采油工程方案设计.ppt

1、1,采油工程方案设计,陈 德 春,石油大学（华东）石油工程学院 2004年3月,2,8.1 解堵工艺设计 8.2 油水井防砂工艺设计 8.3 清防蜡工艺设计 8.4 堵水与调剖工艺设计 8.5 清防垢工艺设计 8.6 防腐工艺设计,第八章 采油工程配套工艺设计,主要内容：,3,8.1 解堵工艺设计,油水井在建井、完井和油田开发的全过程中，由于内在或外在因素的变化及相互作用，在储层内部会发生物理的、化学的或生物的变化，造成储层渗透通道堵塞，产能下降。为此在编制采油工程方案时，应收集有关资料，分析和预测储层伤害的类型，根据预测结果进行诊断，研究并提出解堵的措施和概念设计。,第八章 采油工程配套工艺

2、设计,（1）可能造成油层损害的原因、损害类型及程度分析 （2）解堵方法选择 （3）解堵工艺参数设计 （4）推荐解堵工艺方案,4,五敏试验结果 孔隙结构分析报告（压汞试验和薄片扫描）、矿物全分析、粘土全分析（X衍射） 不稳定试井（现代试井解释，重点是表皮系数和堵塞半径） 储层流体的全分析（油、气、水） 高压物性试验 钻井和完井总结 开发试验区动态资料（重点是注水指示曲线、采油指数、产液指数变化等）,8.1 解堵工艺设计,8.1.1 研究储层伤害所必须的资料,5, 储层中所含的膨胀型粘土矿物如蒙脱石及伊蒙混层粘土矿物与水接触时会发生膨胀、分散，从而造成地层堵塞； 非膨胀型粘土矿物微粒运移堵塞； 外

3、来流体中的固体颗粒堵塞； 泥浆滤液侵入引起油相渗透率下降造成的“水锁”； 入井液体与地层矿物不配伍，发生反应生成沉淀造成堵塞； 注入水中的微粒、微生物及其代谢产物引起的注水层堵塞。,8.1 解堵工艺设计,8.1.2 油层损害原因,6,8.1 解堵工艺设计,8.1.3 损害类型诊断与解除,7,8.1 解堵工艺设计,8,伤害程度用表皮系数大小来表示。,8.1 解堵工艺设计,8.1.4 损害程度,9,1）应用不稳定试井，现代试井解释技术，求出表皮系数和堵塞半径，也可以计算其它评价伤害的标准。,8.1 解堵工艺设计,8.1.5 常用的解堵措施及概念设计,2) 确定伤害时间和伤害源，一般根据油藏动态资料

4、分析判断伤害的时间，查清当时可能造成伤害的原因，伤害源的成分和产状，然后用室内流动试验加以核实。,根据以上诊断结论，按伤害类型区分各种不同的伤害源，分析研究解堵方案，初步定出几种配方和工艺，再用室内静态、动态模拟试验优选最佳配方和工艺，作为概念设计的依据。,（1）解堵前的诊断技术,（2）解堵概念设计,10,8.1 解堵工艺设计,8.1.6 酸化解堵,（1）几种常用的常规酸液的特点及适用范围,11,自生缓速酸(服)体系。为了增加处理半径，采用的一种地下合成服的办法，延迟反应时间，加大酸窜距离。,8.1 解堵工艺设计,8.1.6 酸化解堵,（2）常见的酸液体系,常规盐酸体系。典型配方为4-28浓度

5、的HCl+缓蚀剂+表面活性剂+铁离子稳定剂，适用于碳酸盐岩油藏和钙质胶结的油藏。,土酸体系。典型配方为36浓度的HF+10-15浓度的HCl+缓蚀剂+表面活性剂+铁离子稳定剂。适用于溶解石英、粘土和长石。,12,泡沫酸体系。使用一种或多种特殊的表面活性剂作起泡剂，使酸液与气体(N2或C02)经过强烈搅拌、混合，形成以酸为连续相、气体为分散相的泡沫体系，体系中气相体积占总体积的百分比称为泡沫质量。其特点是泡沫质量越高，粘度越高；温度越高粘度越低；泡沫质量越高，酸岩反应速度越慢，酸窜距离越大；泡沫质量越高反排能力越强。,8.1 解堵工艺设计,8.1.6 酸化解堵,（2）常见的酸液体系,稠化酸体系。

6、由酸液与稠化剂(或交联剂)配制而成。高粘酸液中的高分子结构束缚H+的传质而减小酸岩反应速度；高粘酸液减小滤失，增大流速，相对地获得缓速效果。,13,B有机土酸，一般是在土酸配方的基础上，用浓度为9的甲酸取代浓度为12的盐酸，特别适合于高温地层(93150)。优点是降低管线和设备的腐蚀速度，减少二次污染。缺点是溶蚀能力弱、成本高。,8.1 解堵工艺设计,8.1.6 酸化解堵,（2）常见的酸液体系,多组分酸体系,A盐酸有机酸，是利用HCl溶蚀能力强，提高渗流能力，又利用有机酸抗高温、低腐蚀的特性，待HCl耗尽后才电离而溶蚀岩石，它可以达到深度酸化的目的。,14,C复合酸是为了弥补单一酸酸化的不足，

