自生热降黏剂的优化及原油降黏解堵性能

为了解决稠油黏度大而难开采问题,采用自生热降黏解堵工艺技术,利用化学生热剂和催化水热裂解的协同作用,开采近井地带富含沥青质的稠油.结果表明:优化开发的自生热降黏解堵体系,以浓度为5 mol/L的NaNO2和NH4 Cl为产热剂、质量浓度为10 g/L的硼氢化钠为产氢剂、质量浓度为15 g/L的水热裂解催化剂为添加剂,体...     

NH_4Cl和NaNO_2化学生热体系对储层损害的研究

储层损害研究是对正在实施化学驱的稠油油藏进行科学降黏、提高采收率的一项重要工作。室内进行NH4Cl和NaNO2化学生热体系分段储层损害评价和单组分反应剂储层损害研究,得到一次水驱和化学降黏后二次水驱的岩心渗透率变化值,计算岩心渗透率损害率,考察化学生热体系对储层的损害程度及影响因素。结果表明,化学生热段的渗透率损害率最大,为50.96%;而反应后期段与反应残液段的相近,约17%。单组分反应剂损害实验中,NH4Cl溶液具有改善储层渗透率的作用,而NaNO2溶液对储层有害。该研究可为稠油油藏化学驱降黏技术的高效开发提供一定的理论指导,对深入了解稠油化学驱油田的开发动态和采收率具有一定的意义。图5表4参9     

低渗透油藏CO2驱注入时机研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟软件,研究CO2不同注入方式下的驱油效果。数模结果显示,与水驱和连续注气方式相比,交替驱能大幅提高原油采收率。衰竭开采后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速增加,然后逐渐降低,不过采收率变化幅度较小。注水开发后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速降低,然后逐渐增加,采收率降低幅度较大。注水开发后,经过一段时间焖井,再进行气水交替驱,焖井时间与采收率关系比较复杂,最佳焖井时间可以通过数值模拟得到。     

氮气自生体系性能优化与评价

选用N2自生体系作为研究对象,通过室内静态实验,考察了体系中反应物Na NO2与NH4Cl物质的量比、反应物Na NO2浓度、反应温度及催化剂用量对自生气体系产气量的影响,确定了可产生大量气体的反应条件。通过动态驱替实验考察该自生气体系驱油效果,与水驱油实验对比,该体系在水驱至含水率60%后,转注0.5 PV自生气体系,采收率在水驱42%基础上提高了约10%。     

稠油乳化降黏吞吐技术室内模拟研究

本研究针对稠油开发需要,通过室内配方筛选,确定乳化降黏体系为：0.4%表面活性剂CD-1+0.2% NaOH+0.07% 聚合物HPAM,在油水体积比为7:3下形成的乳状液黏度为189.3 mPa·s,稠油降黏率达96.1%,稳定时间达48 h。将化学吞吐的方法与乳化降黏结合起来,可以取得很好的稠油开采效果,提高稠油采收率。本文通过正交试验设计,用室内物理模型模拟了稠油乳化降黏化学吞吐的过程,得到了相关吞吐工艺室内模拟参数（注入量16 mL,注入速度0.34 mL/min,焖井时间48 h,注入温度50℃）,并对室内模拟吞吐效果进行分析,在水驱（采收率为8.25%）基础上经过两次吞吐总共提高采收率10.78%。     

超稠油原位催化改质提高采收率实验

针对蒸汽吞吐、蒸汽驱的低渗透区超稠油流动阻力大、开采困难等问题,提出低渗透区超稠油原位催化改质降黏技术。采用反应釜法和物模实验法,筛选高效原位改质催化剂,研究催化剂的注入方式,并筛选5种催化剂及其改质条件。研究表明:以有机锌为催化剂,催化剂用量为0.1%、稠油含水率为50%时,超稠油具有较好的改质降黏效果;物模实验法原位催化改质降黏效果优于反应釜法,稠油含水率为50%、催化剂用量为0.1%、反应温度为240 ℃、填砂管回压为8~10 MPa和反应时间为24 h条件下,稠油黏度由145 000 mPa·s降至54 260 mPa·s,降黏率达62.58%;物模实验法改质油的密度和酸值下降,重组分(胶质和沥青质)含量减少10.85%,300、500 ℃前馏分分别提高了6.75%、17.29%。在240 ℃、10 MPa条件下,采用自制生物质基调剖剂封堵优势渗流通道,将催化剂注入低渗填砂管后水驱,改质稠油黏度降至68 450 mPa·s,降黏率达52.79%,流动阻力减少19.74%,采出率达到95.22%,稠油综合采出率由46.94%增至85.13%。该方法为超稠油蒸汽吞吐、蒸汽驱低渗透区域的稠油进行原位催化改质降黏提高采收率提供了借鉴。     

