产量达到最大值。这时候,继续降低流压,油井的产量会降低。研究低渗透油田IPR曲线的特征;分析拐点出现的原因、确定最大产量流压点,对于指导油井抽汲参数设计、产能预测,具有重要的实际意义。

很多学者将地下流动系数与流动压力之间的关系简化为线性函数,并考虑启动压力梯度或相的流动能力,建立了具有拐点特征的新型流入动态方程。分析了油井流入特性曲线出现拐点的条件,并确定了计算方法[1,2,3,4]。本文在一般流入动态模型的基础上考虑了流动能力修正系数,建立了新的低渗透油田流入动态模型。

1 油井流入动态一般模型

根据达西定律,在拟稳态情况下,油井产量分以下几种情况计算[5]。

1.1 单相液体流入动态

当地层中只存在单相流动时,可得油井产量公式为

$q = J (p_{r} - p_{w f}) (1)$

式(1)中:q为油井产量,m3/d;J为采油指数,m3/(sPa);pr为地层压力,Pa;pwr为井底流压,Pa。

1.2 pb>pr>pwf时油井产量方程

当饱和压力高于地层压力时,油井产量为

$q = q_{m} [1 - 0.2 \frac{p_{w f}}{p_{r}} - 0.8 (\frac{p_{w f}}{p_{r}})^{2}] (2)$

式(2)中:qm为流动压力为零时的产量,m3/d。

1.2 pr>pb>pwf时的流入动态

当饱和压力低于地层压力时,油井产量为

$q = q_{b} + (q_{m} - q_{b}) [1 - 0.2 \frac{p_{w f}}{p_{b}} - 0.8 (\frac{p_{w f}}{p_{b}})^{2}] (3)$

式(3)中:qb为流压等于饱和压力时的产量,m3/d;pb为饱和压力,Pa。

2 油气水多相流动的油井流入动态模型

2.1 液相流动能力修正系数

在研究中,作了如下假设:

(1)地层中含水率是定值;

(2)地层中油、气、水三相流动时,各相的渗流速度与其单独在地层中的渗流速度相等。

井底附近地层中油、气、水三相流动时,假设三相分开流动各占据一定的流动面积(如图1),并且各自流动分别满足达西定律,则液相相对流动能力系数为

$Ν_{l} = \frac{A_{o} + A_{w}}{A_{o} + A_{g} + A_{w}} (4)$

式(4)中:Nl为液相相对流动能力系数;Ao、Ag、Aw分别为对应油、气、水在地层中所占的过流面积,m2。

油、气、水三相在地层中的渗流速度分别为[6]

$\begin{array}{l} v_{o} = \frac{Κ}{μ_{o}} \frac{d p}{d L} (5) \\ v_{g} = \frac{Κ}{μ_{g}} \frac{d p}{d L} (6) \\ v_{w} = \frac{Κ}{μ_{w}} \frac{d p}{d L} (7) \end{array}$

式(5)式(7)中:vo、vg、vw分别为对应油、气、水在井底条件下的渗流速度,m/s;K为地层渗透率,m2;μg为溶解气粘度,Pas;μw为地层水黏度,Pas。

某一时刻地层中油、气、水三相的过流体积分别为

$\begin{array}{l} V_{o} = A_{o} v_{o} (8) \\ V_{g} = A_{g} v_{g} (9) \\ V_{w} = A_{w} v_{w} (10) \end{array}$

式(8)式(10)中Vo、Vg、Vw对应油、气、水在井底条件下的过流体积,m3/s。

同时存在如下关系

$f_{w} = \frac{V_{w} B_{w}}{V_{w} B_{w} + V_{o} B_{o}} (11) R = \frac{V_{g}}{V_{o}} (12)$

式(12)中:R为井下气油比,m3/m3;fw为含水率;Bw为水的体积系数。

其中,井下气油比为

$R = \frac{V_{g}}{V_{o}} = \frac{Ζ Τ p_{0}}{Τ_{0}} \frac{α}{ρ_{o} p_{w f}} (p_{b} - p_{w f}) / [B_{b} - C_{o} (p_{b} - p_{w f})]$ (13)

式(13)中:Bb为饱和压力下油体积系数,m3/m3;Co为井底条件下油的压缩系数,MPa-1;ρo为油的储罐密度,g/cm3;T为井底地层温度,K;α为气体溶解度系数,m3/(m3MPa);T0为标准条件下温度,293.15 K;p0为标准条件下压力,0.101 325 MPa。

可得液相的相对流动能力修正系数公式为

$Ν_{l} = \frac{(1 - f_{w}) μ_{o} + f_{w} μ_{w}}{B_{o} (1 - f_{w}) μ_{o} + f_{w} μ_{w} + (1 - f_{w}) R μ_{g}} (14)$

2.2 修正的油井流入动态方程

考虑液相的相对流动能力修正系数,可得修正的油井产液量方程

$q_{l} = Ν_{l} q (15)$

式(15)中:ql为油井产液量,m3/d。

2.3 最大产量对应流压求解

修正的油井流入动态模型具有偏转特征,IPR曲线出现拐点。

将式(13)代入式(15),对pwf求导,并令dql/dpwf=0,用数值法求得近似解,此解即为最大产量所对应的流压点。

3 计算实例

已知某口油井的基础参数和生产参数为:地层压力pr为10 MPa,饱和压力pb为8 MPa,地层中深Lz为1 230 m,含水率fw为65%,气油比为100 m3/m3,动液面Hd为780 m,产液量为14 t/d。通过计算仿真可得该井的动态曲线如图2并可得此井的最大产液量为20.01 t/d,对应的流压为0.6 MPa。