7、针对不同的目的而采取的对症下药的酸液配方，通常由盐酸、氢氟酸、氟硼酸和乙酸组成，调整不同的浓度和用量，加之配以不同的添加剂，形成不同的性能和效果。由于盐酸和氢氟酸的存在，抑制了氟硼酸的水解速度，进一步扩大了处理半径。同时对地层骨架破坏小，而且具有良好的溶蚀石英、长石、粘土和硅酸盐的效果，同时还有缓蚀、防乳化、破乳、降低表面张力、防膨和稳定铁离子等作用。,8.1 解堵工艺设计,8.1.6 酸化解堵,（2）常见的酸液体系,多组分酸体系,15,D、互溶土酸酸化是在酸化过程中采用土酸处理后，用互溶液作为后置液的酸化。具有对岩石溶蚀率高、避免沉淀、缓蚀效果显著、防乳化、破乳、降低表面张力、减少形成酸化过

8、程产生的酸渣、改变岩石润湿性的能力。,8.1 解堵工艺设计,8.1.6 酸化解堵,（2）常见的酸液体系,多组分酸体系,磷酸缓速酸化体系。磷酸电解度低，缓速效果明显，适用于钙质含量高的砂岩或碳酸盐岩油藏。,16,8.1 解堵工艺设计,8.1.6 酸化解堵,缓蚀剂 表面张力降低剂 防乳、破乳表面活性剂 铁离子稳定剂 助排剂 粘土稳定剂 降阻剂 转向酸化剂（暂堵剂） 胶凝剂,（3）常见酸化添加剂,17,利用火药或火箭推进剂燃烧，瞬时产生高温、高压气体，压开多条径向裂缝，同时裂缝面会产生轻微的错动，当裂缝闭合后仍能保持一定的导流能力。 这种措施由于总能量不大，故裂缝不长。燃烧时产生的高温能熔解有机垢（

9、石蜡、胶质、沥青）解堵，水力震荡作用有助于解除机械堵塞。火药燃烧后产生的二氧化碳、氮气等气体，溶于原油会使原油粘度、表面张力降低，有助于增产，所以最适合解堵以及强水敏、酸敏地层，但不适用于疏松油藏。,8.1 解堵工艺设计,8.1.7 其它解堵方法,（1）高能气体压裂,18,8.1 解堵工艺设计,8.1.7 其它解堵方法,（2）水力震荡解堵技术,利用水力脉冲震荡器，产生自激震荡形成的脉冲射流作用于油层，产生疲劳裂隙。由于振动波具有强的穿透能力，油层中流体快速往复振动，从而解除了油层中的机械堵塞物，增加产量。,（3）水力旋转射流解堵技术,（4）杀菌解堵技术,利用井下的水力旋转射流震荡器，产生高压的

10、震荡旋转射流，既有效地冲洗射孔孔眼，也有水力震荡解堵的作用。,根据油田存在的细菌和预测细菌繁殖情况，经过室内试验筛选出杀菌剂配方和工艺。,19,8.1 解堵工艺设计,8.1.7 其它解堵方法,（5）电脉冲井底处理技术,通过井下液体中电容电极的高压放电，在油层中造成定向传播的压力脉冲和强电磁场，产生空化作用，解除油层污染，对油层造成微裂缝从而达到增产增注目的的工艺措施。,（6）超声波井底处理技术,利用超声波的振动、空化作用等作用于油层，解除近井地带的污染和堵塞，以达到增产增注目的的工艺措施。,20,（7）人工地震处理油层技术,利用地面人工震源产生强大的波动场作用于油层进行振动处理，从而提高油层中

11、油相渗透性及毛管渗流和重力渗流速度，促使石油中的原始溶解气及吸附在油层中的天然气进一步分离，以达到提高原油产量及采收率的目的。,8.1 解堵工艺设计,8.1.7 其它解堵方法,21,(8) 微生物采油技术,通过向油层注入选择的微生物，微生物为了生存就地生长，其产物随之发生激励和运移，从而提高原油采收率的技术措施。,8.1 解堵工艺设计,8.1.7 其它解堵方法,22,主要解堵方法特点对比,8.1 解堵工艺设计,23,（1）出砂的可能性及出砂规律分析：根据储层特征、试油及试采资料，以及油水井的工作制度进行出砂预测。 （2）防砂方法选择：针对储层岩石结构、出砂预测结果以及各种防砂工艺对油藏的适应性

12、，选择高效、经济、适用的防砂方法。 （3）防砂工艺参数设计及配套技术：针对所选定的防砂方法，优选工艺参数，提出配套技术。 （4）推荐的油水井防砂工艺方案。,8.2 油、水井防砂工艺设计,第八章 采油工程配套工艺设计,24,地质因素是指储层的地质条件，如砂岩胶结物含量及分布、胶结类型、成岩压实作用、地质年代等，一般来说，胶结物含量低、地质年代新、埋藏浅、成岩强度低的砂岩，容易出砂。,8.2 油、水井防砂工艺设计,8.2.1 影响出砂因素,(1)地质因素,25,1)生产压差过大，采油速度过高； 2)不适当的增产措施(酸化、压裂)及频繁的修井作业； 3)油井含水上升； 4)油田开采中、后期，为了保持

13、油井稳产，大幅度提高油井产液量，加剧了对地层颗粒的冲刷。 一般来说，油井出砂主要是地质原因造成的，其次才是开采过程中措施不当，从而加剧了油井出砂。,8.2 油、水井防砂工艺设计,8.2.1 影响出砂因素,（2）开采因素,26,8.2 油、水井防砂工艺设计,8.2.2 出砂预测方法,(1)现场观测法,1)岩心观察。疏松砂岩用常规取心工具取心，收获率很低，取心筒提到地面后，岩心很容易从取心筒取出或自行脱落，取出的岩心用手一触即碎或停放数日后自行破裂，将岩心浸入淡水或盐水中，容易破碎。,2)试油观察。在油井测试求产期间，如果发现原油中含有一定数量的地层砂或含砂量较多，则油井投产后肯定要出砂的。如果在

