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井筒电加热降黏技术在国内的各大油田应用非常广泛,随着胜利油田现河采油厂特超稠油井的开发,井筒电加热配套井数也逐渐增多,为解决采油厂井筒电加热配套井数增多,造成能耗过大的问题,以胜利油田现河采油厂稠油为研究对象,开展稠油乳状液黏度-温度-含水变化规律研究,总结出了现河采油厂稠油的黏温特性以及拐点温度、含水分布等规律。以拐点温度作为临界温度,确定乳化稠油电加热井筒举升的黏度边界为110 000 mPa·s,低于此黏度的稠油乳状液无需开启电加热就能顺利从井筒举升到地面。最终根据黏度边界制定出乳化稠油井筒举升优化图版,以指导稠油高效节能开采。 相似文献
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采用大型压裂液管流测试装置,对新型聚合物压裂液在水平管及竖直管内的携砂性能进行了实验研究,并与常规胍胶压裂液进行了对比分析。 实验结果表明：在水平管中,聚合物携砂液的临界沉降及临界悬浮速度均随管径的增大而升高;砂比升高过程中,临界沉降及悬浮速度在低砂比阶段变化不大,在高砂比阶段显著升高。 在竖直管中,随着砂比的升高,聚合物携砂液的压力梯度逐渐增大且支撑剂在管底的沉积现象加剧,当砂比超过一定浓度后会发生管内砂堵现象。 在 ２ 种类型管道内,新型聚合物压裂液相对于常规胍胶压裂液均表现出良好的携砂性能。 相似文献
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超细水泥浆封堵技术的完善与应用 总被引：5，自引：1，他引：5
报道了由G级油井水泥加工成的超细水泥的粒度分布、穿透能力及水泥石强度。讨论了超细水泥浆封堵施工中的影响因素,包括用量、滤饼形成、滤失量控制、稠化时间、流动性等。选用d90≤21μm的超细水泥,通过添加剂筛选,得到水基超细水泥浆的配方:缓凝剂HN Ⅱ1.0%,分散剂FS 11.0%,降滤失剂JS 11.0%,滤失量控制为100mL;以零号柴油为携带液,加入油溶和水溶混合表面活性剂、1.0%FS 1(按油相计),油灰水比为1∶2∶1,得到密度1.7～1.9g/cm3、流动度>30cm的油基水泥浆。介绍了超细水泥浆封堵工艺:地层预处理,水泥浆用量,封堵方法,封堵工具,封堵结果检测等。现河采油厂(地层温度60～120℃)2002年将密度1.6～1.8g/cm3的油基和水基超细水泥浆用于封管外窜、堵炮眼、油井堵水、修复套管,共施工48井次,成功率95.8%。介绍了封堵目的不同的4个井例。表6参6。 相似文献
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重复压裂造缝的应力场分析 总被引：15，自引：4，他引：11
通过对重复压裂造缝的应力场进行分析,推导出满足重复压裂产生新裂缝的条件。主要分析了一次压裂的 裂缝、储层压力等多种因素对当前地应力场的影响,可以看出诱导应力改变了原地应力场,当原应力场最小水平主 应力大于原最大水平主应力时,重复压裂裂缝可能重新定向。 相似文献
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针对胜利油田广9区块超稠油油藏HDCS开采过程中存在的问题,通过油藏数值模拟分析了HDCS的降黏作用机理,优化了HDCS吞吐各周期降黏剂、CO_2与蒸汽的注入量,提出HDCS吞吐后期开采方式应转为HNS吞吐。研究结果证实:降黏剂、CO_2与蒸汽先后注入地层具有滚动接替、协同降黏作用,降黏剂的作用范围主要集中在近井地带0~2.4 m,CO_2的受效半径大于降黏剂,约为6.4 m,蒸汽的作用范围最大,受效半径约为11.2 m。从经济角度出发,HDCS吞吐4周期时,应停止注入降黏剂,转入HCS开发;吞吐7周期时,停止注入CO_2,转入蒸汽吞吐开发。HDCS吞吐8周期后,近井地带温度逐渐升高,原油黏度大幅度降低,地层能量逐渐衰竭,产油量下降较快。通过优化得出,HDCS吞吐8周期后转HNS吞吐4周期的总产油量最高。 相似文献
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针对稠油高轮次吞吐阶段出现的严重汽窜问题,采取了稠油乳化降黏技术,大幅度地提高了周期吞吐采收率,为了克服单一封窜或乳化降黏技术的局限性与不足,提出了稠油蒸汽吞吐逐级深部封窜与乳化降黏复合技术。通过室内实验和物理模拟实验,优选了具有不同耐温能力的封窜剂和具有高效降黏效果的乳化降黏剂,进而确定了逐级深部封窜体系,即近井地带、过渡地带及远井地带组合封窜剂。室内实验结果表明,逐级封窜体系的封堵率达到了99%以上,乳化降黏体系的降黏率达到了95%以上。该技术在矿场的成功应用,有力地证明了该技术能够有效提高稠油开发效果,为同类稠油油藏提高采收率提供了理论支撑和技术支持。 相似文献
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牛35块油藏孔喉半径小、泥质含量高、微孔隙发育，该储层无速敏、弱水敏、弱碱敏和无酸敏；室内评价了常用6种钻井液性能和开展对储层的污染实验，其中FCLS-NaOH钻井液对储层伤害最严重，聚合醇、正电胶钻井液损害最小，加入YEP暂堵剂可以有效保护储层。 相似文献
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