花土沟油田缓速酸酸化技术

针对花土沟油田的储层特征,筛选出适用于不同地层(泥灰岩和灰岩)的4种缓速酸体系及其添加剂。采用岩芯动态流动试验,评价了各种缓速酸的酸化效果。短岩芯动态流动试验表明,缓速酸可使岩芯渗透率提高2.8～5.0倍。长岩芯动态流动实验表明,对3段岩芯来说,采用缓速酸时,第1段岩心渗透率提高3.2倍,第3段岩心渗透率基本不变;采用土酸时,第1段岩芯渗透率提高7.4倍,而第2、3段岩芯渗透率下降。表明缓速酸对地层深部酸化效果较好。52口井的现场实验表明,酸化成功率为89％,日增油在2 t以上的油井占21％。     

某低渗油田用缓速酸酸化体系研究

某低渗透砂岩储层经过多年开采,储层堵塞严重,迫切需要进行深部解堵。根据储集层物性特征及敏感性分析,确定化学缓速酸为该地区的酸化体系。通过溶蚀率测试试验筛选出一种缓速酸体系SN12,并通过室内优化筛选得到酸化液添加剂配方。岩心模拟酸化试验表明．注入SN12后,随着酸岩反应时间的延长,岩心渗透率提高幅度增大;且随着SN12缓速酸注入量的增加,酸化效果大幅提高;动态长岩心酸化效果评价表明．SN12缓速酸的深部酸化改造效果明显。     

石南油田缓速酸酸化解堵体系实验研究

石南油田属于低渗透砂岩储层,经过多年开采后储层堵塞严重,迫切需要进行深部解堵.根据储集层物性特征及敏感性分析,确定化学缓速酸为该地区的酸化体系.通过比较不同缓速酸的溶蚀能力,筛选出一种缓速酸体系SN12(10%盐酸+5%色胺酸+3%腐植酸),并对酸液添加剂配方进行了优选.岩心模拟酸化实验结果表明,注入SN12缓速酸后,随着酸岩反应时间的延长,岩心渗透率大幅度提高;且随着缓速酸注入量的增加,酸化效果大幅度提高;动态长岩心酸化效果评价结果表明,SN12缓速酸的深部酸化改造效果明显.     

砂岩油层PFA缓速酸酸化技术

通过室内实验，对ＰＦＡ缓速酸液筛选，缓速反庆机理以及添加剂的确定进行了探讨，并通过现场试验的效果论述了该项技术的可行性。     

缓速酸酸化实验研究

根据砂岩岩心的性质,配制了4种缓速酸并研究其酸化性能,得出盐酸和NH<,4>HF<,2>对酸液的溶蚀和缓速效果随着量的增加而提高.筛选出效果较好的两种酸液10%CL+5%HCl+6%NH<,4>HF<,2>和5%CL+10%HC1+6%NH<,4>HF<,2>.前者对龙14#2岩心的溶蚀和缓速效果较好,后者对白马8#、...     

南阳油田缓速酸酸化技术研究及应用

针对南阳油田储层特征,研究了以有机酸和含氟盐为主要成份的缓速酸ＲＡ;其中主体酸为多元酸的混合物,在地层条件下可进行一级、二级电离（ｐｋａ＜６）。室内试验表明：ＲＡ缓速酸体系具有较强的溶蚀能力和缓速性能,其腐蚀性低;现场实施效果表明：ＲＡ缓速酸体系能够较好解除南阳油田注水井堵塞,有效提高注水能力,达到了深部酸化的目的,对重复酸化井也有很好的效果,使酸化井长期处于正常增注阶段。     

BH—211缓速酸酸化技术的研究及应用

BH-211是以柠檬酸、柠檬酸铵及氟化铵混合而成的缓速酸,在现场使用时配入土酸和PAF_2粘土稳定剂。本文研究了BH-211缓速酸与岩芯的反应性,介绍了BH-211缓速酸酸化技术在孤东和孤岛油田现场应用情况。该缓速酸化技术增产增注的效果显著,特别适用于粘土含量高的硅质砂岩油藏。     

流花4-1油田水下双电潜泵完井系统设计

流花4-1油田是我国第一个自营开发的深水油田。为了减少该油田修井作业次数,降低油田开发及维护费用,首次开展了双电潜泵完井技术的应用研究,设计出了双电潜泵完井系统,并根据油田的油藏特点和配产数据进行了电潜泵相关的水下设备选择和电潜泵机组设计。现场应用表明,所设计的双电潜泵完井系统可以实现较长时间的采油周期,有效减少修井作业次数,具有良好的开发效果和显著的经济效益。     

沈阳油田碳酸盐岩油藏胶束酸酸化现状分析

沈阳油田在2003年引入胶束酸酸化技术,并得到了大规模应用,取得了较好效果.潜山油层产能受裂缝发育程度控制,措施效果也受其制约,裂缝发育的油井措施效果明显,相反,裂缝不发育地带的井效果差,甚至无效.酸化措施效果首先取决于油层物性,其次取决于酸化工 艺的改造强度.对实施效果进行分析,指出存在的问题,提出了稠化酸酸化作为沈阳油田碳酸盐岩油藏酸化的改造方向.     