14、产量测试时，未发现明显出砂，但仔细检查管柱及工具，发现在接箍台阶处附有砂粒，或者探井底时发现砂面上升，则油井可能出砂。,3)对比观察，与本油田同一地质年代的相临油田对比，如果该相临油田在生产过程中出砂，则本油田出砂的可能性很大。,27,1）模量法 地层强度同岩石的动弹性参数如剪切模量、体积模量有良好的相关性。剪切模量是剪切载荷同横向应变之比；体积模量是岩石体积压缩系数的倒数，取决于岩石颗粒和流体的压缩性。国外通过大量生产实践总结出出砂预测的组合模量法和斯伦贝谢法。,8.2 油、水井防砂工艺设计,(2）经验法,28,需要根据声速及密度测井资料，利用下式计算岩石的弹性组合模量（出砂指数、产砂指数或

15、单向扬氏模量）：,根据岩心分析、测井资料解释和出砂史分析，Ec值越小越易出砂。胜利油田防砂中心用组合模量法在一些油气井中作过出砂预测，准确率在80%以上。 对现场大量油气井出砂统计结果分析后得出如下结论： 时，正常生产时油气井不出砂 时，正常生产时油气井轻微出砂 时，正常生产时油气井严重出砂,8.2 油、水井防砂工艺设计,a. 组合模量法,29,b.斯伦贝谢方法ESEB,式中：ESEB是岩石密度、泊松比、声波时差的函数。,8.2 油、水井防砂工艺设计,30,声波测井测出的声波时差（纵波）值同岩石的孔隙度有良好的对应关系，较小的声波时差值如50s/ft（164s/m）代表低孔隙度，坚硬、高密度的

16、岩石；较大的声波时差如95s/ft（312s/m）代表高孔隙度，松软、低密度岩石。通过声波测井同出砂井的对比，可以得出本地区的出砂临界值。,8.2 油、水井防砂工艺设计,2）用声波测井数据确定出砂门限值,(2）经验法,31,Pdd为临界生产压差,UCS为岩石单轴强度，L为系数，受地区因素影响,8.2 油、水井防砂工艺设计,3）孔隙度法,(2）经验法,地层孔隙度可以作为判别地层是否出砂的依据之一。若地层孔隙度高于30%，出砂的可能性就大。,4）单轴抗压强度法,Shell公司Veeken等人假设岩石出砂是由于遭受张力破坏。此方法源于岩石力学，其在实际应用中，预测模式为：,32,数值计算预测出砂方法

17、的研究对象是介于固结疏松之间的地层。许多公司和专家在理论模型和数值计算、模拟方面做了大量有实用价值的工作，研究范围覆盖了弹塑性力学、渗流力学、有限元、离散元、统计学、实验室力学岩石特性参数测量、测井数据的解释等方面。,8.2 油、水井防砂工艺设计,(3）数值计算方法,33,8.2 油、水井防砂工艺设计,(4）实验模拟法,20世纪90年代初，壳牌公司、斯伦贝谢公司和TeraTek（泰雷泰克）公司等分别进行了实验室出砂模拟研究，得到大量有价值的成果。,斯伦贝谢公司,试验岩心：带有模拟炮眼的人造岩心,考虑因素：应力、流量、流体粘度和岩石强度等,结论：流速最主要，超过0.2m/s时就有可能出砂,建议：

18、使用大孔径、高孔密射孔可提高不出砂的临界生产压差。,34,8.2 油、水井防砂工艺设计,8.2.3 防砂方法分类,（2）下入防砂管柱加充填物。充填物的种类很多，如砾石、果壳、果核、塑料颗粒、玻璃球或陶粒等。这种防砂方法能有效地将油层砂限制在油层中，并使油层保持稳定的力学结构，防砂效果好，寿命长。,（1）下入防砂管柱挡砂，如割缝衬管、绕丝筛管、胶结滤砂管、双层或多层筛管等。这类方法工艺简单，具有一定的防砂效果，但由于防砂管柱的缝隙或孔隙易被油层细砂所堵塞，一般效果差、寿命短。,(1)机械防砂,35,（1）人工胶结砂层。从地面向油层挤入液体胶结剂及增孔剂，然后使胶结剂固化，在油气层层面附近形成具有

19、一定胶结强度及渗透性的胶结砂层，达到防砂目的的方法。目前使用广泛的有酚醛树脂溶液及酚醛溶液地下合成等方法。,8.2 油、水井防砂工艺设计,8.2.3 防砂方法分类,(2) 化学防砂,36,（3）其它化学固砂法。这类方法制约条件较多，使用不广泛。化学防砂方法适用于渗透率相对均匀的薄层段，在粉细砂岩油层中的防砂效果优于机械防砂。但其对油层渗透率有一定的损害，成功率也不如机械防砂，还存在老化现象、相对成本较高等缺点，应用程度不如机械防砂。,8.2 油、水井防砂工艺设计,（2）人工井壁。从地面将支护剂和未固化的胶结剂按一定比例拌和均匀，用液体携至井下挤入油层出砂部位，在套管外形成具有一定强度和渗透性的

20、壁面，可阻止油层砂粒流入井内而又不影响油井生产的工艺措施。如水泥砂浆、树脂核桃壳、树脂砂浆、预涂层砾石人工井壁等。,37,焦化防砂的原理是向油层提供热能，促使原油在砂粒表面焦化，形成具有胶结力的焦化薄层。主要有注热空气固砂和短期火烧油层固砂两种方法。,8.2 油、水井防砂工艺设计,8.2.3 防砂方法分类,(3) 焦化防砂,38,砂拱防砂实质是靠一种机械力量来强迫压实出砂的裸眼井壁，例如采用套管外膨胀式封隔器，以提高井眼周围地层应力水平，达到甚至超过地层未钻开前的原始应力。这样，可减少油井出砂的可能性，油井投产后，地层砂流经射孔处时，可自然堆积，形成具有一定承载能力的砂拱，可阻止地层出砂。优点

