新型聚合物盐水体系低污染压井液的研制及应用

介绍了ＤＷＲ井水聚合物体系高密度压井液的加重剂选择、分散剂研制和压井液配制工艺，并从热稳定性有渗透率恢复值等指标对该压井液进行了性能测试。所研制的压井液密度指标为１．４０～１．６０ｇ／ｃｍ３，并可以在１．２～１．６ｇ／ｃｍ３范围内进行调节。这种压井液对产层的粘土矿物具有极好的抑制作用。室内实验证明，岩心渗透率恢复值可达到９６％～９８％。在孤岛油田部分高压油、水井上进行压井作业，压井作业成功率达到１     

盐水修井液缓蚀剂的优选

通过对盐水修井液缓蚀剂的优选,选出了对N80油管钢片缓蚀效果好,并且用量小、货源广、价格适中、易配制的缓蚀剂WP、PS、BZ和YN.通过对该缓蚀剂与盐水修井液、地层水的配伍性、对油层岩心的伤害性和热稳定性进行评价,优选出了缓蚀效果明显、易于推广的缓蚀盐水修井液配方.现场应用表明,该修井液在地层温度最高为157℃、井内工作时间最长为85 d时,无沉淀产生,对井内管柱、工具无腐蚀,保障了试油、修井作业的顺利进行;该修井液性能稳定、配伍性好、不对油层造成新的伤害,能确保施工作业安全,延长了油水井寿命,并且配制工艺简单.     

新型低密度微泡沫防漏修井液技术

针对低压易漏油藏修井作业的需要,研究出一套新型的低密度微泡沫修井液,体系由新型发泡剂、活性剂、复合稳泡剂等处理剂配制而成,其中的微泡具有一核、两膜、三层的结构,稳定性较高.性能评价结果表明,该微泡沫防漏修井液抗温达130℃,抗压达10 MPa,API滤失量仅为10.3 mL,高温高压滤失量仅为15.6 mL,抗盐可达10％,抗钙可达3％,抗油污在15％以上,岩心渗透率恢复率在89％以上,该修井液不仅可以降低液柱压力,减小压差,而且形成的微泡在漏失区域大小分布广泛,具有一定的强度和韧性及可变形性,能够自匹配漏失通道,从而达到防漏的目的.该技术在现场应用5井次,有效率为100％,平均每口井恢复率为133.8％,平均每口井恢复期缩短1.6 d,油层保护效果明显,可用于易发生严重漏失的低压油藏的修井作业.     

NPT修井液的研究和应用

胜利油田滨海采油厂研制出一种胺类聚合物(BG-1)可作为新的粘土稳定剂,与卤水或油田污水复配成油层无污染修井液(NPT)。经胜利孤岛等油田十多口出砂油井使用表明,此修井液对油层无污染,使用经济,效果良好。用低质量的修井液,将使油井产能降低46%～70%。而NPT修井液,则可以保持油层的储集特性,减少对油井产能的影响。用膨胀性粘土含量10%制成的人造地层岩心模拟流动试验表明,NPT修井液得到的最终渗透率恢复值Kf比油田常规的单独用卤水或油田污水作为修井液,可提高52%～67%(表1)。     

活性盐水完井液体系研究

针对海上疏松砂岩稠油油藏的储层特点以及普通盐水完井液与稠油存在不配伍问题,优选出表面活性剂HUL加入到普通盐水完井液中,不仅能改善完井液与稠油的配伍性,降低稠油流动阻力,而且能同时降低油-液界面张力。活性盐水完井液性能评价结果表明,该完井液与储层岩石、地层水和稠油均具有较好的配伍性,并具有很好的储层保护效果,可适用于海上疏松砂岩稠油油藏完井作业。     

高温高密度钻井液完井液体系室内研究

为了开发深部的油气藏，在钻井作业中需要使用性能更为优良的加重钻井液完井液，研制了一种新型的抗高温高密度水基钻井液体系。该体系用海泡石配成基浆，添加多种抗高温处理剂而复配成几种不同配方，从中选出一种配方作进一步的性能评价试验。试验表明，它具有较好的热稳定性（抗温180℃）、抗盐性（20％）、抗钙性（3％）以及良好的流变性等特点，基本上能满足深井、超深井等复杂地层的钻井要求。     

新型高密度清洁复合盐水完井液

为了研究一种价格低廉的新型高密度清洁复合盐水完井液,对常见的无机盐氯化钙和氯化锌使用增溶剂,提高其在水中的溶解量,来达到在不增加完井液固相含量的同时提高完井液密度的目的。通过室内实验筛选出2种增溶剂,得出2种增溶剂在2% LAS-30+2% SLF-4的用量下增溶效果最好,在该用量下2种无机盐复配后所配制的清洁盐水体系的最大密度可以达到1.926 g/cm3,此时氯化钙的溶解量为160 g/100 mL水,氯化锌的溶解量为98 g/100 mL水。新型完井液的表观黏度为33 mPa·s,抗温可达140℃,渗透率恢复值高达96%,保护储层性能良好。      

