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稳定性二氧化氯在油田解堵中的应用实例
稳定性二氧化氯在油田解堵中的应用实例
一、国内外概况
二氧化氯作为优良的解堵剂，备受国外的关注。美国、加拿大等国家早在80年代后期即将二氧化氯技术应用于油田的开发销售中。美国Warren Mckee注水开发油田采用“二氧化氯+酸”复合解堵后，平均日产增注水178%，比单独酸化效果提高九倍。再如美国的Alaska油田、West texas油田等都成功地应用了二氧化氯解堵技术。到目前国外用该解堵剂已处理各种井1000多口。
该项技术，在国内备受关注。从90年代初开始研究到目前已在大庆油田、胜利油田、中原油田、克拉玛依油田、华北油田、长庆油田、四川磨溪气田等数十家的油田增产增注中产生了较好的经济效益。
二、应用范围
(1) 注水井;(2) 单井吞吐。
三、应用实例
例1 美国Warren MckeeA井被FeS堵塞，酸化无效，产量为零。挤入100加仑浓度为0.2%的二氧化氯水溶液，污物完全消失，日产量达180桶。
例2 1993年，美国Warren MekeeB井发生细菌堵塞采用氯气杀菌，效果不明显，以致所有设备都被细菌污染。后在两个1050加仑浓度为15%的盐酸之间，注入2100加仑浓度为0.3%的二氧化氯水溶液，使注水能力提高了178%，是单一酸化效果的10倍。
例3 1997年，中原油田对高聚物堵塞井文13-328井实施二氧化氯+酸复合处理。处理前，注水压力为35.6MPa日注水量为20m3，到1998年2月，累计增注水量5000 m3，至今有效。
例4 我公司于2001年11月，在延安，针对产量低的情况，做了一口单井。经分析，该井堵塞主要由蜡质及细菌引起。我们采用了复合技术，使原油产量由100kg/d，上升至600—800kg/d，截止2002年2月还维持在500kg/d。
四、井例分析
华北油田采油三厂在广泛调研的基础上，试验应用了“二氧化氯+酸”复合解堵工艺技术，自2000年起至2001年已累计施工5口井，有效率达到了100%，5口井日增注240 m3，累计增注量为3.25*104 m3，增注效果明显。
(1) 留70-28井。
该井主要采油层位为ES1和Ed3，油层中深3180米，共12小层，平均孔隙度15.3%，平均渗透率20*10-3μ m。该井投产初期注水量为51m3/d,在1999年2月为20m3/d，1999年7月因注不进关井，对应油井留485、留70-79见效状况较差。1994年曾用盐酸进行过酸化解堵有效期只有87d。
在对该井进行分析后认为：注水效果变差是由于长期回注污水，在近井地带形成由铁质、硫酸盐还原菌及机杂沉淀所致，继续用普通酸化进行解堵效果可能不靠谱。在对地层及堵塞机理进行分析的基础上，决定采用“二氧化氯+酸”复合解堵工艺进行解堵。
在施工中，共挤入前置液10m3，复合处理液19m3，复合解堵液16m3，后置液7m3，顶替液11m3。施工压力出现了明显的回落过程，解堵效果显著，日注水量由施工前的11m3增加到120m3，后改为控制注水。截止到2001年5月25日，已累计增注1.88*104m3。
(2) 间127。
该井主要采油层位为Ed3，油层中深2200米，共10小层，主要为砂岩油藏，平均孔隙度18.2%，平均渗透率295*10-3μm2。该井曾5次调剖，主要原料为聚丙烯酰胺，在泵压15Mpa油压14.5MPa的情况下，日注水由113m3降到16m3，施工前注不进。
分析后认为：该井多次进行调剖，有机物堵塞严重，加之长期回注污水在近井地带由铁质、硫酸盐还原菌及机杂等形成沉淀，注水效果变差，继续用普通酸化进行解堵效果可能不靠谱，在对地层及堵塞机理进行分析的基础上，决定采用“二氧化氯+酸”复合解堵工艺进行解堵。
在施工中，共挤入前置液10m3，复合处理液20m3，复合解堵液18m3，后置液8m3，顶替液7.2m3，施工压力也出现了明显的回落过程，解堵效果显著，油压由13MPa降为11MPa，日注水量由注不进上升到80m3。截止到2001年5月25日，已累计增注0.62*104 m3。
五、注意事项
二氧化氯解堵技术，不是单纯的将二氧化氯及酸注入井内而是一种复合技术，处理一口井前，要收集待处理井的静态和动态资料，分析井堵塞的原因。判断是否需做前处理;复配其它助剂，如缓冲剂、螯合剂、防膨剂等，需制定加药顺序及时间，针对具体情况，做出综合设计，才能取得靠谱的解堵效果。
六、推荐产品
1、二氧化氯消毒液体：
【含量】20%
【包装】 25公斤/桶 2.5kg/桶×4桶/箱
2、二氧化氯消毒固体：
【含量】10%
【包装】500g/袋×100袋/桶 10kg/袋×5袋/桶
(责任编辑：华实药业)
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