21、是井筒内无任何机械装置，便于后期处理。缺点是砂拱稳定性差，防砂效果不易保证。一般只用于出砂不严重的中、粗砂岩地层和中、低产油井，不宜用于粉细砂岩和高产井。,8.2 油、水井防砂工艺设计,8.2.3 防砂方法分类,(4）砂拱防砂,39,防砂方法分类,8.2 油、水井防砂工艺设计,40,立足于先期防砂。根据油藏地质研究和试油试采资料，结合出砂预测，一旦判定地层必然出砂，应立足于先期防砂完井，从这一概念出发来选择防砂方法。 1)结合油藏地质特征，综合考虑工艺、技术条件和。防砂费用，合理选择防砂方法。 2)立足保护油层、减少伤害，以保持油井获得最大产能为目标，进行方法优选。,8.2 油、水井防砂工艺设

22、计,8.2.4 防砂方法选择,(1) 选择原则,41,2)完井井段长度：机械防砂一般不受井段长度的限制，如果防砂井段长，夹层较厚，可进行分段防砂。化学防砂主要用于短井段地层，一般井段长度不超过8m(25ft)。,8.2 油、水井防砂工艺设计,8.2.4 防砂方法选择,(2) 防砂方法优选必须考虑的因素,1)完井类型：常用的完井方式有套管射孑L完井和裸眼完井。对油、气、水层关系复杂，有泥岩夹层的砂岩，可考虑套管射孔完井，进行先期管内砾石充填防砂。对原油粘度偏高，油层单一，无气、水夹层的疏松砂岩，可考虑裸眼砾石充填先期防砂。,42,8.2 油、水井防砂工艺设计,3)油层物性：绕丝筛管砾石充填对油层

23、砂粒度、渗透率、均质性要求不高，但不宜用于粉细砂岩地层。化学防砂对油层砂的粒度适应范围较广，尤其适用于粉细砂岩。滤砂管防砂一般只对中、粗砂岩地层有效。管外膨胀式封隔器砂拱防砂只适于出砂不严重的中、粗砂岩。,4)产能损失：无论那种防砂方法，都应力争在控制出砂的前提下，使油井产能损失最小。比较而言，砂拱防砂产量损失最小，但防砂稳定性差。裸眼砾石充填产能最高，只要油层单一，地质条件允许，可优先考虑选用。粉细砂岩容易引起滤砂管堵塞，导致产量急剧下降，不宜选用滤砂管防砂。管内绕丝筛管砾石充填和化学防砂，在施工中应考虑必要的配套措施，以便最大限度地维持油井产能。,5)成本费用：施工成本是选择防砂方法的重要

24、因素，但也要考虑防砂后长期综合经济效益。,43,防砂方法对比表,8.2 油、水井防砂工艺设计,44,防砂方法对比表,8.2 油、水井防砂工艺设计,45,防砂方法筛选表,8.2 油、水井防砂工艺设计,46,8.2.4 防砂方法综合评价,油井出砂，首先是由于地质原因造成的，其次才是开采上的原因，尤其是在投产初期就大量出砂的油井，更是如此。出砂油层的地质特点是多种多样的：从油层结构上可分为粗、中、细砂岩，粉细砂岩；在纵向分布上，可分为单层、多层、薄层和油、气、水层间互；从出砂程度上，可分为严重出砂、轻微出砂；从原油性质上，可分为稀油、稠油、特稠油；而特稠油油田需要注蒸汽热采，才能维持油井正常生产。因

25、此，一个出砂的油田选用哪种防砂方法，必须结合油层地质特征、油井产量的高低、防砂的有效程度以及防砂的经济效益采综合考虑。,8.2 油、水井防砂工艺设计,47,1)适用于多层，油、气、水层间互，严重出砂的油井。 2)不受井段长度的限制，如井段长时，可将油层划分几段分段进行砾石充填。到了油田开采的中后期，还可利用滑套开关控制含水上升速度。 3)适合于粗、中、细砂岩防砂，一般有效期可达l0a以上。 4)不适合粉细砂岩防砂。,8.2.4 防砂方法综合评价,8.2 油、水井防砂工艺设计,(1)管内绕丝筛管砾石充填,48,1)适用于单一油层，不含油、气、水层及泥岩夹层。 2)适用于高粘度稠油油田，可减少油流

26、阻力。 3)适用于粗、中、细砂岩防砂，不适用于流砂层和粉细砂岩。裸眼砾石充填，在应用上有局限性，只有单一油层，地质条件合适，才能采用。,8.2.4 防砂方法综合评价,8.2 油、水井防砂工艺设计,(2)裸眼砾石充填,49,是一项对高渗透疏松砂岩油藏既进行压裂、又进行砾石充填的复合技术。可以使油井既增产又防止油井出砂。不足之处是两项工艺技术结合在一起，施工工艺复杂，费用高。,8.2.4 防砂方法综合评价,8.2 油、水井防砂工艺设计,(3)水力压裂砾石充填,50,其工艺及工具必须考虑能耐高温，高温注汽井砾石充填与常规井不同的是： 1)砾石直径和砾石附加量要增加30左右。 2)中心管在高温下可自由

27、伸长，并保持密封。 3)选用高温的铅封封隔器。 在注蒸汽热采的稠油油田中，高温注汽井砾石充填防砂是应用最广泛的方法，其次是多孔陶瓷滤砂管和金属纤维滤砂管。,8.2.4 防砂方法综合评价,8.2 油、水井防砂工艺设计,(4)高温注汽井砾石充填,51,既可起到裸眼完井作用，又可防止裸眼井壁坍塌堵塞井筒，同时在一定程度上起到防砂作用。适用于出砂不严重的中、粗砂岩地层。目前在水平井完井中应用较多。,8.2.4 防砂方法综合评价,8.2 油、水井防砂工艺设计,(5)化学防砂,多采用酚醛树脂地下合成和树脂涂层砾石防砂，对粉细砂岩效果较好。其优点是施工简单，井下不留任何装置；不足之处是只适用于井段不超过7.