甲酸盐基钻井液完井液体系综述

介绍了国外对甲酸盐基钻井液完井液的研究、开发及现场应用情况。甲酸盐基钻井液是适应多种钻井新技术的发展，如大斜度井、水平井、多支侧钻井尤其是小眼井深井的钻井需求在90年代后期逐步形成的。组成体系的甲酸盐主要有甲酸钠、甲酸钾及甲酸铯，由它们配成的盐液密谋最高达2.3g/cm^3。甲酸盐基钻井液完井液比以前常用的盐液无固相钻井液完井液具有更优越的特性，可以说是其换代类种，以甲酸盐液为基液组成的钻井液完井液具有许多优异特性：可以随意调节密谋以适应各种实际的需要；具有很好的高温稳定性和极强的抑制性；与其它常用钻井液处理剂和储层流体具有良好的配伍性；对钻井设备的腐蚀性较低；无毒易降解，对环境无污染；保护电动 效果好，并具有增加产能、延长产期的良好作用；具有较好的流动特性，很大程度地降低了摩阻压力损失，有利于提高钻速、缩短钻井时间、节约钻探费用。因此甲酸盐体系逐步为勘探作业者所接受，并在现场大量应用中取得了可观的技术效果和经济效益。     

新型低损害,高密度盐水完井液的研制

方法根据海上油田开发实际情况,结合油层保护,选择适当增粘剂、加重剂和盐水,配制一种新型完井液。目的改善完井液性能,保证油井在以后生产时获得最高产量。结果该有机完井液组成为：饱和ＫＲ盐水溶液加ＺＴ２和石灰石粉。该完井液经１６０℃×２４ｈ高温老化后,仍具有较好的流变性,静止５ｄ不产生沉淀;加入适量的ＺＴ２和石灰石粉调配可达１７４ｇ／ｃｍ３的高密度。结论该完井液体系可显著抑制油层粘土的水化膨胀,与储层配伍性好,对储层损害较轻,渗透率恢复值均在８０％以上,现场应用起到了较好的储层保护作用。此外还具有施工工艺简单、维护方便及性能稳定的优点     

新型修井作业油管钳系统与卡紧机构设计

为了满足现代修井作业工艺的要求,分析新型修井作业油管钳系统的功能,并进行系统方案设计及工作机构设计。采用主钳、背钳、卡瓦集成结构,卡瓦固定在井口法兰上,钳体沿导轨上下移动。采用行星爪卡紧机构,钳头在正反向连续卡紧任意管径过程中不更换任何零件,卡紧性能好,修井效率高。经过工厂和油田工业试验证明,新型油管钳系统的自动化程度高,具有安全、高效的特点。     

回注水适配耐温抗盐弱凝胶调剖体系

常规弱凝胶体系的耐温抗盐效果较差,采用高矿化度回注水配制存在成胶强度低、稳定性差的问题。基于耐温抗盐聚合物(TSRP)与酚醛树脂交联剂制得适配于高矿化度回注水的耐温抗盐弱凝胶体系,通过红外光谱、扫描电镜、动态光散射仪分析了弱凝胶体系的耐温机理。结果表明,弱凝胶体系成胶性能受聚合物加量、聚交比和热稳定剂硫脲加量的影响较大。弱凝胶优化后的配方为2 g/L聚合物、聚交比1∶1、400 mg/L硫脲。采用矿化度约为38 g/L的回注水配制弱凝胶,成胶时间为63 h,弱凝胶在90 ℃、7.34 s^-1下的黏度为1760 mPa·s。该凝胶在90 ℃高温老化 90 d 后仍保持稳定。聚合物凝胶的高温稳定性与两方面有关。一方面,TSRP 分子链上 N-乙烯基吡络烷酮的环状基团可提高聚合物分子链的刚性,有效抑制聚合物链的热降解作用;另一方面,TSRP交联后形成刚性网络结构,部分抑制了聚合物链在高矿化度下的卷曲作用,凝胶不易发生脱水收缩。     

利用废腈纶聚合物制备强吸水剂

介绍了腈纶生产过程中废料水解改性的原理和方法 ,用AlCl3 等与腈纶水解产物产生交联反应 ,制备高效吸水剂 ,具有满意的吸水效果 ,是腈纶生产废料综合利用的有效途径之一     

聚合物驱注水系统优化运行研究

油田水驱注水管网供注关系相对较为完善,随着三次采油技术的不断发展,聚驱和三元驱注入系统新建了多个相对独立的注水系统,系统独立导致总体呈现能耗偏高、调整能力小、抗干扰能力不足等问题,通过摸索上下游供注关系的参数调整范围,立足地面已建设备,对聚驱小系统实现联网、优化注水泵匹配关系、减级等综合措施,优化管网整体运行模式,强化梯级调整措施,既保障聚驱注够水、注好水的基本要求,又能有效控制能耗,提高系统运行的稳定性。     

