孤岛中二区非离子/阴离子复配降黏剂体系吸附损耗研究

针对表面活性剂在地层的吸附损耗影响降黏剂的驱油效果,本文建立了非离子/阴离子降黏剂体系浓度测定方法并用于测定降黏剂体系的吸附损耗。结果表明：对筛选适用于孤岛中二区的阴离子表面活性剂XJ-1+非离子表面活性剂OP-10复配降黏剂体系,分别采用两相滴定法和硫氰酸钴盐比色法测定XJ-1和OP-10的浓度;复合降黏剂油砂饱和吸附量为16.28 mg/g;在油砂吸附前后,质量分数0.15% XJ-1+0.15% OP-10~ 0.3% XJ-1+0.3% OP-10的降黏剂体系与原油间的界面张力变化不明显,0.3%XJ-1+0.2%OP-10降黏剂体系驱油比单一水驱油提高采收率15.6%。     

α-烯基磺酸钠与碳酸钠复配降黏剂对稠油乳化降黏效果的影响

为降低稠油黏度,改善稠油的流动性能,将α-烯基磺酸盐(AOS)与碳酸钠(Na_2CO_3)复配作为降黏剂,研究了二者加量对稠油乳化降黏的影响,分析了乳化降黏机理。结果表明,AOS耐温性良好,形成的O/W型乳状液稳定性随温度升高而增强。AOS对稠油的乳化降黏效果较好,稠油乳液黏度随AOS加量增大而逐渐降低,AOS加量为2.0%时的稠油降黏效果最佳,降黏率为81.95%。AOS与Na_2CO_3复配对稠油乳化降黏有协同增效的作用,1.0%Na_2CO_3与0.05%AOS按体积比1∶1复配后的稠油乳化降黏效果最佳,稠油降黏率为98.22%;与单独使用AOS相比,AOS与碱复配后的稠油乳液黏度降低,AOS用量减少,经济效益提高。     

油溶性降黏剂的制备及性能评价

为解决渤海A27-2平台稠油长距离管输时黏度高、流动性差的问题,以甲基丙烯酸十八酯(A)、苯乙烯(S)、2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸(Xm)为原料制得三元共聚物降黏剂。通过测定降黏剂对稠油的降黏率研究了各因素对聚合反应的影响,确定了最佳反应条件,并用红外光谱仪表征了反应产物的结构。结果表明,最佳聚合反应条件为:单体A、S、Xm的摩尔比为9∶5∶1.5,反应时间4 h,反应温度80℃,引发剂过氧化苯甲酰与混合溶剂的加量分别为单体总质量的2.0%和320%,混合溶剂中甲苯与Ys的质量比为8∶3。该油溶性降黏剂对稠油的降黏效果较好,加量为稠油质量1‰时的降黏率为59.25%。降黏剂与表面活性剂OP-10复配后得到复合型油溶性降黏剂,其加量为稠油质量10%时的降黏率为82.18%,可在较低温度下实现稠油管输。     

稠油乳化降黏体系提高采收率

为了解决胜利油田陈家庄稠油黏度大、开采难的问题,考察了阴离子烯烃类磺酸盐乳化降黏剂SS、阴离子烷烃类磺酸盐乳化降黏剂SD、非离子乳化降黏剂SF以及SS+SF(质量比1∶1)和SD+SF(质量比1∶1)复配体系降低油水界面张力的能力和乳化稠油的能力,并采用SS、SF、SS+SF溶液进行了微观可视化驱油实验。研究结果表明,在质量分数0.4%,温度25℃下,SD、SS阴离子乳化降黏剂体系与模拟油的界面张力分别为1.87×10-2mN/m和1.21×10-2mN/m,与稠油模拟油(黏度187 m Pa·s)形成乳状液(质量比3∶7)的黏度分别为42 mPa·s和46 mPa·s;在微观驱油过程中,阴离子乳化降黏剂SD、SS的提高采收率分别为56.75%、61.93%。同样条件下,SS+SF体系具有优于单组分乳化降黏剂的界面活性和提高采收率能力,界面张力降至1×10-4mN/m以下,与稠油模拟油形成的乳状液黏度为30 mPa·s,相对于SF乳化降黏剂提高采收率14.93%。SS+SF乳化降黏剂有望用作普通稠油油田的驱油处理剂。     

利用HLB值法筛选稠油乳化降黏体系

在油水比为7∶3的情况下,利用HLB值法确定出了大庆稠油乳化的最佳HLB值为8.82,并根据此法确定出了表面活性剂AOS的HLB值为15。对于大庆稠油,根据其形成乳状液的最佳HLB值及不同表面活性剂的HLB值,通过计算得到了该稠油的乳化降黏体系配方为m(AEO3)∶m(AES)=11.5∶1。在油水质量比为7∶3,降黏剂用量0.7%条件下,对大庆稠油的降黏率达77.8%,90min沉降脱水率大于83.3%。     