28、6m(25ft)的单层或薄层防砂。在油层条件下随时间延长而老化，有效期不会太长。,(6)割缝衬管防砂,52,（4）推荐的清防蜡工艺方案。,8.3 清、防蜡工艺设计,第八章 采油工程配套工艺设计,（1）含蜡量、蜡性及结蜡规律分析：在对原油组成和性质、含蜡量、蜡性、结蜡条件的室内实验分析的基础上，结合试采资料进行油井结蜡规律的研究。,（2）防蜡方法选择：根据结蜡规律的室内研究及必要的矿场试验结果，并借鉴同类油田的经验，选择经济有效的防蜡方法。,（3）清防蜡工艺参数设计和配套技术。,53,石油中有一些高熔点而在常温下为固态的烃类，它们通常在油藏中处于溶解状态，但如果温度降低到析蜡温度时，就拿有一部分

29、蜡结晶析出。这种从石油中分离出来的固态烃类称之为蜡。蜡可分为两种，一种是石蜡，常为板状或鳞片状或带状结晶，相对分子质量为300500，分子中C原子数是C16C35，属正构烷烃，熔点50度左右；另一种是微晶蜡，多呈细小的针状结晶，相对分子质量为500700，分子中的C原子叛是C35C63，熔点是6090度。石蜡和微晶蜡的特征主要是碳数范围、正构烷烃数量、异构烷烃数量、环烷烃数量不同。,8.3 清、防蜡工艺设计,8.3.1 石蜡的性质,54,石蜡是以正构烷烃为主，而微晶蜡是以环烷烃为主。 石蜡能够形成大晶块蜡，是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因。微晶蜡，由于其熔点高且蜡质为粘性，清蜡和防蜡都很困

30、难。 国内大部分油田原油中所含的蜡属于石蜡，其正构烃碳原子数占总含蜡量的比例各有不同，但均呈正态分布，碳原子数高峰值约在C25左右，蜡的熔点较低，清、防蜡比较容易。,8.3 清、防蜡工艺设计,55,（2）温度对结蜡的影响：当温度保持在析蜡温度以上时，蜡不会析出，就不会结蜡，而温度降到析蜡温度以下时，开始析出蜡结晶，温度越低，析出的蜡越多。值得注意的是，析蜡温度是随开采过程中原油组分变化而变化的，应当根据预测的开发过程原油组分变化情况，用高压物性模拟试验测试析蜡温度变化。,8.3 清、防蜡工艺设计,8.3.2 影响油井结蜡的主要因素,（1）原油性质与含蜡量对结蜡的影响：原油中轻质馏分越多，溶蜡能

31、力越强，析蜡温度越低，越不容易结蜡。,56,（3）压力对结蜡的影响：当原油生产过程中井筒内压力低于原油饱和压力时，溶解在原油中的气相从原油中脱出，一方面降低了原油中轻组分的含量，使原油溶解蜡的能力降低。同时，气体膨胀带走了原油中的一部分热量，引起原油自身温度降低，更促进结蜡。,8.3 清、防蜡工艺设计,57,（4）原油中胶质和沥青质对结蜡的影响：随着胶质含量增加，析蜡温度降低。胶质本身是活性物质，可以吸附在蜡晶表面，阻止蜡晶长大。而沥青质是胶质的进一步聚合物，不溶于油，呈极小颗粒分散于油中，对蜡晶起到良好的分散作用。但是有胶质沥青质存在时，沉积的蜡强度明显增加，不易被油流冲走，又促进了结蜡。由

32、此可见，胶质和沥青质对结蜡的影响，一方面减缓结蜡，另一方面蜡一旦沉积下来，其硬度就比较大。,8.3 清、防蜡工艺设计,58,(5)原油中的机械杂质和水对结蜡的影响：机械杂质和水的微粒都会成为结蜡核心，加速结蜡。但随着含水上升，同样的流量，井下温度会上升，析蜡点上移，结蜡现象会减轻。矿场实践和室内试验证明，当含水上升到70以上时，会形成水包油的乳化物，阻止蜡晶的聚积，在油管壁上也会形成水膜，使析出的蜡不容易沉积，减缓结蜡。,8.3 清、防蜡工艺设计,59,(6)流速和管壁特性对结蜡的影响：室内试验证明，开始随流速升高，结蜡量随之增加，当流速达到临界流速以后，由于冲刷作用增强，析出来的蜡晶不易沉积

33、在管壁上，从而减缓了结蜡速度，结蜡量反而下降。管材表面性能不同，结蜡量也不同，管壁越光滑越不容易结蜡，表面亲水的比亲油的更不容易结蜡。,8.3 清、防蜡工艺设计,60,(7)举升方式对结蜡的影响：举升方式对油井结蜡有一定的影响。电动潜油泵和水力活塞泵采油因流动温度高不易结蜡，而且也便于防蜡乙气举中如果在井下节流时引起气体膨胀吸热，温度下降造成结蜡严重，反之，井口节流时，在节流后结蜡会严重。,8.3 清、防蜡工艺设计,61,(1)粗略预测不同含水和不同产量时的井下流动温度剖面。以此为依据确定不同开发阶段的结蜡深度。,8.3 清、防蜡工艺设计,(2)对整装的大油田要做结蜡的室内评价，精确地模拟含蜡

