塔河油田深层碳酸盐岩油藏混气酸压实践

塔河油田碳酸盐岩储集层具有岩性纯,埋藏深,地温高,裂缝连通性差的特点。酸压改造的关键是制造连通裂缝,实施混注氮气工艺,有效控制酸液滤失,减缓酸岩反应速度,增加裂缝的穿透距离,混气酸压的作用机理在于注入氮气的降滤,缓速,助排作用。介绍了混气酸压工艺技术和注气特点。结合酸液滤失特征确定出施工各阶段混注氮气程序,现场应用效果较好。     

天然气管道投产氮气置换混气规律研究

天然气管道投产过程中有许多置换方法,其中常采用的是无隔离器氮气置换。目前,对于氮气置换混气规律的研究还处于发展阶段。以一维对流扩散方程为基础讨论了氮气置换模型中3种范宁摩擦系数对混气规律的影响,分析了一维模型中各种范宁摩擦系数适用的条件,同时对氮气置换过程的二维混气模型进行了初步论述,并对两种模型的适用条件进行了比较。     

深层缝洞型油藏烃气混相驱可行性及影响因素

针对塔河油田深层缝洞型油藏,基于室内相态实验,采用经验公式法、拟三元相图法和细管模拟法计算烃气与原油最小混相压力,并通过数值模拟,研究了油藏前期注入氮气和原油品质对烃气混相驱的影响。研究结果表明：3种方法计算得到的原油最小混相压力远小于地层实际平均压力,研究区深层缝洞型油藏烃气混相驱具有较好的可行性;油藏前期注入氮气对烃气混相驱影响显著,注入氮气波及的储集层区域,烃气与原油的最小混相压力变高,氮气含量与注入烃气含量比大于1.208时,无法形成混相;原油品质对烃气混相驱影响显著,原油中的轻组分含量越高,烃气与原油最小混相压力越低,原油中的重组分含量越高,烃气混相驱最终采收率越低。     

两种介质注入对原油物性的影响

注入介质对原油高压物性影响的研究是注气提高采收率的室内评价手段之一,注富烃气和氮气后原油高压物性参数变化规律的研究是分析注气后沿混相及前沿混相和非混相驱替过程室内评价的基础。在对一实际轻质原油高压物性分析的基础上,分别进行了富烃气注入和氮气注入实验及多次接触实验,对比研究了注入这两种气体后轻质原油的相态、饱和压力、粘度、容胀特性、气油比和脱气原油密度等特性的变化规律,分析了氮气抽提作用对原油PVT特性的影响。结果表明,在一次接触混相条件下,注富烃气和氮气后轻质原油的高压物性参数具有相似变化规律,但是氮气对原油粘度、体积系数、密度等参数的改善不如富烃气注入明显,氮气将引起原油饱和压力急剧上升;在氮气驱过程中后沿地层原油很快变重,若不能达到和保持前沿混相,氮气驱效果将很差。     

特种作业新技术在吐哈油田的应用

吐哈油田普遍属“三低”油藏，在勘探开发及油气藏改造过程中经常遇到技术难题。特种作业技术是吐哈油田应用连续油管车、液氮泵车、制氮拖车等特种作业设备开发的氮气排液、连续油管冲洗、氮气驱替、混气压裂、气垫测试、氮气正压射孔等新技术，有效地解决了大量实际问题。     

天然气管道氮气置换混气长度的影响因素

利用扩散基本理论及对流扩散方程推导出氮气置换过程中混气长度的理论计算公式.利用流体力学数值计算软件模拟了管径、介质流动速度及管线长度等主要因素对混气长度的影响,分别得到了混气长度与管径、介质流动速度及管线长度的关系,研究结果对于优化天然气管线的投产运行具有指导意义.     

杂质气体对二氧化碳驱最小混相压力和原油物性的影响

注入二氧化碳中混有的杂质气体会不同程度地影响二氧化碳驱最小混相压力和原油物性。研究杂质气体含量对二氧化碳驱的影响对制定合理有效的开发方案具有重要意义。利用数值模拟方法,在原油PVT数据拟合的基础上,研究了甲烷与氮气这2种杂质气体的含量对二氧化碳驱最小混相压力的影响,分析了杂质气体对二氧化碳驱原油物性的影响。结果表明,甲烷与氮气会不同程度地增大二氧化碳驱最小混相压力,且氮气对最小混相压力的影响更显著。当注入气的摩尔分数为60%时,纯二氧化碳气体可使原油粘度降低71.9%,体积膨胀系数达1.42;含30%摩尔分数的甲烷注入气使原油粘度降低69.72%,体积膨胀系数为1.41;而含30%摩尔分数氮气的注入气使原油粘度降低65.92%,体积膨胀系数为1.36。对于目标区块,注入二氧化碳中甲烷的临界摩尔分数为5.6%,氮气的临界摩尔分数为2%。     

