疏水缔合聚合物溶液黏度的影响因素研究

研究了疏水缔合聚合物GRF-1加量、放置时间、溶液pH值、温度、盐加量、表面活性剂、过氧化物对聚合物水溶液黏度的影响。结果表明,随着GRF-1浓度的增大,水溶液黏度增加;并随着水溶液静置时间的延长,溶液黏度逐渐上升,静置4 h后的黏度基本稳定。在30℃下静置4 h,pH=7.50时的GRF-1水溶液的黏度最大。温度升高,溶液黏度逐渐降低。二价无机盐对溶液黏度的影响显著大于一价盐。阳离子、非离子和两性表面活性剂使水溶液黏度迅速降低,而阴离子表面活性剂可提高溶液黏度,阴离子表面活性剂加量为0.35%时的溶液黏度值最大,为310 mPa.s。过硫酸铵（APS）可显著降低水溶液黏度。剪切60 min时,聚合物溶液中加入0、0.01%APS后的黏度分别为50、10 mPa.s,降低80%。GRF-1水溶液具有明显的剪切变稀性,但剪切后的溶液黏度恢复率为94.7%。图7参10     

超临界CO2压裂井筒传热规律

为了优化超临界CO₂压裂工艺技术和施工参数,考虑到井筒温压变化与CO₂物性之间的相互影响与作用,基于CO₂物性模型,建立CO₂压裂井筒压降、传热耦合数学模型,通过现场压裂施工数据验证模型准确性,进行耦合计算和井筒传热规律分析。研究表明:不同排量下,油管内温度分布均明显低于地层原始温度,且随着排量增加,井筒温度出现了先减小后增加的变化趋势;井底温度随着注入温度的增大而增大,且较高排量下,井底温度随注入温度的变化更加显著;井口压力增加对井底温度的影响很小,在工程上可以忽略其影响;不同排量下,井底温度均随着注入时间的增大而降低,且降幅随着注入时间增大逐渐减小;加入降阻剂会显著降低油管内温度,且不同排量下,降阻后井筒温度差异较小。该研究对于CO₂压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。      

一种新型酸性交联CO_2泡沫压裂液研制及应用

针对延长气田低渗透储层,通过制备交联剂、起泡剂、助排剂,筛选黏土稳定剂等酸性压裂液添加剂,研制出了一种以CMHPG作为稠化剂的酸性交联CO2泡沫压裂液,并对压裂液的相关性能进行了评价。实验结果表明,压裂液的泡沫质量为79.59%,半衰期为110 min;压裂液破胶液的黏度为1.19 mPa·s,残渣含量为273 mg/L,防膨率为90.61%,表面张力为24.51 mN/m,在80℃下滤失速率为9.8×10-4 m/min1/2,对储层的伤害率小于19.79%。该压裂液泡沫质量高,破胶彻底,残渣较低,防膨效果显著,对储层伤害小,现场应用携砂性能好,增产效果明显。     

高含水期水气交替方法提高采收率室内实验研究

提高油气田高含水期的采收率,是我国油气田急需解决的问题。水气交替注入方法是油气田提高原油采收率的一种有效方法。本文通过室内岩心实验,研究了低渗储层岩心,水气交替注入方法对驱油效率和相对流度的影响。室内实验研究表明,水气交替注入方式可以提高原油驱油效率17.0%;水气交替注入方式过程中的相对流度比水驱过程中的相对流度平均提高0.06mPa.s-1。水气交替注入方式第一周期的驱油效率高于第二周期。岩心的渗透率对水气交替注入方式最终驱油效率和相对流度有很大影响。研究水气交替注入方法对于油田高含水期提高采收率具有重要意义。     

基于神经网络与有限元算法的储层地应力场研究

对于低渗透油气田（藏）而言,储层地应力场是控制水力裂缝大小与方向的关键外部因素,在油田开发过程中,主地应力方向的研究对井网方向的确定至关重要,因此研究地应力的大小、方向及分布规律对油田开发具有重要的意义。根据现场实际情况,首先利用ANSYS对安塞油田储层建立有限元计算模型,并对其构造地应力进行正分析;在此基础上,利用matlab神经网络优化参数,得到储层的反演参数值;进而利用Ansys结合surfer8．0得到安塞油田储层构造地应力场的等直线图和表面图。结果表明：最大水平主应力方向为北东方向,大小为22—45MPa,模拟值与测量值相比的最大误差不超过9％,为油田今后的高效开发提供重要依据。     