34、原油的结蜡过程，掌握结蜡规律。 近年来曾开发了多种实验评价技术，有冷指(coldfinger)、冷板（coldplate)、循环流动等方法。并且又开发出了能较好地模拟含蜡原油的流动状态，能模拟不同温度、压力等诸多因素对结蜡影响的动态实验评价方法。并可得出沿井筒(或管线)的结蜡厚度剖面、温度剖面和压力剖面等模拟结果，以便更精确地指导清防蜡工艺的优选。,8.3.3 油井结蜡预测和优选清防蜡工艺的方法,编制清防蜡工艺方案时，应按以下步骤进行：,62,(3)清防蜡设计方法， 首先参考影响油井结蜡的主要因素，并做好原油的全分析，弄清原油性质和蜡性。主要包括原油油品性质(相对密度、运动粘度、凝固点、含蜡量

35、、胶质沥青质含量等)、蜡性分析(蜡中烷烃分布情况、蜡熔点、析蜡温度等)。根据这些数据，分析判断结蜡的严重程度。 其次结合常用清防蜡工艺及应用条件和油井生产方式选择清防蜡措施。不同种类的油井清防蜡技术适应的油井生产方式不同。如水力活塞泵、射流泵，由于动力液温度高，具有清防蜡作用；活塞气举的活塞具有清蜡作用；电动潜油泵本身发热具有清防蜡作用；有杆泵和螺杆泵一般采用化学清防蜡、热洗清蜡和机械清蜡。自喷和气举采油多采用机械清蜡和表面能防蜡。,8.3 清、防蜡工艺设计,63,原油中的蜡在油层、井筒及地面原油集输管线中的沉积，常给原油开采和集输带来许多困难。井筒中蜡的沉积会使油流通道减小，流动阻力增加，油

36、井产量下降，严重时甚至影响到采油设备的正常工作，造成油井停产。因此，准确地预测井筒中的结蜡剖面，对于油井采取防蜡清蜡措施具有一定的指导意义。,8.3 清、防蜡工艺设计,8.3.4 含蜡原油井筒结蜡剖面的预测模型,64,原油在井筒流动过程中不断向周围环境散热，当原油温度低于蜡的初始结晶温度时，蜡晶微粒便开始在油流中和固相表面上析出。由于油流主体和固相表面（油管壁面和抽油杆外表面等）之间存在温度差，而蜡在原油中的溶解度和蜡晶析出量是温度的函数，所以油流主体和固相表面之间存在着溶解蜡分子和蜡晶粒子的浓度差。溶解的蜡分子和析出的蜡晶粒子便以三种方式(溶解蜡分子的径向扩散、蜡晶粒子的布朗运动和蜡晶粒子的

37、剪切分散)向固相表面迁移，并借助分子间力而沉积。这三种迁移机理可归结为两个过程，即溶解蜡分子的径向扩散过程和蜡晶粒子的径向迁移过程。,8.3 清、防蜡工艺设计,8.3.4 含蜡原油井筒结蜡剖面的预测模型,65,含蜡原油在井筒流动过程中，由于油流主体和油管壁面间存在温度梯度，所以两者之间存在着蜡的浓度梯度。在此浓度梯度作用下，溶解于原油中的部分蜡分子以分子扩散机理向油管壁面迁移并在到达固液界面时从原油中析出，借助于自由表面能而沉积于油管壁面上或已形成的不流动层上。根据Fick扩散定律，则管壁上蜡的扩散沉积速度可表示为：,8.3 清、防蜡工艺设计,(1) 蜡的扩散沉积模型,66,将上式归一化得：,

38、根据实验研究结果，归一化扩散沉积速度的对数与管壁温度呈线性关系：,对实验数据回归分析得：,8.3 清、防蜡工艺设计,67,径向温度梯度可由热力平衡原理计算。由能量守恒原理得：,所以，管壁上蜡的扩散沉积速度为：,8.3 清、防蜡工艺设计,68,当原油温度低于蜡的初始结晶温度时，蜡分子就会形成微小的蜡晶从原油中析出。蜡晶粒子以布朗运动和剪切分散两种方式作横向迁移。布朗运动的影响相对较小。由于井筒中速度梯度场的存在，悬浮在油流中的蜡晶颗粒会以一定的角速度进行旋转运动，并出现横向局部平移，即产生剪切分散。层流情况下，由于速度梯度的存在而产生的蜡的剪切沉积速度可表示为：,8.3 清、防蜡工艺设计,（2）

39、蜡的剪切沉积模型,69,将上式归一化得：,通过实验数据分析，得到如下的经验关系表达式：,所以，蜡的剪切沉积速度为：,8.3 清、防蜡工艺设计,70,当流速增加到某一数值时，结蜡量达到最高值。如果流速继续增加，则靠近管壁处原油的流速相应增大，剪切作用相对加强。当剪切作用增加到足以使沉积在管壁外层的疏松蜡“崩塌”时，蜡的沉积量开始随流速的增加而下降，结蜡量迅速减少。一般地，当剪切速率大于2450（1/秒）时，认为剪切沉积停止，蜡的剪切沉积速度为0。,8.3 清、防蜡工艺设计,说明：,71,在实际流动中，沉积于固相表面的蜡一部分是由于温度降低而从原油中结晶析出，通过布朗运动和剪切分散沉积于固相表面或