在强化采油过程中使用氮气

随着天然气价格的上涨与供不应求,大量的二氧化碳来源也有困难,现在国外在二次采油、三次采油中,已选用氮气作为主要的注入气体,进行强化采油。用氮气强化开采石油和天然气,据国外报道至少有六种以上的应用:①保持压力,非混相驱替和强化重力泄油;②凝析液储层的循环;③顶存油的开采;④气顶气体的开采;⑤作二氧化碳(液化石油气或富气)混     

雁翎潜山油藏注氮气重力驱控气采油工艺

华北油田雁翎潜山油藏通过注氮气在油藏顶部形成次生气顶,在气驱、重力分异作用下形成了2个流体界面(气油界面、油水界面)和3个流体分布带(人工气顶、含油富集带、水淹带)。顶部受效井井筒内气、油、水三相共存。为使油井正常生产,在原井存在永久封隔器的基础上开展了悬挂尾管开采的采油工艺试验,但效果较差。从生产实践、理论分析等方面探讨前期注氮气采油工艺的特点及存在问题,认为:油井生产过程中后期产层气液同出不可避免,由于氮气难以与原油混相,气体一旦进入井筒,则很快占据液流通道,使油井只出气不出液,且井口、套管和输油管线高压生产,存在安全隐患,顶部油井均被迫关井。为解决非混相垂直管流条件下油井生产问题,依据“U"型管压力平衡原理,开展了双管控气采油工艺研究,通过进行管柱优化,实现了气液分流、控气采油。     

长输天然气管道投产氮气运移规律研究

为探究大口径长输天然气管道投产过程中的氮气运移规律,采用CFD数值模拟的方式建立了二维管道组分运输模型,根据现场投产实践检验模型可靠性,研究了重力、初始注氮管容比和气头速度对氮气运移的影响,确定不同工况下的最低注氮管容比。结果表明,重力作用对于大口径管道氮气运移的影响较大,天然气沿管壁上方突进,氮气运移至管壁下方;气头速度越快,置换至相同管道位置处的剩余纯氮气段管容比越大,但这种趋势逐渐减弱,存在一个最大气头速度;气头速度为5、7、9、12、20 m/s时,对应的最低注氮管容比为7.5%、4.9%、4.4%、4%和4%;随着气头速度增加,氮气-空气混气段的管容比基本不变,而天然气-氮气混气段的管容比不断变小。研究结果可为类似天然气管道投产提供实际参考。     

新型防气窜水泥浆在埕岛油田CB306-1井中的应用

CB306区块在3200～3300 m井段有异常高压气层,当量密度高达1.38 g/cm3左右,固井时该井段水泥胶结较差,气窜现象严重,固井质量不合格.CB306-1井是该区块的第一口开发井,为了有效地防止气窜,提高固井质量,该井固井时采用新型防气窜水泥浆.该体系由SF-1氮气膨胀剂、降失水剂和减阻剂等多种水泥外加剂混拌而成.SF-1氮气膨胀剂呈浅黄色粉末状,易溶于水,适于水湿混或与水泥干混.在埕岛油田CB306-1井的应用表明,新型防气窜水泥浆性能稳定,膨胀量达到23%,加强了水泥和地层的胶结,并能有效地防止水泥浆失重时高压地层气体的侵入,提高了固井质量;该体系在常压下有较高的抗压强度,对水泥石后期强度影响较小;可以湿混或干混,易于海上固井施工.     

海底输气管道投产氮气用量计算方法研究

国内海底输气管道投产氮气置换所需氮气量主要依据经验确定,存在较大的盲目性。采用FLUENT软件对海底输气管道氮气置换过程中氮气在管道内空气中的湍流扩散情况进行数值模拟,基于模拟结果拟合了混气长度的计算公式,进而得到了海底输气管道氮气置换氮气用量的计算公式。利用本文公式计算得到的平湖和乐东2条海底输气管道投产氮气置换的氮气用量与这2条管道的实际注氮气量基本吻合,说明所推导的氮气用量计算公式具有较好的预测准确性。     

气体钻井完井中气基流体氮气的应用技术

氮气钻井技术是在空气钻井技术发展的基础上发展起来的.在空气钻井过程中,钻遇天然气时容易引起井下燃爆,于是开展了气基流体氮气、气体型流体充氮气以及氮气泡沫流体的研究与应用工作.介绍了氮气钻井完井作业的实施条件、现场制氮的方法及技术要求、气基流体氮气的循环系统以及氮气用于提高机械钻速、保护油气层的应用效果.氮气钻井技术在辽河、四川、吐哈等油田的应用取得了明显的经济效益.     