敏感性普通稠油水驱油藏化学降黏实践

针对金8块强水敏普通稠油油藏水驱采收率低、蒸汽吞吐注汽困难的问题，开展了化学降黏研究，并选取2个井组进行矿场先导试验，通过室内研究和矿场实践证实了该技术的可行性。研究表明：多孔介质中原油、降黏剂、固相模型相互作用发生原油乳化分散、岩石润湿性改变、液滴变形和架桥封堵3项作用，从而实现降低原油表观黏度、剥离原油及扩大波及体积的作用。水驱后注入0.3倍孔隙体积降黏剂溶液，水驱残余油被分散乳化，由不可动油变成可动油重新流动，含水下降，采收率提高了7.29个百分点。采用数值模拟方法对试验井组进行设计，在目前反九点水驱井网上，先注入单一化学降黏溶液，当含水超过75%时添加泡沫进行降黏复合驱，化学剂段塞注入量应为0.4倍孔隙体积。对比试验井组注水和化学降黏开发1 a的指标，化学降黏具有减缓含水上升速度、提高采油速度、增加驱替见效期、提高储层吸水能力和提升开发经济效益等优势。该成果对同类油藏具有重要借鉴意义。     

低渗油藏水驱后CO2潜力评价及注采方式优选

针对延长油田乔家洼区块由于基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题,通过开展CO2室内驱油实验,在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价,并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化。同时,对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5年后转气水交替驱4种开发方案,进行数值模拟产量预测。实验结果表明,CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力,连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43%和20.95%;气水交替注入方式下采收率随各注入参数的增大均呈先增加后降低的趋势,最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.73mL/min、0.1PV和1∶1。数值模拟结果表明:优化井网后水驱、连续气驱和注气5年后转气水交替驱3种方案在开发15年后,分别可以在原水驱方案基础上提高采收率0.77%、13.81%和12.98%,建议采用注气5年后转气水交替驱方案进行生产。     

砾岩油藏聚合物驱的注入方式优化

砾岩储层具有典型的复模态孔隙结构特征,非均质性强,易形成不同级别优势通道,采用单一段塞、笼统的注入方式很难达到扩大波及体积效果。本文采用三管并联岩心驱替实验首先考察了与现场聚合物用量相近的条件下采用单一恒黏、梯次降黏、梯次增黏的注入方式的驱油效果,在获得最佳注入方式的基础上,开展了不同轮次和不同注入速率下的三管并联岩心驱替实验。研究结果表明,梯次降黏注入方式的驱油效果最好,在水驱的基础上可提高采收率13.61%,比单一恒黏注入方式进一步提高采收率2.31%。在相同条件下,采收率增幅与注入轮次的多少相关不大,在合理注入速率(1.5 mL/min)下可进一步提高采收率。在采收率相近的情况下,与单一恒黏注入方式相比,梯次降黏注入方式可节约50%的聚合物用量。现场试验结果表明,采用梯次降黏注入方式可有效提高聚合物驱对砾岩油藏的增油控水效果。图5表7参13     

磺化型有机金属催化剂在稠油降黏改质中的应用

制备了3种磺化型有机酸金属催化剂,用高温高压反应釜进行了稠油的催化降黏实验,筛选出了最佳催化剂和最佳降黏条件。结果表明,磺化型有机酸铁催化剂的降黏效果最佳,当稠油量为250g时,加入1g该催化剂,加入油层水量为m(油层水)∶m(稠油)=30%,在220℃反应24h,辽河稠油黏度从81 400mPa·s降至3 000mPa·s,降黏率达96.31%。检测了催化降黏前后稠油四组分及不凝气体产物:饱和分含量提高7.5%、芳香分含量提高3.2%,胶质含量降低8.2%,沥青质含量降低2.5%;检测出不凝气相产物含有甲烷、烯烃和二氧化碳等气体,符合稠油水热裂解降黏规律,证明由于催化改质降低了稠油的黏度。     

