一种大孔道超强堵剂的室内实验研究

针对大港等老油田长期注水开发形成的大孔道造成注水波及效率低,提高采收率难度大,在模拟油藏温度80℃、矿化度13454mg／L的条件下,以分子量为100×10^4、浓度为1％～3％的阴离子型部分水解聚丙烯酰胺（PHPAM）配与0．8％～1．4％复合交联剂A交联形成的超强堵剂,能稳定5个月以上。通过岩心流动实验表明对高渗透岩心的封堵率超过95％,强度大于25MPa／m,是一种性能良好的大孔道堵剂。     

JSF-1复合调剖体系的研制与应用

用乳酸铬交联体系与聚丙烯酰胺HPAM(水解度6%～10%)制得一种凝胶。50℃下得到该凝胶体系的优化配方为:0.2%～0.4%HPAM+交联剂(聚交质量比20:1)+助凝剂(0.06%～0.08%)+稳定剂(0.1%～0.15%)。岩心试验结果表明,凝胶具有较强的封堵率和选择注入能力。从T和B系列4种预交联颗粒中,优选出T-12颗粒(粒度中值≤3mm),该颗粒的突破压力为3.07MPa,韧性系数1.11,50℃下72h的膨胀倍数为6.9～7.8。根据封堵水窜通道或裂缝对堵剂易注入、低滤失和高强度的性能要求,将凝胶与预交联颗粒复合得到JSF-1复合调剖体系。2009年在韦5断块中渗稠油油藏进行了现场试验,调剖后的吸水剖面显著改善,新启动地质储量约50×104t,对应6口油井有增油降水效果,调剖后3个月的井组含水量平均下降6.7%,日平均增油达7.1t,调剖后6个月累计增油1420t,应用效果较好。     

疏松砂岩油藏大孔道识别综述

油藏长期注水开发形成的大孔道造成注入水循环流动,波及效率低.介绍了室内物理模拟实验对大孔道形成机理和影响因素的研究情况,国内外利用试井、测井、岩芯分析等手段定性或定量识别大孔道的方法.分析当前存在的主要问题,指出以油藏工程理论为基础,采用先进的测井技术和解释理论,研究大孔道的定性和定量识别方法是可行的,并提出了研究设想.准确地识别砂岩油藏大孔道并计算相关参数,能够更深入地认识储层,指导油井防砂、调整油井生产工作制度,为油田开发中后期封堵剂筛选、封堵工艺设计提供技术依据.     

预交联复合调剖段塞注入方式室内研究

中低渗油藏预交联复合调剖段塞注入方式研究是工艺优化的一项重要内容.通过物模实验研究了三种基本段塞注入方式下复合调剖体系注入压力、高渗层分配堵剂比例变化以及低渗层污染深度的差异.结果表明:中低渗油藏条件下段塞注入方式对调剖的影响比高渗油藏显著;预交联颗粒在中低渗油藏中选择注入性较差,注入过程中压力上升较快;凝胶+颗粒同时...     

XN-P大孔道封堵剂室内研究

针对大孔道地层胶结疏松,堵液易流失的特点,在80℃下采用低分子量聚丙烯酰胺作为主剂与交联剂反应生成一种可用于大孔道封堵的凝胶.该封堵体系含聚丙烯酰胺1.0%～3.5%,交联剂0.8%～1.4%.通过室内实验考察了主剂浓度、交联剂浓度、温度和地层水矿化度等因素对堵剂成胶时间和强度的影响.通过单岩芯物模实验,考察了堵剂的注入性和封堵能力.根据实验结果,该封堵体系成胶时间8～72h,在80℃下密闭保存7个月无变化.在大孔道或特高渗透地层(14644×10-3μm2)中阻力系数20.8,具有27.93MPa/m的强度和93.2%的封堵率;并具有成胶时间可控、强度高、稳定性好的优点,能够满足疏松砂岩油藏大孔道堵水的需要.     