从图2中可以看出,流入动态曲线出现了拐点,拐点处所对应的井底流压很小,并且也有现场实测资料证明流入动态曲线拐点一般都出现在较小的流动压力下。

根据油井流入动态曲线,可以预测不同流压所对应的产量,这是油井进行优化设计的基础。优化抽汲参数和下泵深度,确保油井在合理流压下生产,可以实现油井产量最大化,提高经济效益。

4 结论

(1)本文建立了考虑流动能力修正系数的低渗透油田新型流入动态模型,流压降低到一定程度时,曲线会出现拐点。

(2)新型流入动态模型产能预测结果与低渗透油田流动规律更一致,符合现场实际情况。

(3)应用新型流入动态曲线对于指导油井抽汲参数设计、产能预测,具有重要的实际意义。

参考文献

[1]刘东升,董世民,李玉,等.低渗透油田油井流入动态曲线特征的仿真研究.系统仿真学报,2007;19(18):4302—4304

[2]何岩峰,吴晓东,韩增军,等.低渗透油藏油井产能预测新方法.中国石油大学学报(自然科学版),2007;31(5):69—73

[3]钟富林,彭彩珍,贾闽惠.新型IPR曲线的研究与应用.西南石油学院学报,2003;25(4):30—33

[4]谢兴礼,朱玉新,夏静,等.具有最大产量点的新型流入动态方程及其应用.石油勘探与开发,2005;32(3):113—116

[5]张琪.采油工程原理与设计.东营:中国石油大学出版社,2000:3—23

低渗透油井第3篇

关键词：调驱,堵水,弱凝胶,聚合物

1 前言

胡尖山油田的安201、胡154两大低渗透油藏块暴露出油井水淹问题, 根据动态特征划分为“裂缝型暴性见水”和“孔隙型温和见水”的不同方向性见注入水特征, 通过选择性试验, 优化注水井深部调驱工艺技术, 找到了不同的治理对策, 均取得了明显的效果及认识。

2 地质概况

2.1 安201区块

2.1.1 地质概况

该区块长6油藏属岩性油藏, 总体无明显底水, 2009年投入开发, 采用480150m菱形反九点井网, 含油面积14.2Km2, 动用地质储量939104t, 平均油层厚10.2m, 渗透率1.25m D, 孔隙度12.44%, 电阻9.69Ωm。

2.1.2 生产概况

油井总井:199口, 油井开井:164口, 日产油水平:257t, 单井产能:1.4t/d, 综合含水:43.0%, 采油速度:2.14%, 采出程度:1.86%。

实施示踪剂监测2口, 反映出该区存在NE72°为优势见水方向, 最高水线突破速度240m/d, 说明该区微裂缝发育程度较高。

2.1.3 见水类型

该区油井总数199口, 目前已发现见注入水井39口, 占总井数19.6%。其中有6口井试油即见注入水, 25口油井因套返而关井, 套返井平均套压4.5MPa, 目前最高井口压力达7.0MPa。说明多数见水井天然微裂缝宽或发育程度高, 渗流能力强, 呈“裂缝型暴性”见水特征。

2.2 胡154区块

2.2.1 地质概况

该区块长4+5油藏属岩性油藏, 总体无明显底水。2008年实施超前注水滚动开发, 采用520130m菱形反九点井网, 动用含油面积76.5km2, 动用地质储量3606104t。平均油层厚度10.1m, 渗透率1.1m D, 孔隙度13.2%, 电阻18.36Ωm。

2.2.2 生产概况

油井总井数:520口, 油井开井数:506口, 日产油水平:777t, 单井产能:1.56t/d, 综合含水:34.6%。

2.2.3 见水方向

在该区实施示踪剂监测2口, 两个明显的见水优势方向, 且出现跨井组见水的现象, 主要有NE85°、NE50两种优势见水方向。

3 注水井调驱机理

低渗透油藏裂缝发育是形成平面矛盾的主要原因。在水驱过程中:

(1) 裂缝增加了注入水到达其裂缝延伸附近油井能力;

(2) 油水井间裂缝发育程度低油井方向, 水驱作用能力低, 油井产量低;

(3) 裂缝发育程度过高, 对应油井有见水风险。

注水井调驱后, 裂缝, 高渗带得到封堵, 平面矛盾得以缓和。

(1) 注水压力逐步升高, 压降曲线明显变缓, 水驱转向绕流, 扩大了水驱波及体积, 低渗油藏得到动用。

(2) 井组内水驱指数和存水率上升, 开发效果得以改善。

(3) 原裂缝对应见水井含水下降, 裂缝方向邻近油井受效。

4 堵剂配方优化及性能评价

4.1 堵剂配方优化

4.1.1 粘土凝胶体系

由弱凝胶, 粘土凝胶构成

弱凝胶优选:

H PA M浓度高于2000m g/l后, 成胶性能稳定。因此HPAM浓度优化为2000mg/l。

交联剂浓度为900mg/l时, 成胶体系较好。因此浓度优化为900mg/l。

粘土凝胶优选w:

粘土凝胶构成:粘土、悬浮剂、固化剂

配方优化结果:5%黏土+0.2%悬浮剂+0.5%固化剂

4.1.2 延迟交联弱凝胶体系:弱凝胶、凝胶颗粒

弱凝胶与4.1.1中弱凝胶成分及物性相同

凝胶颗粒主要由大分子聚合物中引入离子型单元与具有延缓交联添加剂交联后, 经过表面处理和吸水、洗涤、造粒、烘干、粉碎、筛分形成的可膨胀颗粒凝胶。凝胶颗粒具有抗盐, 膨胀后封堵强度高的特点。

耐冲刷性:

实验条件:填砂管渗透率:632.8510-3μm2延缓颗粒驱替14.5 PV后, 放置72 h, 使其充分膨胀, 清理岩心端面上的颗粒后继续用水驱, 水驱速度:0.5 ml/min

延缓颗粒在岩心孔隙中具有较强的耐冲刷能力。

5 工艺优化和效果分析

选择安201区块长6层2口井及胡154区块长4+5层的个1口井进行注水井深部调驱, 通过优化工艺参数和做法, 取得了一定效果和认识。

5.1 施工参数优化

堵剂段塞优化:第一段塞 (聚合物) 对水窜通道进行水替, 减少地层水对后续堵剂的作用效果影响;第二段塞 (弱凝胶形成有机前缘挡板) 增加后续无机堵剂阻力, 为其提供沉降条件;第三段塞 (粘土凝胶) 为后续无机复合堵剂提供保护, 减少地层水对堵剂影响, 使其进入地层深;第四段塞 (无机复合堵剂) 深部裂缝高强度封堵, 加大调堵作用力度;第五段塞在上述调堵基础上, 用弱凝胶对孔隙进行微调封口。

参数优化:

堵剂用量:针对安201区块裂缝发育, 增加无机堵剂用量将堵剂用量由设计初的15t提升至30t以上;

施工参数:通过逐步提高堵剂浓度和颗粒粒径, 保持平缓的压力上升幅度, 使堵剂向油藏深部运移, 粘土凝胶浓度由3%逐步上升至5%, 高强度凝胶粒径由1mm逐步上升至3mm。

5.2 实施效果分析

5.2.1 安201区块安19-54井组

该井位于安201区中部, 2009年1月投注, 对应油井安18-53井2009年9月试油日产水79.8m3, 投产即见水, 投产初期液量12.08m3, 含水98.6%, 通过停注观察, 证实安17-52-安18-53-安19-54一线存在微裂缝。

安19-54调堵施工参数设计:聚合物0.2%, 用量1 0 2 m3, 弱凝胶0.5%, 用量302m3, 粘土凝胶5%, 用量802m3, 无机复合堵剂5-10%, 用量68m3, 弱凝胶0.5%, 用量230m3, 排量2-4m3/h.

实施效果:安19-54呈裂缝型见水特征, 经过两次堵水及暂堵酸化后, 由调驱前产液10.31m3含水100%, 动液面在井口, 调驱后产液2.8m3, 产油0.07t, 含水97%, 动液面1635m, 实施暂堵酸化后, 对应见水井安18-53动液面由井口↓1621m, 含水100%↓64%, , 累计增油109.1t, 有效期300天。

5.2.2 胡154区块安172-25井组

该井对应油井安171-24井2008年6月25日投产, 投产初期产液11.6m3, 产油7.5t, 含水23.0%2010年3月含水100%, 含盐为31274m g/l, 通过动态调整安172-25井后安171-24井含水从100%下降, 认为安172-25至安171-24裂缝较为发育。

安172-25调堵施工参数设计:延缓膨胀颗粒2-3mm, 1-2mm, 用量700m3, 浓度6000mg/L, 聚合物+交联体系, 用量600m3, 浓度6000mg/L, 延缓膨胀颗粒+聚合物+交联体系浓度14500mg/L, 用量300m3, 顶替段塞:稠化水 (聚合物) 30m3。排量2-4m3 (见表4) 。

实施效果:安171-24含水100↓81.1%, 日增油0.34t, 井组日增油1.58t。井组累计增油243t, 累计降水345m3。

5.3 未见效井:安21-52

对应见水油井安20-51井, 投产即见水, 日产液10.38m3, 该井应用粘土凝胶体系“聚合物+弱凝胶+粘土凝胶+无机复合堵剂+弱凝胶”。

设计用堵剂1600m3, 干剂63t, 计划实施25天, 实际堵剂用量3106m3, 干剂122t, 实施94天。实施过程中动液面一直处于套返状态, 套管压力在5.5-3.5MPa之间波动, 实施后产液量上升至12.59m3, 100%含水, 无效。

室内实验分析:在模拟实验中, 粘土凝胶会在裂缝中形成细小的水道, 无法将裂缝完全堵死。分析认为粘土凝胶胶结强度不高所致 (如图2) 。

5.4 取得认识

(1) 通过实施发现, 调驱无效井全部为对应油井呈“裂缝型暴性见水”特征且套压在4MPa以上, 说明此类油水井之间裂缝发育程度非常高。

(2) 通过试验找到适应安201区块“裂缝型暴性见水”治理的堵剂体系和施工参数, 但无法治理裂缝特别发育、套压过高的见水油井。

(3) 调驱治理后“裂缝型暴性见水”油井有效期较短, 且重复调驱治理难度大。

6 油井堵水实施情况

6.1 堵剂性能

H S G-1聚合物体系:聚合物+预交联颗粒+HSG-1控制主剂。

HSG-1控制主剂性能特点:

(1) 在较大的PH值 (5.0-10.0) 范围内均可反应成胶。

(2) 抗水稀释性能好。

(3) 成胶前具有很好的流动性。

(4) 在岩心中流动剪切成胶性能仍很好

(5) 封堵强度高, 选择性封堵能力好。

6.2 实施效果

应用HSG-1聚合物体系实施油井堵水2口, 胡154实施1口“孔隙型温和”见水井, 安201实施1口“裂缝型暴性”见水井。其中油井安16-49呈“裂缝型暴性见水”特征, 对应注水井安17-50两次调驱无效, 实施油井堵水后, 动液面、液量降低幅度较大 (见表5) 。

6.3 取得认识

(1) 该堵剂体系HSG-1控制主剂成胶后封堵性能强, 对成呈“裂缝型暴性见水”油井的堵水效果, 比注水井调驱成功率高、有效期长。

(2) 油井堵水应优化堵剂段塞及顶替段塞长度, 一是使堵剂段塞处于油水井间合理位置, 提高注水井的平面驱替效果, 二是防止近井地带被污染造成油井产能下降太大。

(3) 对于“裂缝型暴性”见水油井, 应用“粘土凝胶体系”并进行注水井与对应见水井双向调堵, 先油井堵水, 后注水井调驱。以确保堵剂段塞的长度、位置和强度的最优化, 更有利于注水在平面上的均匀有效驱替和油井合理产能的实现。

参考文献

[1]尉小明等.调剖用延缓交联剂MLH-1的研制.2001.12

[2]高志勇等.深部调剖高效延缓交联剂的研究与评价.石油钻采工艺, 2002.5

[3]常彦荣.裂缝性油藏深部调剖工艺技术研究与应用.西南石油学院博士学位论文, 2006

油井低密度洗井工艺技术及应用第4篇

关键词：低渗透油田,油层污染,洗井液,增产技术

0 引言

靖安油田大路沟四区位于陕西省靖边县境内, 主力含油层系为长2, 属于典型的“三低”油藏。随着油田开发, 区块地层压力及储层特性都在不断发生变化。各个作业环节带入油层的各类入井液体及固体微粒也对储层产生伤害, 造成油井近井地带污染, 表皮系数增大, 流动系数降低, 油井产能下降。低密度洗井工艺技术主要利用低密度泡沫流体在负压条件下冲洗井筒、解除近井地带堵塞, 以恢复地层渗透率, 该工艺操作简单, 针对性强, 为低渗油田稳产增产提供一个新的技术手段。

1 低密度洗井的工艺技术与选井依据

1.1 低密度洗井工艺技术

1.1.1 技术原理

低密度洗井工艺是利用配制一种密度小于水的洗井液, 在洗井过程中通过调整地面气液比, 以井底形成较大的负压差, 将近井地带的固体颗粒以及沉淀物排出地层, 同时在汽化水洗井过程中利用产生大量返排泡沫, 加速井底脏物的返排, 解除近井地带的堵塞, 达到增产目的。

1.1.2 洗井方式选择

洗井方式分为正洗、反洗、正反交替洗3种方式。若井内射孔炮眼较脏, 需强力冲刷时, 一般采用下洗井器洗井;若砂面太高时, 可先采用带斜尖的光油管反洗, 再下洗井器洗井的方式。正反交替洗适用于脏物坚固、量多、比重大的油井。

一般油井采用正洗的方式, 正洗的液流速度为0.3~0.6m/s, 反洗则可达到1~3m/s, 后者为前者的5倍, 因此, 它能带起较大较重的脏物。而使用洗井器正洗对井壁的冲刷力比反洗要强的多, 所以要根据现场井筒脏物数量及特征确定正确的洗井方式。

1.1.3 合理的洗井负压值

洗井负压是指洗井时泡沫液柱形成的井底压力低于目前油层静压。合理的负压值既要保证液流从油层能顺利流出并冲刷松散堵塞物, 又要保证负压值不能超过某个值以免造成地层出砂、垮塌、套管损坏、封隔器失效等问题。

洗井负压是指洗井时泡沫液柱形成的井底压力低于目前油层静压。合理的负压值既要保证液流从油层能顺利流出并冲刷松散堵塞物, 又要保证负压值不能超过某个值以免造成地层出砂、垮塌、套管损坏、封隔器失效等问题。原则上负压值越大越好, 一般在3~5MPa, 在方案设计和实际施工时, 一般按静水柱压力的45%先测算泡沫形成的井底压力。

1.1.4 负压水力计算

为保证将井底赃物带出地面的水力条是:Vt>2Vd (1)

式中Vt为洗井液返回地面上升速度, Vd为井底赃物在静止洗井液中的自由下沉速度, 由地面试验测得。

(1) 式得, 保证赃物返回地面最小速度:Vmin=2Vd (2)

洗井时所需的最低流量:Qmin=AFVmin (3)

式中AF洗井液上返过流面积。

在洗井管柱尺寸一定情况下, 返过流面积为0.017m2, 井底赃物返回地面最小速度0.4m/s;由 (3) 可计算地面泵最小流量Qmin为25m3/h。

赃物从井底上升地面所需时间:t=H/ (Vt-Vd) (4)

式中H为冲洗深度。一般洗井冲洗深度为射孔段上下2m, 我们选1 200m洗井深度, 可计算出赃物从井底上升地面所需时间48min。用t与实际返回时间做比较, 可间接判断冲洗效果及冲洗液粘度是否合适。