流花4-1油田海缆铺设安装关键技术研究及应用

流花4-1油田是我国第一个自营开发的深水油田,针对该油田深水开发的特点,对海缆运输和铺设方案选择、脐带缆起始铺设终端精准定位下放、海缆铺设防止打扭、海缆卡子与锚定结构的水下连接、特殊设计的海缆回接提拉等关键技术进行了研究,并在该油田海缆铺设安装和回接施工作业中取得了良好成效。这些关键技术将为其他深水开发油田的海缆安装设计及实施提供借鉴和参考。     

流花4-1油田水下生产管汇安装海床处理方法研究

文章对流花4-1油田水下生产管汇安装过程中所遇到的海床条件变化问题进行了分析研究,得出了海床条件变化的原因是钻井过程中泥浆堆积引起的这一结论,并进一步研究提出了测量海床泥浆覆盖层厚度的方法,进而找到了新的最佳的管汇安装位置,并通过水下平整海床技术的成功运用,最终解决了因海床不平导致的生产管汇水下安装不能满足要求的问题,可为同类海床问题的处理提供借鉴。此外,还总结了水下生产管汇设计应用的几种基盘形式及其适用的海床条件和使用环境。     

自生二氧化碳络合酸化体系的性能研究

针对河南油田老区块酸化增注效果逐渐变差的问题,以长链二元羧酸和碳酸盐为主剂开展了自生二氧化碳深部解堵技术研究。在评价回注污水、模拟油对多段岩心的水相渗透率影响的基础上,研究了自生CO2对无机物、有机物的解堵效果,以及CO2与酸液配合使用顺序对长岩心渗透率的影响。结果表明,污染物注入量越大,水相渗透率越低,注入10PV以后,渗透率降低30%～70%;注入自生CO2段塞可以有效清除有机物的堵塞,使水相渗透率提高3～4倍。CO2与酸液配合使用可大幅提高渗流能力和有效作用深度,对重复酸化的储层也具有较好的增注效果。还讨论了酸与CO2的注入顺序所适应的条件。     

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绥中36—1油田的多口井在钻井完井过程中遭受了较严重的伤害，为了了解储层在钻井完井过程中受到了哪些污染，以及受到污染的程度，我们开展了绥中36—1油田酸化技术研究，力求解除储层受到的伤害，改善近井地带渗流环境。章从室内实验研究出发，探讨了储层受到污染的原因，找出了不同污染类型及其伤害程度，而后应用土酸体系和我们研制的PEFA酸液体系进行了酸化解堵实验(实验在从美国CoreLab公司进口的RP—TA—120实验仪上完成)，实验表明PEFA酸液体系是一种低伤害酸液体系，解堵效率高，与岩石反应后生成的残酸对储层伤害小(与常规土酸比较)。经过现场两口井的实验，证明该酸液体系能有效解除储层在钻井完井过程中的伤害，恢复和提高了油井产能。     

酸化缓蚀剂缓蚀性能的实验和理论评价

为深入研究酸化缓蚀剂的缓蚀作用机理,将实验方法与量子化学、分子动力学相结合分析缓蚀剂分子结构与缓蚀率之间的关系。采用挂片失重法测得五种酸化缓蚀剂甘氨酸,N-[N-[(苯甲氧基)羰基]氨基乙酰基]-,4-硝基苯酯(A)、N-α,N_ω-二苄氧羰基-L-精氨酸(B)、(R)-2-[N-(N-苄基脯氨酰)氨基]二苯甲酮(C)、4-[(4-甲氧亚苄基)氨基]肉桂酸乙酯(D)、5-羟基色氨酸(E)在15%HCl溶液中的缓蚀率,并用金相显微镜观察了腐蚀后N80钢挂片的3D形貌,最后用量子力学和分子动力学相结合的模拟方法对5种缓蚀剂的缓蚀性能进行了理论分析。结果表明,5种酸化缓蚀剂的缓蚀率均大于93%,酸化缓蚀剂缓蚀效果按缓蚀率大小排序为:BADCE,按平均点蚀深度排序为:BADCE,按最大点蚀深度排序为:ABDCE,其中B、D抑制点蚀效果较差;通过量子化学计算得到的酸化缓蚀剂缓蚀性能从大到小依次为:ABDCE,通过分子力学计算得到的缓蚀性能从大到小依次为:ABCDE,理论分析与实验结果基本相符。     