进口天然气盈亏平衡定价对市场的影响——以广州市中亚天然气为例

2011年11月底土库曼斯坦天然气经过中亚—中国天然气管道和西气东输二线管道正式向位处华南的广州市供气。然而,由于中国天然气价格与国际气价脱节,天然气进口业务陷入进口越多亏损越多的尴尬境地,提高进口气入关后的价格将有助于缓解长期以来的进口气购销价格倒挂问题。为此,以广州市为例,测算了中亚天然气盈亏平衡时不同天然气用户的气价;采用天然气与可替代能源等热值直接成本对比法,按各类天然气用户实际支付可替代能源的现有价格等热值折算分析了对应的中亚天然气价格可承受能力。结果表明:从价格承受能力来看,居民用户和公共福利用户基本上是可以承受中亚天然气盈亏平衡定价;工商业用户也有一部分可以承受上述定价,但对燃料成本占总成本比重较大的用户,承受能力则较弱;天然气发电用户无法承受上述定价,中亚天然气发电只能扮演调峰角色。考虑到西气东输管道输送的既有国产气,也有进口气,为此提出:可以将国产气的出厂价与进口气的成本价加权平均,作为西气东输天然气的"出厂价"。     

稠油热采储层精细油藏描述研究进展

就稠油热采储层精细油藏描述的技术现状看:国外已经形成了完整的研究方法和技术体系,特别是在利用地震技术对油藏开发过程监测及剩余油分布规律的精细刻画等方面,具有相当高的研究水平;国内在储层单砂体的精细刻画、隔夹层研究以及储层在热采过程中的变化规律等方面,进行了大量的研究工作,取得了一定进步。稠油热采储层研究的关键问题为地层精细划分与对比、沉积微相研究、隔夹层发育规律描述、储层综合分类评价和地质建模研究等。在此基础上认为,稠油热采储层精细油藏描述研究的主要发展方向为井震结合断裂系统的精细刻画、地质体分类评价、稠油热采储层变化规律研究、剩余油分布规律的四维地震监测和隔夹层封隔能力的物理模拟与数值模拟验证等五大方面。     

CNPC Maintains Strong Growth Momentum Both at Home and Worldwide

CNPC expects to raise its crude production by one million tons and natural gas output by 11.5 billion cubic meters in the year ahead. Priority must be given to the development of new oilfields as well as stabilization of the output of old ones if the crude production target is to be met, said Zhou Jiping, Vice President of CNPC. ＂The year of 2008 stands for a pivotal juncture for CNPC, during which a number of major projects will be carried out and all these strategic programs are vital to improving the production pattern and enhancing competitive strength of the company,＂ he added. In 2007,     

基于双椭球热源模型的立管焊接残余应力研究

根据铺管时的实际工况,建立了深水钢悬链线立管的焊接有限元模型,采用双椭球热源模型模拟焊接中的移动热源,运用Fortan语言对模型进行汇编,并运用DFLUX子程序进行ABAQUS的二次开发。在仿真中运用单元生死技术来模拟焊料单元的焊接参与情况,分别选取不同的焊接参数进行焊接模拟,利用控制变量法进行立管焊接残余热应力及其影响因素研究。研究结果表明,立管焊缝处单位体积的热输入量以及单位体积的受热时间是影响残余应力场的主要因素;立管的几何参数在影响焊接残余应力场的同时也影响残余应力场应力较高区域,当其他焊接参数和焊接过程参数不变时,增大立管外径或减小壁厚均会造成更大的残余应力场和较高应力范围;焊接开始和结束位置的应力波动由材料受热不均匀造成。     