1.2 低密度负压洗井液的配液要求

1.2.1 活性剂密度及粘度的选择

表面活性剂溶于水易形成泡沫溶液, 由于泡沫是气液分散系统, 密度低、重量小、压力非常小、密度0.05g/cm3~0.5g/cm3、比重1.5g/cm3~2.0g/cm3, 粘度相对原液提高30%~50%且泡沫有一定的粘滞性, 可连续流动, 对水、油、砂石有携带作用。

1.2.2 稳定剂及其浓度选择

砂岩储层常常因为颗粒间相互排斥使粘土分散发生迁移, 使储层渗透率明显下降。常用1%~3%盐溶液作为稳定剂, KCL比NaCl常用些, 因为K+能防止水的侵入, 阻止粘土膨胀。一般油层厚度小于5m的井加300kg药, 对于油层厚度大于5m的井加400kg药。通过以上两个方面的分析, 最终确定出低密度洗井液配液要求为:

1.3 施工工艺步骤

1) 顶替置换井筒伴生气。起出原井生产管柱, 下洗井管柱并探砂面, 上提管柱5~10m, 水泥车注入顶替液 (活性水) 直至油套环形空间返液, 以替完井筒内伴生气, 防止洗井时因伴生气浓度过高与空气混合发生爆炸;

2) 负压冲砂洗井。启动水泥车, 正循环负压低密度冲砂洗井至人工井底;

3) 负压强排反应残液。下放射孔管柱至射孔段底界, 启动水泥车套管见水再时启动压风车。当套管放空处有大量混气液体喷出且水质变好时, 控制套管闸门, 憋压放喷3~4次, 使油层段形成较大负压差, 及时使处理残液和反应脏物彻底返排地面;

4) 起出洗井管柱, 下泵生产。

1.4 现场应用

自2009年8月在靖安油田大路沟四区路10-50井实施低密度洗井技术以来, 共试验推广5口井, 有效4口, 有效率达80%, 平均日产液由4.82m3提高到6.01m3;日产油由3.31t提高到4.01t, 平均单井日增油0.70t, 截止2010年2月已累计增油980t。

2 选井依据

1) 地层能量充足, 油层厚度较大, 孔隙度、渗透率、含水饱和度较理想, 初期产量较高, 目前压力保持水平较高, 但产量逐步下降的油井;

2) 初期产量比较理想, 但曾经有过酸化或压裂等井下措施, 因酸液 (或压裂液) 与油层不配伍造成结垢乳化堵塞, 产量下降的油井, 或者频繁作业造成产量降低的油井;

3) 采油工作制度不合理造成油层损害油井。初期产量较高, 地层能量充足, 但由于生产压差过大或开采速度过快, 岩层结垢被破坏和固相微粒发生运移堵塞储层空间, 导致产量急剧下降的油井。

3 下步建议

1) 在选井选层方面, 应选择固井质量良好, 层间不窜。目的层与上下层有致密而较厚隔层的井。选择地层压力充足, 物性较好而产液指数大幅度下降的井;

2) 在施工过程中, 对速敏地层控制流体注入和流出速度, 以免造成地层渗透率下降。有水敏现象应尽可能用与之相配伍的水型配液;

3) 靖安油田三叠系的长6层表弱酸敏、弱速敏、无水敏的储层敏感性, 下步尝试对长6油层进行低密度洗井。

4 结论

油井低密度洗井工艺在长庆油田分公司第四采油厂大路沟作业区成功应用, 说明低密度洗井具有增产效果显著、操作成本低的优势, 满足现场大规模推广应用的需求。

参考文献

[1]黄俊英.采油应用化学[M].石油工业出版杜, 1991.

[2]洪世铎.油藏物理基础[M].石油工业出版杜, 1985.

低渗透油井第5篇

我区引进新型防污染管柱, 并在现场应用中发现问题、分析问题, 通过技术改进, 改进后的防污染管柱能够适用于我区漏失严重和易结垢油井, 取得明显的应用效果。

1 新型防污染管柱

1.1 新型防污染管柱的原理和结构

1.1.1新型防污染管柱的原理

下入生产管柱投产, 原油从油层经下接头上行推动钢球离开球阀, 运动到下接头缩径部分, 原油通过下接头的通槽再经生产管柱举升采出进入地面系统。洗井时洗井液推动钢球座到球阀上, 阻止洗井液进入地层, 有效保护油层, 对于建立循环困难的低压油层, 该洗井防污染酸化生产工具能够将工具上部压力系统与下部油层压力系统隔离, 使得洗井循环轻松建立, 提高洗井效率, 并能保护低压敏感性油藏。

1.1.2新型防污染管柱的结构

主要由液压座封部分、锁紧部分、密封部分、卡瓦锚定部分、解封部分、酸化通道及开关部分、无阻生产通道部分组成

1.2 新型防污染管柱存在的问题

1.2.1结垢影响堵塞防污染管柱

LLXX11 井在使用防污染管柱666644 天后, 由于供液问题进行检泵作业, , 起出防污染管柱。发现防污染封隔器上方有22 米的垢渣杂质, 起出防污染管柱发现管柱内部被垢堵死。

1.2.2洗井时存在漏失问题

LLXX22 井在使用防污染管柱632 天后, 泵车热洗清蜡施工时发现防污染管柱密封不严, 计算灌满油套环空液柱体积约为22方, 但是套管试压时泵入25 方液体, 压力仅为1MPa, 防污染管柱存在漏失。