40、并入不流动层；另一部分是蜡分子直接扩散沉积于固相表面或并入不流动层。在上述机理的作用下，总的石蜡沉积速度为：,（3） 蜡沉积厚度模型,8.3 清、防蜡工艺设计,72,考虑到石蜡中捕集油的影响，将上式计算得到的总的石蜡沉积速度除以蜡在不流动层中的含量，即可得到不流动层的总的沉积速度，再除以沉积面积和不流动层的密度即可得到石蜡沉积厚度的增长速度。,8.3 清、防蜡工艺设计,73,油井结蜡是含蜡原油开采的主要矛盾，为了更好地开发这类油藏，有必要了解影响油井结蜡的因素和预测油井中蜡的沉积速度。本文推导建立的包括蜡分子扩散和蜡晶径向迁移的油井结蜡剖面预测模型，可用于分析影响油井结蜡的各因素（油井生产时间

41、，生产气油比，含水率，油压，产量等）对结蜡程度的影响，也可用于预测油井在生产中的结蜡剖面，为对油井采取防蜡、清蜡措施提供有力的指导。,8.3 清、防蜡工艺设计,74,8.3.5 油井防蜡方法,（1）阻止蜡晶的析出：在原油开采过程中，采用某些措施(如提高井筒流体的温度等)，使得油流温度高于蜡的初始结晶温度，从而阻止蜡晶的析出。,（2）抑制石蜡结晶的聚集：在石蜡结晶已析出的情况下，控制蜡晶长大和聚集的过程。如在含蜡原油中加入防止和减少石蜡聚集的某些化学剂抑制剂，使蜡晶处于分散状态而不会大量聚集。,（3）创造不利于石蜡沉积的条件：如提高表面光滑度、改善表面润湿性、提高井筒流体速度等。,8.3 清、防

42、蜡工艺设计,75,(1) 油管内衬和涂层防蜡,作用：通过表面光滑和改善管壁表面的润湿性，使蜡不易在表面上沉积，以达到防蜡的目的。,8.3.5 油井防蜡方法,8.3 清、防蜡工艺设计,76,(2)化学防蜡,通过向井筒中加入液体化学防蜡剂或在抽油管柱上装有固体化学防蜡剂，防蜡剂在井筒流体中溶解混合后达到防蜡目的。,1）活性剂型防蜡剂：通过在蜡结晶表面上的吸附，形成不利于石蜡继续长大的极性表面，使蜡晶以微粒状态分散在油中易被油流带走；还可吸附于固体表面上形成极性表面，阻止石蜡的沉积。,2）高分子型防蜡剂：油溶性的，具有石蜡结构链节的支链线性高分子，在浓度很小的情况下能够形成遍及整个原油的网状结构，而

43、石蜡就可在这网状结构上析出，因而彼此分散，不能聚集长大，也不易在固体表面沉积，而易被液流带走。,8.3.5 油井防蜡方法,8.3 清、防蜡工艺设计,77,(3)热力防蜡：提高流体温度；采油成本高。,(4)磁防蜡技术,8.3.5 油井防蜡方法,8.3 清、防蜡工艺设计,78,(1)机械清蜡,常用的工具主要有刮蜡片和清蜡钻头等。,(2)热力清蜡,8.3.6 油井清蜡方法,8.3 清、防蜡工艺设计,79,8.3 清、防蜡工艺设计,8.3 清、防蜡工艺设计,8.3.7 主要清防蜡技术特点,80,油井出水按其来源可分为注入水、边水、底水及上、下层水和夹层水。 根据油藏特点和油井出水状况，油井采用的堵水方

44、法可分为机械堵水和化学堵水。 机械堵水是用封隔器将出水层位在井筒内卡开，阻止地层水流入井内。这种方法一般适用于控制个别水淹层的产水，消除合采时的干扰。对于有多个水层或油水同出层的油井不宜采用机械卡堵水的方式堵水。,8.4 堵水与调剖工艺设计,8.4.1 油井堵水,81,化学堵水技术是用化学剂控制油气井出水量和封堵出水层的方法。根据化学剂对油层和水层的堵塞作用，化学堵水可分为非选择性堵水和选择性堵水。 非选择性堵水是指在油井上采用适当的工艺措施分隔油水层，并用堵剂堵塞出水层的化学堵水方法，非选择性堵剂主要包括水泥浆、合成树脂和硅酸钙等。 选择性堵水是指通过油井向生产层注入适当的化学剂堵塞水层或改

45、变油、水、岩石之间的界面张力，降低油水同层的水相渗透率，而不堵塞油层或对油相渗透率影响的较小的化学堵水方法。选择性堵剂主要包括部分水解聚丙烯酰胺、泡沫、松香酸钠（用于地层水中钙、镁离子含量较大的油井堵水）以及活性稠油等。,8.4 堵水与调剖工艺设计,82,为了调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善水驱效果，向地层中的高渗透层注入化学药剂，药剂凝固或膨胀后，降低油层的渗透率，迫使注入水增加对低含水部位的驱油作用的工艺措施。,(1) 单液法,向油层注入一种液体，液体进入油层后，依靠自身发生反应，随后变成的物质可封堵高渗透层，降低渗透率，实现堵水。,8.4 堵水与调剖工艺设计,8.4.2

