高温高压CO_2泡沫性能评价及实验方法研究

CO2驱和CO2泡沫驱是提高采收率的有效技术。研究利用改进的高温高压可视化CO2泡沫仪,针对不同表面活性剂,在不同CO2相态、温度和压力条件下进行了CO2泡沫性能测试实验。根据泡沫性能的不同评价指标,分析了影响CO2泡沫性能的主要因素,及其不同实验条件和实验方法下测得的泡沫性能参数的相关性。结果表明,CO2的相态(气态、液体和超临界状态)对产生泡沫的形态和泡沫性能影响很大。泡沫的起泡体积和稳定性主要受表面活性剂的类型和性能、温度和压力的影响。利用填砂管驱替实验装置,在不同压力、温度和渗透率条件下进行了CO2泡沫流动实验,根据测试的阻力因子评价CO2泡沫的封堵剂流度控制能力,并与高温高压泡沫仪的测试参数进行对比和关联。实验结果表明,填砂管的渗透率对CO2泡沫的封堵和流度有很大影响,渗透率越大,泡沫的封堵能力越强,有利于提高波及效率和降低CO2的流度。驱替实验所测得的CO2泡沫的流动阻力因子与泡沫仪测试的起泡体积和半衰期正相关,但泡沫的半衰期对泡沫的封堵和流度影响更大,即泡沫的稳定性是影响其在地层内流度控制作用的主要因素。     

地质封存过程中CO2泄漏途径及风险分析

CO₂捕集和地质封存可望成为减少温室气体排放的重要且有效的方法,但其安全性一直受到广泛关注。在研究各种CO₂地质封存体及其圈闭机理的基础上,根据不同封存体中潜在的泄漏途径及主控因素,结合实例对可能的CO₂泄漏进行了描述和相应的风险分析。研究结果表明,枯竭油气藏的地质封闭性已得到证实,井的失效将是CO₂泄漏的主要途径。通过与提高油气采收率技术相结合,在油气藏中封存CO₂具有一定的经济性,但由于油气田分布不广,封存潜力有限,仅适合于中短期的CO₂处置。深部盐水层分布较广,可选择的圈闭和封存机理较多,泄漏途径和未知因素也较多,泄漏风险较高,但封存潜力巨大,是最具前景的CO₂封存体。煤层通过吸附可达到封存CO₂的目的,但其圈闭机理单一,对煤层压力的依附性较大,且影响未来煤资源的利用,其安全性和经济性相对较差。海底水合物封存方案具有热力学可行性,但海底水合物层埋深浅,地质圈闭性差,CO₂泄漏风险较高,其封存和泄漏机理以及CO₂注入方法有待进一步研究和关注。     

阳离子表面活性剂预处理地层延长防垢剂挤注返排寿命

海上油田注海水开发,注入水与地层水的不配伍常导致油井硫酸盐结垢现象严重。为有效延长防垢剂挤 注寿命,在前置液中添加吸附增强剂,以提高防垢剂在地层中的吸附量和降低防垢剂解吸速度。选择季铵盐表 面活性剂十二烷基三甲基氯化铵（DTAC）和阳离子Gemini 表面活性剂酰胺基双子季铵盐（GS-A6）为吸附增强 剂、聚丙烯酸钠（PAAS）为防垢剂,开展了吸附增强剂与防垢剂的配伍性实验、静态吸附实验和动态吸附-解吸实 验。结果表明,在120 ℃下,两种吸附增强剂与防垢剂的配伍性良好,可提高防垢剂在地层中的吸附量至3 倍以 上。当含油饱和度从0 增至80%时,DTAC 预处理岩心后,PAAS 的返排寿命从1500 PV 降至约1300 PV;而 GS-A6 在不同浓度、不同含油饱和度情况下,返排寿命均超过1500 PV,适用于不同开发阶段的油井防垢。与 DTAC相比,GS-A6具有临界胶束浓度低、表面活性高的优点,延长防垢剂挤注寿命和驱油效果更好。     

注空气EOR的腐蚀及缓蚀剂的加注工艺

本文概述了注空气EOR时注气井的氧腐蚀和生产井的二氧化碳腐蚀,给出了适用于注气井和生产井缓蚀剂的预膜量和正常加注量的计算公式。根据缓蚀剂的加注方式和现场的生产条件,设计并绘制出适用于生产井、注气井的缓蚀剂注入工艺流程图,提出了腐蚀监测的三种主要方法。最后,对缓蚀剂的加注工艺提出了一些建议。     