可逆酸液转向剂的合成及性能研究

以丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,在交联剂和引发剂的作用下合成用于酸化的可逆转向剂。研究了单体物质的量比、单体用量、引发剂用量、交联剂用量、温度等因素对产物性能的影响,得出可逆转向剂的最佳合成工艺条件为:单体AM与AMPS的物质的量比为1∶1,单体用量为25%,引发剂用量为0.1%,交联剂用量为0.1%。此条件下合成的可逆转向剂性能优异。     

曹妃甸2-1油田生屑云岩储层特征及主控因素

曹妃甸2-1油田沙一段下部发育湖相碳酸盐岩储层,利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜等资料,分析沙一段下部储层岩性、物性及储集空间特征。结果表明,沙一段下部储层岩性主要为生屑云岩,粒间孔、粒间溶孔、生腔体腔孔、粒内溶孔是主要的储集空间类型,储层物性为中孔—中低渗。储层的发育和分布主要受沉积环境和古地貌的控制,沉积微相成果和古地貌恢复结果可以为预测有利相带提供依据。     

盐酸酸化缓蚀剂DS-1的合成及性能评价

为研究适用于盐酸介质的高效酸化缓蚀剂,首先利用曼尼希反应合成不同结构的曼尼希碱并对其缓蚀性能进行评价,同时运用正交实验设计法对曼尼希反应过程的各种影响因素进行优化,对具有最佳缓蚀效果的曼尼希碱进行复配。结果表明,在其它反应条件一定时,所选芳香酮较环烷酮、脂肪酮生成的曼尼希碱具有更好的缓蚀效果;反应介质中盐酸的加量及反应温度对曼尼希反应的发生起重要作用;合成的曼尼希碱DS-1及其复配产物适用于120℃以下地层的盐酸酸化缓蚀且具有使用浓度低、缓蚀效率高的特点。     

压裂用纳米体膨颗粒裂缝封堵性能实验研究

近年来,纳米颗粒用于提高采收率对小孔隙进行封堵的研究较多,但很少有人将其用于压裂工艺,对低渗透储层出水微裂缝进行封堵。因此通过调研优选出纳米体膨颗粒作为堵剂,将其用于裂缝封堵性能实验。利用自制岩心封堵实验装置,分析了纳米体膨颗粒对水流和油流裂缝通道的封堵能力,以及其自身的膨胀性、注入性和在水流裂缝通道中的耐冲刷性。实验结果表明,纳米体膨颗粒在水相环境中具有较强的吸水膨胀性能,在油相环境中具有弱膨胀性能;纳米体膨颗粒对水流裂缝的封堵效果良好,在围压为40和50 MPa下水相封堵率高达90%;对油流裂缝不会形成很强的封堵,油相封堵率小于30%。此外,纳米体膨颗粒的注入性能良好。在围压为40 MPa、注入3 PV浓度为2%的纳米体膨颗粒在水流裂缝中,膨胀4 d后的耐冲刷性良好;因此纳米体膨颗粒达到了封堵水流裂缝而不封堵油流裂缝的目的,能较好地应用于压裂堵水。      

NWS-I型黏稳酸体系配方研制及性能评价

针对高泥质疏松砂岩油藏开发中后期,常规酸化易导致储层出砂加剧和近井地带堵塞等问题,开展了黏稳酸砾石充填防砂工艺技术研究,研发了具有解堵、携砂、稳砂等功能的NWS-I型黏稳酸体系:6%HCl+3%ZNW+0.1%非离子聚丙烯酰胺+0.05%柠檬酸铝YL-1+1%防膨剂+1%铁离子稳定剂+1%XP缓蚀剂+0.5%CF-5B助排剂。岩心经黏稳酸处理后,失重率由1.58%降至0.55%,出口处pH值≥4.7,有效作用距离在2.0 m以上。砾石在黏稳酸中完全沉降所用时间大于10min,混砂均匀,沉降速度均一,悬砂性能良好。黏稳酸在30、60、80℃下剪切120min后的黏度保留率分别可达83.3%、68.7%、59.7%,流变性较好。黏稳酸浓度从200增至1000mg/L时,岩心伤害率从0.6逐渐增至1.27。与土酸相比,该体系抑制二次沉淀的能力强。胜利油田现场5口试验井施工后,产能提高了1.54倍,施工成功率100%,有效期长。     

酸化液配伍性评价研究

为评价区块储层自身的敏感性及酸化液对储层的损害程度,通过对区块储层地质资料进行分析,利用室内酸化液配伍性评价手段,结合使用X-衍射、扫描电镜、多功能显微镜等分析仪器,从2区块储层地质特征入手,进行了室内配伍性评价试验.试验结果表明,锦607块是一个速敏、酸敏程度均较弱的储层,锦99块是一个速敏较弱、酸敏程度中等偏弱的储层;土酸可以在锦607块兴隆台油层使用,15%盐酸在锦607块于楼油层使用效果较好,10%和15%盐酸在锦99块酸化效果也较好,但由于其储层黏土矿物总量高,水敏性强,酸化前应在前置液中加入黏土稳定剂,抑制黏土膨胀.