磺酸型水性聚氨酯乳液的合成及稳定性研究

探讨了磺酸型水性聚氨酯乳液存储长时间后,胶膜性能下降的原因。以聚四亚甲基醚二醇(PTMG 2000)、六亚甲基二异氰酸酯(HDI)、异佛尔酮二异氰酸酯(IPDI)、1,4-丁二醇(BDO)、乙二胺基乙磺酸钠(AAS-Na)为主要原料合成了一系列不同亲水基团含量的磺酸型水性聚氨酯乳液,并将其于常温下放置5个月。对乳液放置5个月前后的性能进行表征,发现在放置5个月后,乳液的贮藏稳定性依旧较好,但是微相分离程度增加,使得乳液成膜后力学性能略微下降,耐水性显著降低。为今后磺酸型水性聚氨酯乳液存放过程中性能稳定性的研究提供一些理论和实验支持。     

考虑岩石变形数值试井与产能方程结合新方法

以数值试井的原理和二项式产能方程为基础,利用径向网格求解的方法,建立了一种考虑岩石变形的新应用模型.该模型综合优化了数值试井和产能方程的优缺点,可操作性强,适用于气藏动态分析,得到了地层压力随时间的变化,同时利用压力变化获得单井控制储量,利用产能方程的优点可以获得单井产能变化规律,并且应用该方法对塔里木克拉2气田进行了分析.     

韦2断块剩余油分布规律研究

江苏油田韦2断块属断鼻性构造,沉积微相类型多样,储层非均质性严重,隔夹层的空间分布和物性变化都非常复杂,平面和纵向非均值性严重.通过对该断块区块、小层、井组、单井生产动态分析,并结合油藏精细描述和数值模拟研究了该区小层和层间剩余油分布规律.     

河嘉203H中含硫气井干法脱硫剂的优选与应用3

河嘉203H井是中石化川东北采气厂管辖范围内的第一口中含硫气井,原料气硫化氢含量在9000ppm左右;对天然气干法脱硫技术作了综合分析,针对河嘉203H井实际情况,将氧化铁作为该井干法脱硫剂。通过脱硫剂现场应用情况,从脱硫剂的脱硫效果、净化成本和产品性能对比分析优选出了适合河嘉203H井的干法脱硫剂—QF-12;对QF-12脱硫剂应用效果进行了综合分析,形成了干法脱硫应用效果评价新方法,为指导中后期该井的安全、高效生产提供技术保障。     

韦2断块剩余油分布规律研究

江苏油田韦2断块属断鼻性构造,沉积微相类型多样,储层非均质性严重,隔夹层的空间分布和物性变化都非常复杂,平面和纵向非均值性严重.通过对该断块区块、小层、井组、单井生产动态分析,并结合油藏精细描述和数值模拟研究了该区小层和层间剩余油分布规律.     

元坝气田不同类型储层气水两相渗流特征

气水两相相对渗透率曲线是描述产水气藏气水渗流规律的重要基础参数,但是采用水驱气方法还是气驱水方法来确定气驱水相对渗透率曲线仍存在较大争议。以元坝气田为研究对象,基于室内实验测试方法,系统开展了孔隙型、裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线测试,对比分析不同类型储层岩心气驱水相对渗透率曲线特征,推荐产水气藏气水相对渗透率曲线测试法。结果表明：裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线表现出凹形曲线特征,与常规的X形曲线特征差异较大;与裂缝型岩心比较,孔隙型岩心气驱水相对渗透率曲线整体右移,两相流动饱和度区间范围更宽、水相相对渗透率上升更慢。与气驱水方法相比,水驱气相对渗透率曲线的束缚水饱和度更接近储层实际情况、水相渗流能力弱、气相渗流能力大于水相,实验设计符合产水气藏气水渗流过程。因此,针对产水气藏的产能评价、开发方案编制等,建议采用水驱气法测试的气驱水相对渗透率曲线开展模拟计算。     

考虑岩石变形数值试井与产能方程结合新方法

以数值试井的原理和二项式产能方程为基础,利用径向网格求解的方法,建立了一种考虑岩石变形的新应用模型.该模型综合优化了数值试井和产能方程的优缺点,可操作性强,适用于气藏动态分析,得到了地层压力随时间的变化,同时利用压力变化获得单井控制储量,利用产能方程的优点可以获得单井产能变化规律,并且应用该方法对塔里木克拉2气田进行了...     

川东北地区“三高”气井开采关键技术

川东北地区河坝1井属一口高温、高压、高产气井,也是目前国内投入开发的井口压力最高的气井之一。针对河坝1井在投产中遇到的主要问题,分析了"三高"气井开采的关键技术,提出了采用可靠的井口装置和远程控制系统,合理选择高压平板闸阀,采用固定节流方式,合理分配节流压差,对油嘴进行硬化处理,采用法兰连接方式,以及直接开井等关键技术,确保了"三高"气井的安全平稳生产。     

张海5井区复杂断块带油环凝析气藏开发技术界限研究

在地质特征研究和流体特征分析的基础上,针对张海5井区带油环的凝析气藏建立组分模型,结合常规油气藏工程研究,通过数值模拟的方法确定合理的开采方式和开发界限。