油田化学
油田化學
유전화학
OILFIELD CHEMISTRY
2004年
4期
354-356
,共3页
薛爱信%庄福建%姬秀萍%张献%王建政%蔡荣%曹新华
薛愛信%莊福建%姬秀萍%張獻%王建政%蔡榮%曹新華
설애신%장복건%희수평%장헌%왕건정%채영%조신화
二氧化氯(ClO2)%解堵液%注聚水井%储层解堵%降压增注%胜利孤岛油田
二氧化氯(ClO2)%解堵液%註聚水井%儲層解堵%降壓增註%勝利孤島油田
이양화록(ClO2)%해도액%주취수정%저층해도%강압증주%성리고도유전
胜利孤岛油田中一区一部分注聚井地层堵塞严重,常规酸化解堵效果不好,为此开发了二氧化氯解堵技术.室内实验结果表明:1%CMC和0.5%HPAM溶液与等体积0.4%ClO2溶液的混合液在60℃放置3小时后,粘度较空白混合液下降95%和87%;HPAM/Cr3+强凝胶在0.4%ClO2溶液中于80℃放置12 h后解体,产生少量絮状沉淀;ClO2在加量30～200 mg/L时在30～90 min内基本上杀灭全部SRB菌(初始菌数2.5×104～≥1.1×108 个/mL),在加量5～100 mg/L时在5～60 min内基本上杀灭全部TGB菌(初始菌数≥1.1×107 个/mL);0.2%～0.8%ClO2溶液对FeS的溶蚀率为16.8%～23.1%,远高于15%盐酸液的5.3%;常温下ClO2对N80钢的腐蚀率符合现场施工要求.在4口注聚后恢复注水的井实施0.4%ClO2解堵,使平均注水压力由13.3 MPa降至10.1 MPa,注水量达到配注量,有效期79～325天,平均192天;10口对应采油井原油增产,其中7口油井增产显著,有效期107～301天,平均178.4天.表5参2.
勝利孤島油田中一區一部分註聚井地層堵塞嚴重,常規痠化解堵效果不好,為此開髮瞭二氧化氯解堵技術.室內實驗結果錶明:1%CMC和0.5%HPAM溶液與等體積0.4%ClO2溶液的混閤液在60℃放置3小時後,粘度較空白混閤液下降95%和87%;HPAM/Cr3+彊凝膠在0.4%ClO2溶液中于80℃放置12 h後解體,產生少量絮狀沉澱;ClO2在加量30～200 mg/L時在30～90 min內基本上殺滅全部SRB菌(初始菌數2.5×104～≥1.1×108 箇/mL),在加量5～100 mg/L時在5～60 min內基本上殺滅全部TGB菌(初始菌數≥1.1×107 箇/mL);0.2%～0.8%ClO2溶液對FeS的溶蝕率為16.8%～23.1%,遠高于15%鹽痠液的5.3%;常溫下ClO2對N80鋼的腐蝕率符閤現場施工要求.在4口註聚後恢複註水的井實施0.4%ClO2解堵,使平均註水壓力由13.3 MPa降至10.1 MPa,註水量達到配註量,有效期79～325天,平均192天;10口對應採油井原油增產,其中7口油井增產顯著,有效期107～301天,平均178.4天.錶5參2.
성리고도유전중일구일부분주취정지층도새엄중,상규산화해도효과불호,위차개발료이양화록해도기술.실내실험결과표명:1%CMC화0.5%HPAM용액여등체적0.4%ClO2용액적혼합액재60℃방치3소시후,점도교공백혼합액하강95%화87%;HPAM/Cr3+강응효재0.4%ClO2용액중우80℃방치12 h후해체,산생소량서상침정;ClO2재가량30～200 mg/L시재30～90 min내기본상살멸전부SRB균(초시균수2.5×104～≥1.1×108 개/mL),재가량5～100 mg/L시재5～60 min내기본상살멸전부TGB균(초시균수≥1.1×107 개/mL);0.2%～0.8%ClO2용액대FeS적용식솔위16.8%～23.1%,원고우15%염산액적5.3%;상온하ClO2대N80강적부식솔부합현장시공요구.재4구주취후회복주수적정실시0.4%ClO2해도,사평균주수압력유13.3 MPa강지10.1 MPa,주수량체도배주량,유효기79～325천,평균192천;10구대응채유정원유증산,기중7구유정증산현저,유효기107～301천,평균178.4천.표5삼2.