轻质油藏注空气低温氧化机理数值模拟

为了探讨油藏注空气的氧化机理,在原油氧化实验的基础上,建立了低温氧化动力学模型,运用热采数值模拟技术,研究了高含水期油藏注空气后含油饱和度、温度、气体运动和原油粘度的变化规律,对比了烟道气成分和注.入气体对采收率的影响。模拟结果表明,注空气后含油饱和度明显降低,氧化前缘的最高温度可达190℃,原油消耗氧气量为589m³/m³(标准状况下)。氧气在到达生产井之前基本耗尽,注空气驱油技术是安全的。注空气形成的烟道气中N₂与CO₂体积比越小,采收率越高。     

评估在CO2 EOR和地下水效应影响下原油采收率和CO2埋存能力

降低空气中排放的CO2量及其浓度的一个重要方法就是把这些CO2捕集并储存起来,地质埋存是一个主要组成部分.在所有可能方法中,最可能被优先采用的是在注CO2提高采收率的过程中回收埋存CO2.本文主要介绍了油藏CO2埋存量的预测计算方法、适合注CO2的油藏识别、地下水效应的影响,以及这种方法在加拿大西部沉积盆地中的应用.     

天然气水合物注热开采能量分析

天然气水合物储量巨大、清洁环保，作为一种潜在战略能源逐渐受到了重视。综述了天然气水合物开采方式并进行了分析，认为由于水合物以固体形式存在，原始状态下渗透率极低，压力传播范围十分有限，降压法开采面临一定的困难；考虑了加热法开采水合物过程中地层内的所有吸热因素，把水合物加热分解过程分为了三个阶段；计算了各部分吸收热量占注入热量的比例。结果表明：注热开采水合物的大部分能量被非水合物升温所消耗，因此提供足够的热源是水合物开发的关键。针对海底水合物开采所需要大量能量供给的状况提出了两种经济廉价的热源。     

钻井液添加剂JLX-B抑制天然气水合物形成的实验研究

利用模拟深水井筒条件的实验设备,对纯水-甲烷体系中的天然气水合物进行了实验,建立了基础对比体系,并对钻井泥浆添加剂JLX-B抑制天然气水合物形成的作用进行了室内实验,得到了聚合醇JLX-B在不同浓度和相同浓度不同初始压力下的温压曲线.实验结果表明,在深水钻井用的钻井液中加入一定质量分数的聚合醇类处理剂JLX-B,可以延迟天然气水合物的形成.在添加剂量允许的条件下,加入质量越多,抑制效果越明显.     

低渗油藏注空气低温氧化数值模拟研究

针对胜利油田低渗透油藏注空气低温氧化提高采收率,基于室内实验和数值模拟相结合的手段,通过拟合氧化实验的压力降、产出气体含量,建立了注空气低温氧化(LTO)模拟模型,评价了注空气效果影响因素的敏感性及作用机理,对比了注空气与注N2的驱油效果及经济可行性.实际应用表明,模拟与实验结果吻合较好,数值模拟方法可行;胜利油田渤南罗36断块注空气效果影响因素的重要性大小依次为注气速度、油藏温度、剩余油饱和度、油藏倾角、射孔位置等;注空气相对于注N2而言成本低,驱油效果好.为胜利油田低渗油藏注空气动态监测及方案调整提供了依据,对注空气提高采收率开发方案的制订及优化具有借鉴意义.     

CO2/降粘剂改进超稠油物性研究

粘度大、流动能力差一直是困扰超稠油开发的难题.作者通过室内实验研究了CO2及油溶性复合降粘剂在单独和复合条件下对超稠油物理性质的改进能力,实验结果表明:(1)CO2对超稠油溶胀、降粘作用明显,对油包水乳状液有很强的破乳能力;(2)针对超稠油开发的油溶性复合降粘剂降粘和反相乳化能力显著;(3)CO2和油溶性复合降粘剂同时使用时对超稠油油包水乳状液的反乳化、降粘能力明显好于二者分别单独使用时的情形.