1.3新型防污染管柱的改进

改进后的新型防污染管柱, 使得作业过程中, 沉砂、蜡等污物可直接落入尾管底部。封隔器密封胶筒处于顶部, 简单冲洗后即可打捞, 防止了沉砂、蜡等污物卡封隔器, 避免造成大修风险。有效地防止洗井液、修井入井液污染油层。

1.3.1球阀改为侧向单流阀

针对结垢问题, 新型防污染管柱该井球阀为侧向单流阀, 并增加了100米尾管, 分流了通道内的沉垢和杂质等, 使单流阀不易垢卡。

1.3.2增强封隔器耐压等级

针对新型防污染管柱的洗井漏失问题, 采取了增强封隔器耐压等级措施。改进后将PFSS- 445- 115 封隔器改换成JDY455-114封隔器。

2新型防污染管柱的现场应用

2.1新型防污染管柱应用效果

根据油井生产情况我区选取6 口井的防污染管柱现场实验, 平均含水恢复期为3.2 天 (较使用前缩短4.5 天) , 平均单井洗井漏失减少24m3, 共维护产量99吨。

应用表明, 新型防污染管柱密封性能良好, 应用过程中简易好操作, 能有效防止入井液漏失污染油层, 且缩短了作业工序, 解决了油井作业及生产中的实际问题。

2.2新型防污染管柱的经济分析

使用新型防污染管柱前产生费用:8万元/井

2.2.1清防蜡方式为自循环洗井 (周期为30天) , 单价为3325元, 一年费用4万元/井;

2.2.2单次泵车洗井中微泡费用 (洗井周期150天) :单价为2万元, 一年费用4万元/井。

使用新型防污染管柱后产生费用:3.8万元/井

2.2.3防污染管柱费用:2.8万元/井;

2.2.4 清防蜡方式为泵车洗井 (洗井周期150 天) , 单价为:5000元, 一年费用1万元/井;

通过上述分析, 以我区的清防蜡方式, 使用新型防污染管柱平均单井节省费用4.2万元/年, 目前应用6口油井, 平均单井使用周期为500 天, 节约费用为7.7 万元/井, 共节省约44.2万元。

3结语

3.1 新型防污染管柱能够大幅度减少油井漏失量, 明显减少使用后油井生产过程中对油层造成的污染。

3.2 使用新型防污染管柱后, 使用活性水洗井替代了化学药剂, 有效降低了油井维护及作业成本。

3.3 新型防污染管柱拓展了油层保护技术范围, 稳定了油井产能, 特别适用于漏失严重、易结垢油井, 具有十分广泛的应用前景。

摘要：在实际生产中“三低” (低液面、低液量、低含水) 油井或结蜡油井普遍, 在泵车洗井过程中出现漏失不返液甚至倒吸现象, 容易造成油层污染, 致使洗井后油井含水数天居高不下, 或洗井液根本无法返出地面而直接进入油层, 大大影响了原油产量。使用防污染管柱, 是用机械卡封的方式来阻止外来工作液进入油层, 达到保护油层, 缩短含水恢复期的目的。

低渗透油井第6篇

关键词：底水油藏,直井,水平井,临界产量,半渗透隔板,隔板厚度

如何能够有效抑制水锥并延长油井的无水采油期一直是底水油藏开发时所面临的难点问题,油井生产时的最大无水采油量就叫作临界产量,临界产量是底水油藏工程研究的重要研究内容,它为油井合理配产提供了参考依据。国内外许多学者[[6][9][3]曾对临界产量进行过研究,但这些模型大多未能考虑油层中隔夹层对油井临界产量的影响。针对隔夹层,李传亮[11]首次提出了不渗透、半渗透隔板的概念,并对带不渗透隔板的底水油藏直井临界产量进行研究。但目前对于油层中存在半渗透隔板的情况还鲜有研究,鉴于此,笔者在前人的研究成果之上,综合考虑隔板渗透性和隔板厚度的影响,推导出直井的临界产量计算公式,并通过将水平井的渗流场近似分解成外、内两个渗流场的方法,利用等值渗流阻力、镜像反映法得到水平井的临界产量计算式。

1 带隔板底水油藏的锥进机理

油层中具有半渗透隔板和不渗透隔板的底水锥进路径不同,当油层中有隔板存在时,底水到达隔板两端后,会不断地聚集,最后,底水会突破顶点并沿着隔板进入油井底部图1(a)。而对于带半渗透隔板的底水油藏,由于隔板具有一定的渗流能力,底水会穿过隔板而直接流入井底,隔板只能起到降低底水锥进速度的作用,无法改变底水锥进的路线图1(b)。

2 临界产量公式的建立

2.1 直井临界产量公式

当用直井开采带半渗透隔板的底水油藏时,流体的渗流速度为[11]:

式(1)中,v为达西渗流速度,m/s;a为油层垂向、水平渗透率之比;Kh为水平方向的渗透率,μm2;ho为油层的厚度,m;hp为油层的射开厚度,m;β为半渗透隔板和油层的水平渗透率之比;b为隔板厚度,m;μo为地层原油的黏度,m Pa·s;p为压力,MPa;r为半径,m。

流体在稳定流动条件下,油井地面产量与流速的关系式为:

式(2)中,Qz为直井的产量,m3/d;Bo为原油体积系数,无量纲。

将式(2)代入式(1)并对等式两边进行积分后,得到直井的产量为:

式(3)中,Δp为水平井生产压差,MPa;re为油井的泄油半径,m;rw为井筒的半径,m。

水锥稳定的临界条件为:

式(4)中,ρw为地下水的密度,g/cm3;ρo为地下原油的密度,g/cm3;g为重力加速度,g/m2。

将式(4)代入式(3)整理后,得到半渗透隔板直井的临界产量为:

式(5)中,Qcz为半渗透隔板直井的临界产量,m3/d。

用SI常用工程单位表示各变量,式(5)可转化为:

运用实例分别对带不渗透隔板[10]和半渗透隔板的直井临界产量进行对比计算,由计算结果(图2)可知,不论隔板是否具有渗透能力,油井临界产量均随油层厚度的增加而增大。当油层厚度小于40 m时,由于油层较薄,油井见水快,此时,隔板主要起抑制底水锥进的作用,因此,不渗透隔板的临界产量大于半渗透隔板的临界产量;而当油层厚度大于40 m后,由于油井产能充足且底水锥进到井底的时间延长,此时隔板以减弱底水对油层的驱动能量为主,所以不渗透隔板的临界产量小于半渗透隔板的临界产量。

2.2 水平井临界产量公式

对外部渗流场(图3),底水的脊进路线为A→B→C→D,利用式(5)可得外部渗流场的临界产量为:

式(7)中,Qco为水平井外部渗流场的临界产量,m3/d。

对内部渗流场,将水平井长度当作“油层厚度”,夹层为半渗透层,运用镜像反映原理可得到“井眼”处的产量[12]:

式(8)中,Qci为水平井内部渗流场的临界产量,m3/d;Kv为垂向渗透率,μm2;L为水平井水平段长度,m;rb为垂直平面的驱动半径,m。

在油层厚度ho内,以水平井段作圆心的平面径向流的半径rb为[13]:

对外部渗流场,若油井以临界产量生产,由式(7)可知,其生产压差为:

将式(9)、式(10)代入式(8)后得油井内部渗流场的临界产量为:

由图(3)可知,油井的避水高度为:

式(12)中,Zw为水平井水平段的避水高度,m。

联立式(7)、式(11)、式(12)并采用等值渗流阻力法可得半渗透隔板底水油藏水平井的临界产量为:

同样,采用SI常用工程单位表示为:

3 实例计算

运用实例对本文公式(14)与目前常用的水平井临界产量计算公式进行对比,底水油藏和水平井的相关参数为:Kh=0.139μm2,Kv=0.106μm2,μo=2.78 m Pa·s,Bo=1.34,ρw=1.141 g/cm3,ρo=0.757 g/cm3,ho=18.5 m,b=4 m,β=0.6,L=255m,Zw=13.5 m,re=200 m,rw=0.11 m,油井投产初期的产量为60.48 m3/d,且并未见水。由计算结果(表1)可知,程林松—范子菲公式、Giger公式、修正Chaperon以及窦宏恩公式的计算结果均小于油井的初期产量,分析认为,由于油层中存在的半渗透隔板抑制了底水的脊进速度,使油井的见水时间延长,但这4种计算公式却未能考虑半渗透隔板对临界产量的影响,因此计算的结果较实际值偏小。本文公式(14)是基于底水油藏中具有半渗透隔板的模型提出的,计算的临界产量值(76.77 m3/d)大于油井的初期产量(60.48 m3/d),油井未见水,说明用本文公式预测的临界产量是准确的。

分析隔板厚度,隔板水平渗透率与β(油层水平渗透率)对临界产量的影响(图4、图5)。在隔板厚度相同的条件下,随着a(油层垂向渗透率与油层水平渗透率之比)越大,油井的临界产量就越大;当a一定时,随着隔板厚度的增大,油井的临界产量减小,但当隔板厚度大于30 m后,临界产量的减小弧度趋于平缓(图4)。在a相同的条件下,β越大,油井的临界产量越大,但当β大于0.7后,油井临界产量基本不变(图5)。

4 结论

(1)基于半渗透隔板底水油藏的渗流特征,分别推导出半渗透隔板底水油藏直井和水平井的临界产量计算式,公式综合考虑隔板水平渗透率及隔板厚度对临界产量的影响,能够更为准确地对该类油藏的临界产量进行评价。

低渗透油井第7篇

1 基本概况

1.1 清防蜡现状

采油作业一区目前正常油井106口。所涉及的清防蜡方式多种, 包括常规热洗32口、电加热杆5口、油管电加热15口、化学加药8口、空心杆热洗18口、蒸汽热洗13口、电磁防蜡 (热洗辅助) 13口、人工清蜡 (2口) 等8种清防蜡方式。

1.2 清防蜡存在的问题

常规热洗无论是作为主要的清防蜡方式还是辅助清防蜡方式, 在油田的清防蜡工作中都占有重要地位。2013年一区清防蜡工作因常规热洗入井水量达到10500方, 间接影响产量2500吨, 相当于全区所有油井停产13天, 严重影响油井有效生产时率。今年初, 厂领导提出加大力度降低入井水量, 尽最大努力保护地层不被污染的清防蜡工作方向。

一区通过对常规热洗方式的分析, 认为常规热洗原理是通过大排量入井液加温强排清蜡, 这就加剧了地层温度的下降和油井含水率的上升, 同时在生产过程中发现常规热洗还有以下缺点: (1) 污染地层。通过以往热洗排液情况发现, 抽油机无法达到热洗车泵排量, 60 m3洗井液在洗井过程中只能返出10~20m3, 大部分洗井液进入了地层或留在井筒中。 (2) 排水期较长。通过对以往的水洗油井的分析, 在热洗后发现排水期为6~8天不等, 严重影响了油井的有效生产时率。

