长效清防垢技术服务方案

八、技术服务方案

一 技术原理及特点；

我国的油田大部分是低渗透油田，低渗透储层本身的潜在损害因素被外来流体诱导，容易发生多种储层损害，造成堵塞，从而降低流体在地层中的渗流能力，引起注水井注入压力升高，注入能力下降，进而使油井产能下降，油水井之间难以建立起有效的驱动体系。低渗透砂岩储层粘土含量高，具有强水敏、偏强速敏性质。各个采油厂油井，都存在结垢问题。

1 防垢原理及清防垢剂选择

防垢的基本思路通常有2种: 1) 防止结垢物质的形成; 2) 防止结垢物质之间的豁结及其在传热表面上的沉积川。油田主要采用的防垢方法有化学防垢法和物理防垢法等。化学防垢法主要是通过加人阻垢剂来防止结垢物质的形成, 这种阻垢剂能抑制晶体垢盐的生成和聚集。物理防垢法是通过某种作用阻止无机盐沉积于系统壁上, 同时允许无机盐在溶液中形成晶核甚至结晶, 但要求这种结晶悬浮于溶液中而不粘附于系统的器壁上。

该技术向结垢地层挤入化学中性的络合物清垢剂和离子防垢剂，防垢剂在中性或碱性介质中与后垢金属离子以1:1的摩尔比形成稳定的、易溶于水的络合物达到防垢的目的，对地层的结垢物可用清垢剂予以处理。能够有效清除硫酸盐垢与碳酸盐垢，从而达到油井增产的目的。 （2）技术指标及检测评价结果；

①防垢剂的选择

综合清防垢效率，筛选出以NTW-3为防垢剂在地层长效清防垢技术。 1 防碳酸钙垢选择

实验室测定了轻基乙叉二麟酸(HEDP), 氨基三甲叉磷酸(ATMP), 2-磷酸丁烷-1,2,4-三竣酸(PBTCA)和乙二胺四甲叉磷酸(EDTMP)4种防碳酸钙垢性能, 其防垢率见图1、图2。

2 防硫酸钡垢选择

实验室测定了几种防垢剂在低质量浓度下抑制硫酸钡垢的性能, 结果表明: 聚天冬氨酸(PASP),聚丙烯酸(PAA)和有机磷酸(EDT-MP)有较好的抑制硫酸钡垢效果, 但单一防垢剂难以达到满意效果, 可考虑将上述3 种防垢剂两两复配。通过实验可以得出: 1) 对于井筒内主要以碳酸钙垢为主的油田区块、三叠系油藏油井井筒内防垢选用浓度为Zmg/L 的HEDP的防垢剂；对少数以硫酸钡垢为主的油井井筒内结垢可选质量浓度为50mg/L的防垢剂（由PASP与EDTMP按质量比为3：2复配)。对侏罗系油藏油井井筒内既有碳酸钙又有硫酸钡垢的预防, 可选

用浓度为30mg/LJN-518(磷基聚马来酸醉)防垢剂。2) 对地层中既有碳酸钙垢又有硫酸钡垢的三叠系及侏罗系油藏内部防垢可用JN-5 18 防垢剂, 其浓度应随注水时间的改变而有所改变。

②清垢剂的选择

为了研究清垢剂对地层孔隙的伤害性，进行了岩心除垢试验；将岩心饱和，测定水相渗透率K1。交替注入氯化钡和硫酸钠（或碳酸钠和氯化钙）水溶液造成岩心伤害并测定伤害后水相渗透率K2。

注入一定质量浓度的REMOV-Ba、CQ-3清垢剂溶液，在50℃状态下放置24h后，测水相渗透率K3。试验结果见表2。可见，REMOW-Ba除垢后岩心渗透率都有明显恢复，但对于受硫酸钡垢伤害的岩心渗透率多数都恢复不到伤害的水平；CQ-3除垢剂不但不会对岩心造成伤害，而且有改善地层渗透率的作用。

③腐蚀性能评价

在不同温度下进行清垢剂的腐蚀挂片试验，并与油田常规酸化工作液进行比较（见表3）。可以看出，2种清垢剂 蚀性较小。

的腐蚀速率仅为常规酸的十分之一，腐

（3）近三年现场应用效果；

该技术的施工步骤为活性水洗井—挤阻垢剂—挤清垢剂—挤顶替液—关井反应。我公司在去年延长油田14口井上进行试验，单井平均产液量由措施前的3.31m3·d-1上升到措施后的14.16m3·d-1，产油量有措施前的0.98t·d-1提高到措施后的4.28t·d-1，平均措施有效为173d，累计增油量为1967t。增油效果显著。

