渤海稠油热力吞吐用耐温抗盐化学体系的室内实验研究

筛选、复配出适用于渤海稠油热力吞吐用耐温抗盐化学体系,该体系由磺酸盐类甜菜碱两性表面活性剂LHSB、苯磺酸盐类阴离子表面活性剂ABS及抗盐辅剂A组成,体系各组成浓度为0.3%LHSB+0.2%ABS+0.05%抗盐辅剂A。室内实验表明,该体系可耐温200℃,耐NaCl容忍度30000mg/L、CaCl_2容忍度1000mg/L。经过200℃老化6h后,该体系50℃下与渤海稠油的界面张力为0.097mN/m,相对于原油与地层水的界面张力降低了99.2%。与煤油浸润后的模拟岩心之间润湿角为8°,可使岩石表面由油湿转变为水湿。在剪切速率16.2s~(-1)、实验温度50℃下考察不同油水比下的降黏率,随着含水率的增加,该体系可形成比较好的水包油乳状液,体系降黏率达到98%以上,低含水率下亦不发生反相乳化。弱动力下,原油与体系即会发生乳化,静置1h后分层脱水,说明体系乳化分散效果好。该体系静态洗油率达20%。200℃下驱替效率达61.3%,相对于水驱可提高11.5个百分点。     

海上稠油乳化堵塞解除技术研究

针对海上稠油油井乳化堵塞问题,室内分析了胶质、沥青质含量对原油油包水乳状液的影响,通过静态实验,考察了防乳破乳体系对稠油的防乳、破乳性能和油溶性降黏体系的溶沥青质能力、降黏性能;通过动态驱油实验,考察了两种药剂的解堵降压效果和驱油效果。实验结果表明,原油中的胶质、沥青质是稠油形成油包水乳状液的天然乳化剂,且含量越多,乳液越稳定。浓度为0.5%防乳破乳体系的防乳率为83%,破乳率为89%,具有良好的防止和解除乳化堵塞的能力;浓度为5%的油溶性降黏体系的降黏率为90%,溶沥青质速率为3.20 mg/(m L·min),可快速溶解稠油中的沥青质,降低原油黏度。动态驱油实验表明,油溶性降黏体系与防乳破乳体系可降低注入压差0.8 MPa,约为原压差的30%,驱油效果表明,两种体系的加入可使其驱油效率提升5%。化学体系可有效解除稠油乳化堵塞的问题,同时还可进一步提高洗油效率,加快采收速度,提高采收率。     

基于 Algor 有限元软件的杆管偏磨研究

运用Algor有限元软件对抽油杆柱和油管进行实体建模和网格划分,以抽油杆柱力学规律和运动模型为基础,建立了抽油杆柱仿真运动模型,以抽油机悬点运动规律、抽油杆柱下端（泵柱塞）受力和杆柱沿程重力分布为约束条件,计算分析了在一个抽汲周期内不同时刻抽油杆柱沿程径向位移分布规律、最大径向位移和中性点分布特征,对比分析了扶正器安装前后抽油杆柱径向位移的变化,为防偏磨扶正器安装设计提供理论依据;以油井的现场偏磨情况与理论仿真结果进行对比分析,验证了仿真结果的正确性。     

海上热采注热管柱可下入性分析

随着海上热采注热管柱新工艺新工具的不断使用,管柱结构日趋复杂,且海上热采井多为水平井或大斜度井,热采注热管柱下入过程中,易发生刚性工具几何遇卡、因摩阻增加导致的管柱屈曲变形等下入过程受阻问题。为此,根据较大狗腿度管段处注热管柱与井眼的几何关系,建立了管柱的几何通过性模型;由注热管柱下入过程中的受力情况,建立了考虑管柱刚度的力学计算模型。根据建立的模型,以现场一口热采井为例,计算分析了现有热采注入管柱的可下入性,研究结果表明,该模型具有较高的准确性,为实现管柱的优化设计和保证注热管柱的可下入性提供了重要的理论依据和现场指导意义。     

季铵盐阳离子聚合物防膨剂对 W/O乳状液稳定性的影响

为揭示季铵盐阳离子聚合物防膨剂对热采稠油乳状液稳定性的影响规律,根据南堡35-2油田热采现场采出液特征,采用高温高压可视相态釜模拟配制油包水乳状液,研究了季铵盐阳离子聚合物防膨剂对油水界面张力、界面剪切黏度及乳状液表观黏度和破乳脱水率的影响。结果表明,随着防膨剂浓度的增大,油水间的界面张力降低,界面剪切黏度增大;防膨剂浓度一定时,随着剪切速率的增大,界面剪切黏度增大并最终趋于稳定。温度对乳状液体系的性能影响较大:防膨剂在55℃时几乎对原油的乳化不产生影响,防膨剂溶液与原油形成的乳状液不稳定;在乳化温度为100℃和150℃下形成的乳状液稳定性高,且其表观黏度随防膨剂浓度的增大而增大;防膨剂浓度一定时,随着乳化温度升高,乳状液的表观黏度明显增大,脱水率降低,150℃时含0.5%~10%防膨剂乳状液的脱水率均为0,稳定性良好。季铵盐阳离子聚合物防膨剂能降低油水间的界面能,提高界面膜强度,增加W/O型乳状液的稳定性。     