如果能够有一种方式可以降低热洗入井水量至抽油机理论排量, 势必会使入井水量和采出量达到趋近于平衡的状态, 这样进入地层的量将微乎其微, 有效缩短返水期, 将有效避免地层污染。

1.3 创新思路, 解决难题

针对作业区清防蜡存在的问题, 结合现场油井实际情况, 对设备流程进行改造, 创新思路, 通过利用站内配水间系统、井场自行加热对油井实施热洗, 实现减少入井水量, 达到最佳的清防蜡目的。

经现场情况分析, 于30区块中于2-5、于3-07、于4-05、于3-06、于3-05、于301等六口井, 该区块是我区注水见效明显的区块, 动液面普遍在1400米左右, 供液能力较好, 而且井间距较小, 利用井场老管线改造, 首先对于30块6口生产井实施高温低液热洗。

2 高温低液热洗工艺简介 (方法一)

2.1 工艺原理

该工艺是选取同一平台或距离较近的井, 利用废弃管线对各油井的井口流程进行改造, 利用注水流程和阀组管汇, 建立起一套利用本站注水系统的来水通过两台高压水套炉加温, 然后对本站生产井进行热洗清防蜡。

2.2 高温低液热洗操作流程

(1) 初期阶段:在配水间将注水闸门打开, 先用加热炉将洗井液进行预热, 把加热后的洗井液导入被洗井套管, 温度控制在40~50℃, 当井口连续出液时进入下一阶段。

(2) 化蜡阶段:第二阶段入井液温度控制在90℃以上, 同时定时测量电机电流和温度变化, 井口回油温度要达到50℃。

(3) 巩固阶段:电流趋于平稳且负荷明显下降, 进入第三阶段, 井口反液温度达到60℃, 最后取样口处不返蜡即可结束。

该技术优点主要体现在以下四个方面:流程简单, 改造费用低;流量可以随时控制, 精确度高, 减少入井水量, 减少了对地层的伤害;排水期短, 间接增油, 不受时间条件制约, 可以根据油井实际结蜡情况随时洗井。

3 高温低液热洗工艺简介 (方法二)

通过成功对于30块各井实施高温低液热洗后, 经研究分析, 解决了井场没有废弃管线如何实施高温低液热洗的难题。

3.1 工艺流程 (图1)

3.2 操作步骤

(1) 确定一个平台A井为准备实施反洗的井, B为同平台进站井。两口井都有单独进站管线。 (2) 通过工艺流程改造实现两口井能够合走进站生产, 将站内配水间空头与计量间空头连接起来。 (3) 洗井首先将A井套压放至归零, 通过站内计量间以及平台井井口倒流程的方式, 使配水间来水进入计量流程流向A井套管, A、B两口井同时合走B进站管线进站走混输外输生产, 将A井加热炉温度提高至需求温度。 (4) 调整洗井液量接近A井理论排量即可, 洗井时间和周期可根据单井结蜡程度而定, 洗井过程中被实施井冲次尽量调高, 加快排液速度。

3.3“三控制、一规范”保证热洗质量

为保证高温低液热洗安全、稳定实施, 提出“三控制、一规范”的管理方法, 即通过配水间自控水表——控制瞬时水量;通过井场两级串联加热炉提温——控制入井水量温度;通过自行热洗, 不受热洗车辆、运行等限制---控制热洗运行时间。

通过上述三方面控制, 规范了油井热洗周期、入井水量、温度和运行时间, 保证了热洗质量。

4 结论

通过现场的实践试验, 我们总结出油井高温低液热洗工艺具有以下优点: (1) 每次洗井所需洗井液减少, 减少了外来流体对油层造成的污染; (2) 缩短了洗井的排液周期, 增加了油井的产油量; (3) 该工艺既有效节约清蜡成本, 提高了清蜡效果, 又具有一定的推广使用价值, 为油田降本增效工作做出了积极贡献。

热洗过程中的排蜡情况。由于要保证来水入井温度, 势必导致来水排量不能太大, 这样就存在油管内被清洗下来的蜡如何尽快排出的问题。我们准备逐步把高温低液洗井所涉及的油井都更换成变频器启动, 这样在热洗过程中可以适当的增加冲次, 加快蜡排出的速度, 而且在热洗完成后减少排液期, 做到一举两得。

实现“蒸汽热洗”。在热洗追踪过程中发现, 高压流量自控仪排量控制在1.5 m³/h的时候, 加热炉出口温度能达到100℃以上, 现已对于4-05井在9月26日实施热洗, 用量15 m3, 入井温度达到105℃, 清蜡效果明显, 排水期只有一天, 进一步减少入井水量, 减少对地层的污染, 提高油井的生产时率, 更好地体现高温低液热洗的特点。下一步逐渐对油井实施“蒸汽”热洗, 减少排量、提高温度, 热洗水量控制在15 m3的情况下也能达到清蜡效果。

摘要：油田日常生产中, 水洗一直是油井清蜡的主要措施之一, 虽然水洗清蜡有使用范围广、热洗效果可靠等优点, 但同时具有污染地层、增加油井排液期、影响油井产量等缺点。高温低液热洗技术可以减少入井水量, 减少对地层的污染, 而且管理方便, 热洗效果好, 清防蜡效果明显。