稠油降粘剂复配及降粘效果研究

研究了温度、单一降粘剂和复配降粘剂体系对河南某油田稠油的降粘效果,结果表明,稠油粘度随着温度上升而下降,当温度高于60℃时,粘度随温度升高下降缓慢并逐渐趋于稳定。等量等温试验条件下选取的5种降粘剂中AES的降粘效果最好,确定的降粘剂复配体系最佳复配条件为：AES用量0．2％,温度80℃,OP-10用量0．2％,十二烷基磺酸钠用量0．4％,此时降粘率达到97．50％以上。     

吉林扶余油田稠油油藏化学驱实验研究

针对吉林扶余油田稠油,选取一种水溶性降黏剂,采用乳化降黏法,改善原油流变性并使其黏度降低,提高了稠油油藏的采收率。采用静态评价与动态评价相结合的方式;对该降黏剂的性能进行评价,利用流变仪测试不同降黏剂浓度、不同油水比条件下的降黏率,以此来考察降黏剂对稠油的静态降黏效果。采用人造岩心物理模拟实验,考察不同降黏剂浓度、注入速度、注入时机对降黏剂动态降黏效果的影响,为矿场实际应用提供理论依据。实验表明,该降黏剂能够有效降低吉林稠油黏度,具有较好的降黏效果。     

耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP的合成及性能

针对目前乳化降黏剂在稠油油藏化学驱和压裂采油过程中存在耐温抗盐性差的问题,以双酚AF(BPAF)、对羟基苯磺酸(PHSA)和辛基酚聚氧乙烯醚(OP-10)为原料,采用两步三段法合成了一种耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP,以耐温抗盐性、降黏性为指标,优化了降黏剂AFOP的合成条件,利用IR、GPC对AFOP的结构进行了表征,考察了在高温高盐情况下降黏剂AFOP对几种稠油的降黏效果,并与油田用降黏剂在高温高盐下的降黏效果进行了对比。研究得出AFOP最佳合成条件为BPAF、PHSA和OP-10的摩尔比为1∶4∶6,羟甲基化阶段碱性条件下在80℃下反应1.5 h,酸性条件下在80℃反应3 h,最后在100℃下缩聚反应6 h。在矿化度为8246 mg/L的模拟盐水体系中300℃下高温老化24 h后,质量分数1%的AFOP溶液与稠油间的界面张力仍能达到10-1mN/m数量级,油水比为7∶3时对渤海稠油的降黏率仍能保持在98%以上。乳化降黏剂AFOP具有优良的抗盐耐温性能,能够满足海上高温高盐油藏稠油开采的需要。图3表4参23     

青海油田高蜡稠油降黏剂研究

针对青海油田稠油凝固点高、易堵塞管线的问题,分析了稠油族组成,考察了温度和加碱量对稠油黏度的影响,评价了高碳醇酯类聚合物、表面活性剂以及溶剂对稠油的降凝和降黏效果,并与碱复合测试了其对稠油黏度的影响。实验结果表明,温度的升高、碱的加入均可降低稠油黏度,复配降黏剂的质量浓度为600 mg/L时,稠油黏度降至94 m Pa·s,降黏率达85.3%。     

胜利油田陈南稠油的乳化降黏研究

为实现胜利油田陈南联合站稠油的乳化降黏,选取了7 种亲水亲油平衡值在8～18 的表面活性剂,通过测量单一和复配乳化剂对乳状液的脱水率和降黏率,筛选出降黏效果和静态稳定性良好的乳化剂,考察了油水质量比、乳化剂浓度、乳化温度、乳化强度对乳化降黏效果的影响。结果表明,在乳化温度50℃、乳化强度2000 r/min×10 min的条件下,筛选出的25.8% Span80+74.2%十二烷基苯磺酸钠和10.1% Span80+89.9%十二烷基苯磺酸钠两种复配乳化剂与稠油形成的乳状液静置5 h 后的脱水率分别为21.8%和23.0%,剪切速率为100 s^-1时的降黏率分别为99.92%和99.89%;随油水质量比降低,乳状液脱水率增加、黏度降低、稳定性变差;随乳化剂浓度增加,乳状液黏度先降低后增加;随乳化温度降低和乳化强度的增大,乳状液黏度增加;在油水质量比5∶5、乳化剂质量分数1%、乳化温度50℃、乳化强度1000 r/min×5 min 的乳化条件下,可使陈南稠油黏度（50℃）由1964mPa·s 降至35 mPa·s。图6 表3 参11     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。