脉冲柱塞加砂压裂新工艺及其在川西地区的先导试验

加砂压裂一直在追求支撑剂的更好铺置,从而形成更长的有效裂缝和更高的导流能力,但是常规工艺总是难以令人满意。在理论分析、PT软件模拟、基础实验及创新性物模实验研究的基础上,通过特殊的泵注程序及纤维、液体等辅助工程手段,研发了一种脉冲柱塞加砂新工艺。该新工艺形成的开放性渗流通道铺砂剖面较之常规工艺在有效缝长和导流能力上具有明显优势,开放性渗流通道有助于改善裂缝清洁度、降低人工裂缝的压降,从而达到延长单井采油气寿命、提高产能效益的目的。在完成原理研究及新工艺优化设计的基础上,进行了现场先导应用与详细的压后评估。结果表明:该工艺可操作性强、实施可行,与地质条件相当的邻井相比,支撑剂成本降低44%~47%、有效缝长与支撑缝长的比值提高约16%,测试18 h返排率高达63%、归一化产量是邻井的1.9~2.3倍,降本增效、提高产量效果明显。该技术在四川盆地川西地区浅中层砂岩气藏及页岩气藏的开发中具有推广价值。     

孔洞型碳酸盐岩油藏不同开发方式物理模拟研究

对于孔洞型碳酸盐岩储层,由于其特殊的孔洞结构特征,一般情况下很难使用其真实岩心开展长岩心驱替实验。在不影响原有岩心孔渗结构的基础上,对岩心表面凹陷处进行特殊填补处理,以达到长岩心实验要求。文中在油藏实际条件下,开展长岩心衰竭开采实验,水驱、气驱开发实验和气水交替驱实验,统计分析不同开发方式下各阶段的驱油效率,对比评价不同开发方式的开发效果。结果表明:衰竭开采最终采收率高达30.94%;水驱开发中,适当延迟转注时间能够充分发挥弹性驱油和溶解气驱油作用,提高最终采收率,并确定最佳转注压力为80%泡点压力;气驱开发中,气体突破速度快,突破后产油量急剧下降,采收率较低;气水交替驱能有效降低含水率,提升高含水期原油采收率,在高压高含水阶段转气水交替的开发效果更为显著。该实验为合理开发孔洞型碳酸盐岩油藏提供了基础数据和技术支撑。     

普光气田高含硫气井带压更换采气树工艺技术

采气树在使用过程中如出现腐蚀、泄露、机械故障等而又无法在线修复的情况,则需要进行整体更换。但像四川盆地普光气田这样孔、洞、缝较发育的酸性碳酸盐岩气藏,若采用先压井再整体换装采气树的方法会造成储层的二次污染,很难再恢复到修井前的气井产能。为此,考虑作业安全和生产实际,研究形成了"两封堵一隔离"带压更换采气树工艺:①安装地面泄压放喷流程,进行整体更换采气树演练,准确测算所需的时间;②关闭井下安全阀,通过泄压放喷管线排放井下安全阀以上通道内气体,进入放喷池点火燃烧,将井口油管压力泄至0;③连接液氮泵车按照测算量向井筒顶替液氮;④安装双向背压阀,利用送取工具,将背压阀安装在油管悬挂器内的背压阀座面,封堵油管;⑤整体更换采气树,试压合格后按照操作规程取出双向背压阀。现场成功应用2口井,很好地解决了高含硫气井不压井更换采气树的技术和安全控制难题。     

GWDC to Become Domestically First-class and Internationally Advanced General Contractor in Petroleum Engineering Technology Market

正Status Greatwall Drilling Company(GWDC),an integrated petroleum engineering services company,mainly focuses on drilling,geophysical prospecting,logging,cementing as well as the development of oil well construction including top driving,mud,and well completion.It provides general contracting services of well construction for oilfield development.What's more,GWDC devotes major efforts to reservoir geological study,workover and lateral drilling,acid fracturing treatment of formations,gas development,providing other rated technical services;It is dedicated to becoming the general contractor of petroleum engineering technologies in the world.     

Commercial Production of Novel Catalyst for Isomerization ofC8 Aromatics at SINOPEC

正The novel catalyst for isomerization of C8 aromatics de veloped by SINOPE’s Research Institute of Petroleum Processing(RIPP)has been produced in commercia scale at the Catalyst Factory of the Fushun Petrochemica Company following two scale-up experiments.The said     

Successful Commissioning of 0.5 Mt/a MTP Unit at ShenhuaNingxia Coal Industry Group

正On August 27,2014 all production units of the 0.5 Mt/a methanol-to-olefins(MTP)project owned by the Shenhua Ningxia Coal Industry Group(SNCIG)have been delivering qualified propylene with a purity of 99.88%and the 1102K-grade PP product to symbolize the successful commissioning of the MTP project at the first