交联聚合物凝胶流变性能评价研究

以铬交联凝胶体系为研究对象,考察铬凝胶体系成胶前后的流变性变化.结果表明:交联聚合物溶液的表观黏度与聚合物含量和流速相关;剪切作用使黏度损失并影响成胶强度和成胶速度;凝胶强度可用储能模量量化表示;一定强度的剪切作用能彻底破坏凝胶结构,静置后能够部分恢复黏度,不同黏度的凝胶恢复能力差距较大.     

耐温抗盐缔合聚合物的制备及性能评价

在丙烯酰胺、丙烯酸的基础上引入抗盐、耐温性能的N-芳基丙烯酰胺(N-AAM)和增粘、增溶性能的甲基丙烯酰氧乙基二甲基烷基溴化铵(MADA),从而实现聚合物耐高温高盐性能与其溶解性、增粘性的有机统一,其结构经红外光谱(FTIR)表征证实。评价了耐温抗盐聚合物(ATSP)的增粘、耐温、高温高盐长期稳定性、驱油等性能,并通过ESEM得到了其在高矿化度下的微观形貌。结果表明,耐温抗盐聚合物增粘、耐温性能优良,在高温高盐条件下稳定性好,聚合物驱及后续水驱的采收率为9.9%。     

稠油CO2吞吐腐蚀、结垢和沥青沉淀研究进展

从发生机理、影响因素、监测和防治等方面介绍了当前CO2吞吐中发生的腐蚀、结垢、沥青沉淀等问题的研究进展。在此基础上，提出对稠油CO2吞吐中的腐蚀、结垢和沥青沉淀等问题应以预防为主，在研究和生产实践中不能忽视三者之间的相互影响。     

高倾点原油在印度尼西亚加里曼丹丘陵地带的长输实例

如果处理不当 ,高倾点油品由于其固有特性可能会给管线 (特别是丘陵地带的长输管线 )输送带来麻烦。这种油品在环境温度下可能形成固态 ,再严重些可能会引起管道堵塞 ,尤其在斜坡段的管子。实例中的输油管道直径 2 0in ,长 2 5 0km ,起于Tanjung油田 ,止于印度尼西亚东加里曼丹省的巴厘巴板炼油厂。考虑了多种可选择的输送方式后 ,如铺设绝热管线、加热或使用化学添加剂等 ,选定了混输高倾点原油和水的方式。这种方式可以防止管道内固体微粒的集聚 ,避免管线堵塞 ,而且投资和运行成本均较低。上述输送方法开始实施于 1 963年 ,并达到了高峰输油量 4 40 0 0BOPD。现在 ,Tanjung石油产量降低到了 780 0BOPD ,采用定期混输的方式 ,一年输送 1 2次 ,油水混合比为 65∶35 ,每个泵期总输油量为2 5 0 0 0 0bbl。 2 0 0 2年 ,这条管线发生了一次运行事故。固态石油微粒的沉积使管线堵塞 ,造成输油泵运行中断。通过尝试振动、注入轻质油的方法 ,成功地解除了堵塞 ,使管线在相当短的时间里恢复了正常输送状态。利用多相流动态模型OLGA获得了模拟高倾点原油输送的一种简易方法 ,用此方法研究丘陵地区管线内的流体特性 ,预测运行临界状态以避免将来不可预见的输送故障。     

应用混合微粒群算法优化设计热油管道

考虑到年输量随油田产量和市场需求的影响而随机变化的实际,采用最佳平方逼近法确定热油管道的设计输量,在此基础上建立了包含年输量模型和参数优化模型的热油管道优化设计两级递阶模型.用微粒群算法和混合离散变量随机搜索法构成的混合微粒群算法解热油管道的参数优化模型,实现了热油管道的整体优化设计.算例表明,该综合算法优化设计热油管道得到的方案比单一采用离散变量随机搜索法、离散变量复合型法和基本的微粒群算法计算得到的方案更能节约年费用,且考虑年输量随机变化的管道设计方案更符合热油管道运行的工程实际.