作业三号平台悬臂梁及移运系统研究

从悬臂粱、液压系统、棘爪机构等方面介绍了胜利作业三号平台悬臂粱及移运系统的研究及设计。     

KCl-BPS聚合物钻井液体系

针对冀东油田高104-5区块高孔、高渗、疏松稠油油藏的特点,以黑色有机正电胶为油层保护主剂,按照屏蔽暂堵新原则选择不同类型的暂堵保护油层材料,并加入氯化钾和聚合物配制成一种保护油气层机理全面的新型广谱屏蔽暂堵保护油层钻井液体系KCl-BPS聚合物钻井液。室内研究和现场试验表明,该体系携岩能力强,抑制性好、润滑防塌效果显著,钻井液性能易于维护和调整,暂堵保护油层效果好。     

一种新型聚合物在北海油田的应用

油田试验已经证明可以通过注入胶态分散凝胶（CDG）来提高原油采收率。这些试验的油藏特征表现出渗透率高、非均质性强和注入水的矿化度低等特征。在非均质油藏中应用CDG方法,提高原油采收率归结于改善水驱的波及效率。当前的研究介绍了CDG在高矿化度油藏特别是在北海油田的应用。较早涉及到CDG的实验室研究和油田试验都是在低的油藏温度和注入水矿化度（约5000ug／g）条件下进行的。这项研究涉及到较高的实验温度（85℃）和较高的矿化度（约35000ug／g）。交联结束后的CDG溶液黏度比相应的聚合物溶液黏度低,但它在高温下却比相应的聚合物溶液更稳定。在油田试验之前,室内研究了几组岩心流动实验为其提供准备。注入的CDG有效地增加了原油的采出程度。在线性流的岩心实验中,水驱后平均40％的剩余油通过注入CDG被采出,微观的分流机理可解释这些结果。CDG作为提高采收率方法之一,既能起到微观分流作用,又能提高宏观波及能力。     

一种预测聚合物驱开发动态的模型

在分析聚合物驱与水驱驱替机理差异的基础上,对水驱预测的经验公式进行改进,建立了适用于聚合物驱的预测模型。预测模型可考虑聚合物溶液黏度、注入PV数及最大残余阻力系数等参数对聚合物驱效果的影响。预测模型预测大庆喇南和喇北东块的聚合物驱含水率曲线与实际含水动态吻合,预测提高采收率误差小于8%,结果可靠。预测模型所需参数简单、计算简便,可用于聚合物驱动态预测、效果评价及潜力分析。     

半潜式平台新型压载水系统

采用一种新型压载水系统设计方案,将压载水泵布置于浮筒内而将压载水总管垂直布置于立柱内,并设置高位排舷及溢流管线,避免因误操作导致压载水舱持续进水而引发事故,同时也可有效地降低船体结构质量,提高平台经济性。     

胜利油田污水配制梳形抗盐聚合物KYPAM驱油试验初步结果

在原始油层温度 80℃、原始地层水矿化度 2 10 0 0mg/L的胜利胜坨一区开展了梳形抗盐聚合物KYPAM和超高分子量HPAMMO 4 0 0 0对比驱油试验。KYPAM试验区面积 1.6 3km2 ,油层厚 12m ,注聚井 10口 ,井距 30 0m ,油井 16口 ,含水 97.2 % ,设计分 3个段塞注入浓度 180 0～ 10 0 0mg/L的KYPAM污水 (矿化度 12 4 0 1mg/L)溶液1.791× 10 6m3 ;从 2 0 0 2年 7月到 2 0 0 3年 8月 ,注入设计量的 32 .8% ,平均浓度 1836mg/L ,井口粘度2 4mPa·s。MO 4 0 0 0试验区面积 2 .39km2 ,油层厚 17m ,注聚井 2 2口 ,井距 2 2 0m ,油井 4 5口 ,含水 94 .3% ,设计注入浓度、段塞结构相同的MO 4 0 0 0清水 (矿化度 6 80mg/L)溶液 3.6 5 7× 10 6m3 ;从 2 0 0 2年 3月到 2 0 0 3年 8月 ,注入设计量的5 2 .8% ,平均浓度 184 1mg/L ,井口粘度 5 0mPa·s。按 2 0 0 3年 8月统计数字 ,KYPAM试验区见效油井比率(4 3.8% )、单井日平均增产油量 (2 .12t)、单井产油量最大增幅比率 (4 74 % ) ,单井增产油量 (2 186t) ,试验区采收率提高 (0 .4 1% )均高于MO 4 0 0 0试验区 (分别为 37.8% ,1.73t,94 % ,16 90t,0 .38% )。图 2表 4参 4。关键词 :梳形聚合物 ;丙烯酰胺共聚物KYPAM ;部分水解聚丙烯酰胺 ;聚合物驱油 ;矿场应用效果 ;高温高