注气对挥发性原油饱和压力的影响分析

注入气与地下原油混合将改变原油藏流体的饱和压力，影响原油流动能力。利用气液两相平衡原理，根据油田实际资料，分析了注入气对挥发性原油饱和压力的影响。结果表明，将天然气、甲烷或氮气注入到原油中，随着注入量增加，原油饱和压力增加，相同注入量下注入氮气使饱和压力增加的幅度最高；注入气中间组分含量增加使原油饱和压力趋于降低；注入量增加使注入气与原油的混相压力趋于上升。     

天然气管道投产置换混气段长度的研究

依据扩散基本理论和对流扩散方程建立的对流——扩散模型,推导出混气长度计算公式。利用FLUENT模拟软件对天然气管道的氮气置换过程进行模拟,得出各主要影响因素对混气长度影响的一般规律。根据气体紊流扩散原理,构建天然气管道投产置换实验平台,对不同流速下管道内气体的扩散过程进行实验研究。通过模拟结果与实验结论的对比,获得天然气管道置换过程混气长度的变化规律,为天然气管道投产置换确定合理参数提供了理论依据。     

氮气泡沫稳定性评价

通过室内实验研制并评价了现场用氮气泡沫泡沫剂体系的静态及动态稳定性,该体系适应温度小于55℃油藏使用,温度升高泡沫的稳定变差,压力升高有利于泡沫的稳定;体系受矿化度影响小,可采用现场污水配制;模拟现场动态实验,最佳气液比在1:1～2:1之间效果最佳;氮气泡沫在大孔道高渗透区的发泡能力好于小孔道低渗透区;注入速度增加,泡沫产生的阻力因子增大,在低于地层破裂压力下,应尽量提高注入速度;气液混注比气液交替注效果好,气液混注阻力因子达到100以上;气液交替注入,交替的频率越高,交替段塞越小,阻力因子越大,泡沫封堵效果越好。     

泡沫排砂解堵工艺研究与应用

为了解除油层污染,排除胶结疏松的砂岩颗粒,清河油区引进了氮气泡沫混排解堵工艺技术,现场应用表明该技术安全可靠、施工效果好,但存在施工周期长、成本高等缺点。通过结合清河油区氮气泡沫混排解堵工艺现场应用情况,以工艺改进、起泡剂优选和性能评价、新型泡沫发生器为研究对象,研究出了适用于清河油区的泡沫排砂解堵工艺,解决了氮气泡沫混排解堵工艺施工周期长、成本高等缺点,确保了后期地层充填改造防砂等措施施工效果,为油区增产、稳产提供了有效的技术支撑。     

混气压裂相关参数计算

经对混气压裂的氮气干度、井筒液柱压力和自喷返排的最小干度等相关参数的理论推导和计算 ,为压裂施工中加注气体的用量及混注氮气的排量提供了一个较系统的理论设计依据。经过实际井例应用验证 ,符合率较高     

高温蒸汽氮气泡沫复合驱实验研究（） 摘要: 关键词: 中图分类号:TE357

为了研究不同因素对泡沫封堵特性和高温蒸汽氮气驱提高采收率效果的影响,开展了发泡剂浓度、温度、气液比、渗透率和含油饱和度对3种发泡剂生成泡沫封堵能力影响规律、发泡剂浓度和蒸汽氮气混注比对蒸汽泡沫复合体系封堵特性影响以及不同发泡剂单管和双管驱油实验。研究结果表明,泡沫阻力因子随发泡剂浓度、气液比、渗透率增加而增大,后期增加速度较缓,最佳质量分数和气液比为0.5%和1∶1;阻力因子随含油饱和度增加而减小,含油饱和度大于0.2时,泡沫基本失去封堵能力;1#、2#发泡剂生成泡沫的阻力因子随温度增加而降低,3#随温度增加而升高;蒸汽氮气泡沫混注时,最佳质量分数和蒸汽氮气混注比为0.6%和3∶2;注2#和3#发泡剂的蒸汽氮气泡沫复合驱提高采收率20.82%和17.05%;2#发泡剂提高波及系数和洗油效率为13%和24.6%,3#发泡剂提高波及系数和洗油效率为9.05%和21.9%,2#发泡剂性能优于3#发泡剂。     

安济天然气长输管道置换投产方案优选及实施

在天然气常用置换方案的基础上,通过对是否采用氮气置换、是否采用清管器隔离进行了论证,认为采用氮气置换可提高管道置换施工的安全性,而加清管器隔离并不是减少混气段的决定因素,因此确定安济天然气长输管道的置换投产方案为天然气—氮气—空气。并从注氮方案、注氮工艺参数、注氮总量、注氮安全措施等方面,重点介绍了安济天然气长输管道的注氮施工方法。实践证明,天然气—氮气—空气置换方案是经济可行、安全可靠的方法。