（4）预测本次投标项目应用效果；

长庆油田采油井属于典型的低渗透高饱和油藏，油层非均质强，微裂缝主要为层理缝，易裂开；孔隙较大，孔喉细，且猴道分选差；黏土矿物以绿泥石、为主。油井堵塞问题日趋严重，结垢主要以近井地带和井筒为主，垢的主要成分为碳酸钙。

针对第五采油厂油田区域地层和井别，我们采用合理的井底流压进行生产，以防止流压过低在近井地带产生较大的低压漏斗区，减缓油井结垢速度，主要采用JN-518防垢剂，其浓度随注水时间的改变而应有所改变。对地层深部结垢，应在注水站添加防垢剂，用来防止地层垢；对已经在近井地带形成了地层垢的油井采取长效清防垢技术来处理。

采用现场施工工艺：预处理3.0m3盐酸→挤入防垢剂液→挤入清垢剂液→关井反应压力落零后直接下泵生产。

预计措施效果：平均单井措施后日产液增加40%以上，日产油量增加42%以上，措施有效期预计达到300d以上。

质量管理体系与措施； 5.1质量管理体系

我公司通过了北京中经科环质量认证有限公司质量管理体系认证，依据GB/T19001 -2008、GB\\T28001-2011及GB/T24001-2004/ISO 14001:2004标准建立了质量管理体系（即QHSE管理体系），内容涵盖了试油（气）施工的全过程，主要包括：《质量管理程序》、《标准化管理程序》、《不合格管理程序》、《产品质量监督管理办法》、《测量不合格管理办法》、《质量事故管理办法》、《公司质量管理办法》、《试油压裂作业规程》等。

5.2质量保证措施

5.2.1我方接到甲方的压裂施工设计后，将认真阅读，严格按照设计要求进行准备工作和现场施工。

5.2.2甲方设计要求制定出合理的施工方案。

5.2.3保证压裂实际加支撑剂达到设计加砂量90%以上；施工排量不低于设计排量的80% ，液氮排量不低于设计排量的90% 。

5.2.4 我方将对仪表车进行实时监测、采集压裂施工的油压、套压、排量、加砂量、液量及 砂液比等参数，记录时间间隔为1 秒，确保数据取全、取准。压裂施工结束后，将数据存盘妥善保管、及时上交。

5.2.5压裂（酸化）施工结束后，我方将按压裂（酸化）施工设计要求现场给甲方提供压裂施工数据。

5.2.6我方提供的压裂液材料，会向甲方提供材料合格证、质检证以及压裂材料取样检测报告；压裂材料质量检测必须达标，甲方随时有权利对压裂液、酸液及其添加剂进行抽样检测，检测不合格，可以停止配液施工作业，产品合格后，满足施工要求，经甲方认可后，方可作业。若使用不合格产品造成的所有损失与后果由我方全部承担。

5.3质量承诺（我公司违约责任承诺）

5.3.1 我方一定按指令及时上井施工，每延误24 小时，我方愿意承担违约金1 万元。

5.3.2 由于我方设备或操作失误等原因，损失压裂液费用由我方承担，造成实际加砂量未达设计要求的，我方按以下条款承担违约责任：

5.3.2.1 若为机械分层压裂则对总加砂量和各分层加砂量均进行考核，若实际总加 砂量大于设计总加砂量90% ，而任意单层实际加砂量小于等于设计加砂量90%的，扣 除单层施工费用的相应比例；若实际总加砂量小于等于设计总加砂量的90%的，只扣 除总施工费用的相应比例。具体扣款比例如下：

若实际加砂量大于设计加砂量的80% ，小于等于设计加砂量的90% ，扣除施工费用的5% ；若实际加砂量大于设计加砂量的70% ，小于等于设计加砂量的80% ，扣除 工费用的10% ；若实际加砂量大于设计加砂量的60% ，小于等于设计加砂量的70% ， 扣除施工费用的20% ；若实际加砂量大于设计加砂量的30% ，小于等于设计加砂量的 60% ，扣除施工费用的30% …… 此处隐藏：1416字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……