新场气田致密低渗透气藏重复压裂工艺技术

新场气田蓬莱镇组气藏由于储层致密、渗流条件差，单井自然产能低，所以多数气井必须进行压裂改造才能投产，但由于受储层致密和其它多种因素的影响，压裂增产有效期较短，针对这种情况，进行了气井重复压裂工艺技术的理论计算和现场应用研究，初步形成了一套包括储层评估、重复压裂潜力井优选、重复压裂造缝机理研究、优化重复压裂施工及配套工艺和压后评估的气井重复压裂技术。现场试验表明，对具有潜力的压裂失效气井采取重复压裂措施，能取得较好的增产效果。气井重复压裂技术的形成和推广，将有效提高川西地区各气藏的开发水平，同时也为类似致密碎屑岩气藏的开发提供有益的指导和借鉴。     

Volumetric Change and Surface Properties of Temperature-Sensitive Polyvinylalcohol (PVA) Hydrogel

Polyvinylalcohol (PVA) polymer gel is a temperature sensitive polymeric gel, with a critical transition temperature (with H₂O) of 310 K. At higher than 310 K, this temperature sensitive polymer gel shrinks because of discharging water, whereas at lower temperatures, the gel swelled because of absorbing water. The reversibility of the gel's volume change was confirmed by temperature swing. The adsorption behavior of an organic compound onto the PVA polymer gel in water was tested at various temperatures. The amount of adsorbed organic compound increased remarkably at temperatures higher than about 310 K. Then, it was confirmed that the organic compound in PVA polymer gel could be reversibly adsorbed and desorbed by a temperature change between 293 and 323 K. The mechanism of adsorption of the organic compound onto the PVA polymer gel could be explained by hydration and dehydration of polymer gel.     

介质流速对在线焊接管道极限压力的影响

运用有限元法对不同介质流速下在线焊接时的温度场进行了数值模拟,内部介质流动对焊接温度场的影响通过确定介质与管壁的换热系数来考虑;根据温度计算结果,获得管道的剩余强度因子,进而判定管壁是否烧穿。研究表明,随着流速的增大,焊缝位置处外壁上的峰值温度无明显变化,而内壁上的峰值温度随之下降;在线焊接管道的剩余强度因子及所能承受的极限压力呈上升趋势,且在一定范围内增大明显,故应充分利用该流速变化范围的特点以确定最佳施工条件。     

天然气吸附储存脱附过程的动态模拟

通过热动力学计算,认识了脱附过程当中储罐内温度剖面分布的典型特征:储罐轴心处的温度下降幅度最大。分析了脱附过程当中储罐壁的热交换、吸附剂的导热系数以及储罐内的初始压力对储罐内的温度剖面的影响。结论是加强储罐外壁的热交换、增大吸附剂的导热系数皆能改善吸附储罐内的温度剖面。     

高温酸化助排剂HC2-1的研究

为了满足高温油藏和深井酸化作业残酸返排的需要，通过表面活性剂的筛选和复配研究，得到了高温酸化助排剂HC2—1。其性能评价结果表明，HC2—1具有使用浓度低、表面活性高的特点，在20％的HCI溶液中，当其浓度为50mg／L时，表面张力为20．7mN／m；具有良好的耐温性能，在180℃下恒温48h，HC2—1仍保持较高的表面活性；具有良好的耐盐能力，加有HC2—1的20％HCl溶液和CaCO3反应至HCl完全消耗，整个反应过程体系无新相生成且表面张力基本不变；可增大酸液体系的润湿角，进一步降低毛细管阻力，使酸液返排率由46％提高到97％，在促进酸液返排的同时与原油不发生乳化反应。     

宝浪油田宝北区块低渗透油藏层系优化研究

针对宝浪油田宝北区块低孔低渗油藏地质特征以及油层层数多、分布井段长、部分零散层动用难度大等问题 ,研究了宝北区有效厚度、油层层数、单井产能及单井控制地质储量等层系划分与组合的技术经济界限 ,并在此基础上进行了宝北区层系划分与组合优化论证 ,最终优选出宝北区开发层系     

低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究

所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。     

低密度微泡沫压井液的研究与应用

吐哈油田部分区块地层压力系数小于0.9,常规水基压井液对储层伤害大,若使用油基压井液成本高,环境污染严重。通过实验优选出了一种低密度水基微泡沫压井液。该压井液具有密度低、泡沫强度高、稳定性好、携砂能力强等优点。现场应用表明,低密度微泡沫压井液稳定时间大于48 h,密度在0.70~0.99 g/cm3之间可调,抗油污染能力强,抗油大于8%,抗温在100℃以上,岩心污染后渗透率恢复值大于80%;并且施工方便,成本低,具有储层保护能力,使用微泡沫压井液的井表皮系数在0.20~2.34之间。     

三峡三期工程主坝大体积混凝土内部温度控制

三峡右岸三期工程施工中,为了有效控制坝体大体积混凝土内部温升,采取了高温季节使用预冷混凝土浇筑、控制混凝土出机口温度及浇筑温度、对混凝土内部人工通水进行初冷、中冷和后冷等措施。三峡三期工程大坝混凝土内部温度没有出现超标现象,混凝土温控工作取得了良好的效果。     

低光照和抗晕CCD的设计和制作

针对帧转移可见光CCD低光照响应、抗电晕能力和动态范围，较详细讨论了CCD光响应灵敏度、动态范围和抗电晕的设计与计算。设计的具有抗晕功能CCD，采用2μm工艺制作，达到了设计技术指标要求，满足了工程应用需求。