46、注水井调剖,83,(2) 双液法,向油层注入由隔离液隔开的两种可反应（或作用）的液体。当将这两种液体向油层内部推至一定距离后，隔离液将变薄至不起隔离作用，两种液体就可发生反应（或作用），产生封堵地层的物质，达到封堵高渗透层的目的。,8.4 堵水与调剖工艺设计,84,（1）油井堵水时机选择：根据油藏数模结果及理论分析，借鉴同类油田的经验，提出防止不正常出水的措施，并确定堵水的合理时机。 （2）堵剂与堵水工艺：针对油藏地质及开采特点，提出可供选择的堵剂与堵水工艺，以便做好必要的技术准备。 （3）设计堵水工艺方案，提出实施建议。,8.4.3 油井堵水工艺设计的内容,8.4 堵水与调剖工艺设计,85,

47、8.4 堵水与调剖工艺设计,8.4.4 油井堵水与调剖工艺方法选择与参数设计,（1）设计原则 底水油藏以堵水为主；层状油藏以调剖为主。 在油田开发过程中，以“笼统调堵为主，分层调堵为辅”。,86,8.4 堵水与调剖工艺设计,孔隙性油藏封堵剂用量主要依据处理半径、调堵厚度及地层孔隙度等参数确定。,裂缝性油藏封堵剂用量可初步根据无水采油期累积产量的10%40%选用。,（2）工艺参数确定,堵水时堵剂用量,87,8.4 堵水与调剖工艺设计,在深度调剖作业中，调剖剂用量越大，作业费用越高。所以，有必要在优化措施效果的前提下，合理确定调剖处理半径。,残余阻力系数RRF由岩心实验测定。 处理前后注入能力之比

48、fg根据处理井的设计要求确定。, 调剖处理半径确定,88,8.4 堵水与调剖工艺设计,在调堵施工中，注入压力不能高于地层破裂压力。 注入压力应由室内模拟试验确定，要高于调堵剂注入调整层段的启动压力，同时小于低渗透层注调堵剂的启动压力。, 施工压力确定,89,清防垢工艺设计主要是根据产出和注入流体特性进行结垢分析和预测，并根据预测结果提出相应的防垢、清垢工艺措施，编制工艺方案。,8.5 清防垢工艺设计,90,在油田投入开发之前编制清防垢方案，必须在油藏工程方案和试油、试采资料的基础上，收集油田油、气、水(包括在试验区面积注水后产出的淡化水)和各种入井液全分析数据、储层的岩矿分析，以及预测油田开发

49、各个阶段的压力、温度、pH值等数据的基础上，对油田开发全过程进行结垢情况的预测(至少预测20a或含水98时结垢情况)。并且要准确预测未来油田结垢的类型(如地层深部结垢、地层近井结垢、井筒结垢、设备结垢)、时间和位置，这样才能有针对性地采取一定的预防措施，避免或减少结垢对油气田生产造成的危害。,8.5 清防垢工艺设计,(1)收集的主要资料,91,碳酸钙(CaCO3)垢是油田生产中极为常见的垢。通常，其溶解度随水的矿化度(TDS)升高而升高；温度升高，压力下降会降低其溶解度。在油气田生产中，温度、压力的变化，CO2气体的释放，以及不兼容水的混合等，都可能会造成CaCO3结垢。预测CaCO3结垢，不

50、仅要考虑压力、温度和水组成的影响，还要考虑到水中的化学反应，以及CO2在油、水、气三相中的分布等。,8.5 清防垢工艺设计,（2）各种垢的结垢预测方法,1）碳酸钙垢的预测,92,Stiff和Davis的方法是采用CaCO3饱和度指数预测CaCO3结垢。其公式如下：,A为实际测定的水样pH值；pCa为Ca2+浓度的负对数； pAlk为总碱度的负对数；K为Stiff-Davis常数；SI为饱和度指数。,SI小于0， CaCO3未饱和，不会结垢； SI大于0， CaCO3过饱和，可能会结垢。,8.5 清防垢工艺设计,93,硫酸钙垢包括石膏和硬石膏。通常，盐水矿化度增加可使石膏和硬石膏的溶解度上升，但

51、当矿化度大于150000mg/L后，其溶解度随矿化度增加而下降。压力下降、温度升高，硫酸钙的溶解度下降。在采油作业中，石膏或硬石膏的沉积主要是由压力下降以及不相溶水的混合引起的。,8.5 清防垢工艺设计,2）硫酸钙垢的预测,94,Skillman方法：以热力学溶解度的实测数据为基础，适用于压力相对较低的体系。其公式为：,S为盐水中硫酸钙浓度的允许值，x为钙离子与硫酸根离子的浓度差；Ksp为硫酸钙溶度积常数,先计算出S，再根据水中的钙离子、硫酸根离子浓度，计算出盐水中实际的硫酸钙含量C。若CS，过饱和结垢；若CS，未饱和，不结垢；C=S，饱和平均，不结垢,8.5 清防垢工艺设计,95,硫酸钡的溶

52、度积极小，并随温度、压力和水矿化度的升高而增加，其中温度影响最大。油田生产中，硫酸钡结垢主要是由于不相容水的混合以及温度、压力的变化而引起的。可以利用已知的溶度积常数，通过计算饱和度指数，判断硫酸钡是否可能结垢。,SI大于0，硫酸钡过饱和，可能结垢。,8.5 清防垢工艺设计,3）硫酸钡垢的预测,96,硫酸锶特点与硫酸钡相似，溶解度比硫酸钡大。硫酸锶结垢主要是由于不相溶水的混合以及温度、压力而引起的。以热力学条件为基础，利用已有的溶解度资料，能够对硫酸锶垢进行预测。,SI大于0，SrSO4过饱和，会结垢；SI小于0， SrSO4未饱和，不会结垢；SI等于0， SrSO4饱和平衡，不结垢,8.5 清防垢工艺设计,4）硫酸锶垢的预测,97,1）化学防垢 a.无