致密油气储层体积压裂可行性研究

为进行致密油气储层体积压裂的可行性判断,选用脆性指数、综合应力评价系数和裂缝发育级别作为判断因素,在得到每一个因素的判断标准的基础上,定义体积压裂可行性判断的整体标准参数进行综合评价,采用层次分析法确定各因素对应的权重分别为:0.63、0.26和0.11。选取X油田Y地区的致密油气储层进行实例判断,其整体标准参数值为0.811大于判断值0.518,则X油田Y地区致密油气储层适合进行体积压裂。     

无线传感器网络汇聚节点的研究与实现

研究无线传感器网络中汇聚节点的设计原则,分析汇聚节点的特性与需求,进行器件的选型。基于PXA270低功耗嵌入式处理器的设计实现了具有串口、以太网、USB和CF等多扩展接口的汇聚节点硬件平台。给出引导加载程序的过程,并在自主设计的硬件平台上实现了Blob的移植。     

低黏度清洁压裂液黏弹性与悬砂能力的关系

为揭示清洁压裂液悬砂机理,研究了低黏度清洁压裂液的黏性和弹性对其悬砂性的影响。以十八烷基二羟乙基甲基溴化铵、异丙醇、邻羟基苯甲酸钠和水作为压裂液主剂,按4%主剂+2%KCl配制压裂液。分析了表面活性剂、盐和pH调节剂(Na2CO3)对压裂液黏度和沉砂速度的影响,研究了不同Na_2CO_3加量下压裂液沉砂速度与弹性模量G'和黏性模量G'的关系。研究结果表明:在室温下,当支撑剂一定时,在不同加量主剂、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺(CDEA)、KCl、NH_4Cl、CaCl_2和Na_2CO_3条件下的压裂液黏度和沉砂速度关系与Stoke’s静态沉砂规律相吻合。当十二烷基磺酸钠(SDS)加量≥6.25%或EDTA加量≤0.2%时,压裂液的黏度和悬砂性关系与Stoke’s沉砂规律相反;当压裂液pH值为10时,随着十二烷基苯磺酸钠(ABS)浓度增大,压裂液的黏度和沉砂速度关系完全与Stoke’s规律相背离。随Na2CO3加量增大,压裂液的黏度先增后降,沉砂速度先降后增、G'/G'先增后降。表面活性剂型压裂液的悬砂性能不仅与黏性有关,还与弹性相关,其中弹性对液体悬砂性贡献最大。     

适用于低渗透储层的有机硼胍胶压裂液体系的制备 与性能评价*

常规胍胶压裂液胍胶加量大、破胶后残渣含量高,影响了低渗透储层的渗流能力。为改善这一问题,用硼酸、葡萄糖酸钠、三乙醇胺等制得有机硼交联剂JS-8,研究了JS-8、改性胍胶HPG-1和非离子型助排剂ZA-07组成的低浓度胍胶压裂液的各项性能。结果表明,该压裂液体系交联时间可调,抗温抗剪切性能较好,在80℃、170 s~(-1)下剪切持续90 min的黏度一直保持在218 mPa·s左右;破胶时间短,2 h内可完全破胶,破胶液黏度与残渣含量低、界面张力仅为1.07 mN/m,极大地降低了储层水锁伤害,压裂液对储层的平均渗透率伤害率仅为19.25%,可用于低渗透储层的压裂改造。图4表3参19     

水平井多段压裂后压力递减分析

目前水平井多段压裂的应用越来越多,但是现有的压裂压力递减分析方法都是针对单条水力裂缝的。由于水平井多段裂缝闭合时,流体流动特征与直井单条裂缝具有明显不同,针对直井单条裂缝的压裂压力递减分析方法不适用于水平井多段压裂。考虑水平井多段裂缝闭合时的压力变化特点,对多段裂缝强制闭合与裂缝自然闭合进行了分析,建立了多段裂缝同时闭合的压力递减模型和裂缝参数解释方法,编制了水平井多段压裂后压力递减分析解释软件,并进行了实例分析。模拟结果表明,压力递减分析方法可以解释出水平井多段压裂的重要裂缝及储层参数,实例应用结果表明,由所建模型模拟出来的裂缝参数解释结果可靠,对水平井水力压裂理论的发展以及指导现场施工都有重要的意义和参考价值。