热采吞吐用热固性堵剂室内实验研究

渤海油田部分热采井进入第三轮次热吞吐,受边底水影响,部分热采井面临高含水威胁,如何使热流体热不沿大孔道突进、提高热波及体积是提高热吞吐效果迫切需要研究和解决的难题,因此研制出热固性堵剂并采用高温老化箱、材料试验机、岩心驱替装置,考察了热固性堵剂的耐高温性能、封堵性能并对堵剂注入工艺参数进行优化。结果表明,在150、200及250℃条件下,成胶后的热固性堵剂在300℃下加热48 h其抗压强度保留率均大于85%。热流体温度为300℃时热固性堵剂的封堵压差为1.2MPa。随着岩心渗透率由1达西增加至5达西,堵剂封堵压差逐渐变小,从2MPa降至0.6MPa。随着堵剂注入量的增加,热流体驱油效率逐渐增加,堵剂最佳注入量为0.2 PV。岩心出现窜流时,堵剂可提高热流体的驱油效率10%以上;堵剂的注入时机对热流体驱替效率的影响在1.38%以内。     

适于稠油热采封窜用耐温冻胶体系的研究

针对稠油热采过程中因热流体窜流而导致的吸气剖面不均匀,进而影响蒸汽驱采收率的问题,拟用不同耐温特性的低成本体系配合耐高温冻胶的多段塞组合来提高封窜效率、降低作业成本.首先对比了不同温度下AM-NVP的水解速度,发现AM-NVP在高温下具有优异的热稳定性,其长期稳定性显著优于PAM和AM-AMPS共聚物,因此制备冻胶时选择AM-NVP为聚合物主剂.随后对聚合物、交联剂以及纳米二氧化硅的质量分数进行优选,形成耐温冻胶体系配方:w(AM-NVP)0.6％+w(水溶性酚醛树脂)0.2％+w(纳米二氧化硅)1.0％.该体系耐温性达到150℃,42 d脱水率小于5％,填砂管封堵率大于90％,可以满足稠油热采的封窜需要.     

海上稠油热采封窜体系室内研究

针对海上热采气(汽)窜问题,室内考察了一种耐温高强度环保型碱木素冻胶封窜体系的表观黏度、成胶温度、pH值对体系成胶时间、成胶强度的影响,研究了该体系的热稳定性和岩心封堵能力。研究表明,组成为5%碱木素+2%潜在醛类交联剂HDI+1.5%酚类交联促进剂DB+0.5%酰胺类耐温改进剂UR+1%高分子腈类韧性改进剂PL的碱木素封窜体系在常温(25℃)下的黏度为4.7 mPa·s,具有良好的可泵注性;体系成胶温度≥75℃,75℃下成胶时间为30 h,成胶强度为0.084 MPa,温度升高后体系的成胶时间缩短,成胶强度略降,当温度达到280℃时,成胶时间为5 h,成胶强度为0.068 MPa;体系使用的最佳pH值为7.0~9.0之间;该体系在250℃放置60 d后仅有少量脱水,重量变化在5%以内,成胶强度达0.067 MPa,说明体系热稳定性强,可满足高温储层的使用需求。岩心封堵实验表明,该体系封堵岩心后残余阻力因子为114.3;将碱木素封窜体系与泡沫复合使用的碱木素泡沫复合体系(碱木素封窜体系+2.5%磺酸盐类阴离子起泡剂COSL-07),残余阻力因子123.2,封堵效果良好。双管实验表明,碱木素泡沫复合体系使高渗管产液体积分数由80%降至55%,低渗管产液体积分数由20%升至45%,双管综合采出程度提高16.9%,说明该体系具有优良的选择性封窜和分流能力,可起到良好的调堵封窜作用,从而有效提升蒸汽驱驱油效果。     

耐温耐盐稠油降黏体系的研制与应用

渤海某稠油油田原油黏度大,胶质沥青质含量高,地层水矿化度较高,且油井完井方式为常规完井(管柱耐温≤120℃),热采吞吐温度受限,效果一般。为提高稠油常规井开采效果,室内研制了热采吞吐用耐温耐盐稠油乳化降黏体系CY-02,该体系由磺基甜菜碱类两性表面活性剂LHSB、以改性聚醚为主要成分的非离子表面活性剂PFC-1组成,正交实验确定其最佳配比为2∶1。考察了该化学体系的静态性能(耐温耐盐性、乳化降黏性能、乳液稳定性、界面张力、润湿性)和动态驱油效果。研究结果表明,该体系耐温≥120℃,NaCl容忍度40000 mg/L,CaCl2容忍度1500 mg/L;体系120℃老化24 h后仍具有良好的界面性能,在油水比7∶3时,可形成稳定的乳状液,50℃下体系对稠油的降黏率达98.8%;低含水率下亦不发生反相乳化;体系与原油的界面张力为10-2mN/m数量级;体系在煤油浸润后的模拟岩心表面的润湿角为10°,可使岩石表面由油湿转变为水湿;120℃下动态驱油实验表明,该稠油降黏体系对稠油驱与单独水驱相比,采油速度更快,最终采收率提高10.65%。渤海某稠油油井的现场施工效果表明该稠油降黏体系取得了良好的应用效果。图4表4参15