榆林气田南区泡排剂应用效果评价

泡沫排水采气技术是一项较为成熟适用的采气工艺。本文针对榆林气田南区开发现状,对典型气井泡排剂应用效果进行了分析,得出了泡排剂型号及加药量的优选意见,对实际生产具有一定的指导作用。     

GC-1型泡排剂应用效果评价

气田经过不断开发,地层压力逐渐降低,井筒积液严重影响气井的产能发挥,目前主要采取泡沫排水采气技术排出井筒积液,该技术具有工艺简单、低成本、见效快、易操作的特点,在本厂广泛使用。但部分气井由于高含凝析油,随环境温度的升高和凝析油含量的增加,泡排剂的起泡能力和稳定性会大大降低,尤其对于凝析油含量大于20%的气井中,许多起泡剂产生的泡沫会在1~2min内消失,甚至不产生泡沫,泡排效果不明显,应用一种能够用于凝析气井开采的泡排剂成为一种需要。     

高温泡排剂的研制与应用

在采气过程中加入高温泡沫排水剂有利于降低地层水表面张力及井筒液柱密度,改善水气流动状态,达到排水采气的目的。通过一系列室内试验筛选出适合江苏盐城气田气水共产井的高温泡沫排水剂。实践证明,Ych高温排水剂能保证气井连续排液,保证气井的正常生产。     

泡排剂性能评价实验研究

起泡剂在井底条件下的发泡性能直接影响气井的排水效率,从而影响气井产能的恢复状况。文章从浊点、动态表面张力、泡沫高度及半衰期等方面对3种起泡剂的性能进行了评价,优选出了一种适合中原油田高温高矿化度的泡排剂。     

防冻型泡排剂在靖边气田的试验效果评价

目前,泡沫排水采气工艺是靖边气田应用最为广泛、成熟的排水采气技术,年措施井数、井次分别达300余口,7 000余井次。受冬季低温影响起泡剂水溶液易冰冻,部分泡排加注工艺受限,影响了泡排实施效果。通过室内试验,优选抗冻因子及优化防冻因子的加注比例,并开展了相关防冻性能、发泡能力、携液能力及配伍性评价。通过现场试验,验证效果良好,进一步提高了气田泡排工艺现场适应性。     

阳离子型双子表面活性剂在制备耐高温、高矿化度泡排剂中的应用

常规泡排施工中,泡排剂一般适用于90 ℃以下及矿化度小于100 000 mg/L 的地层,阻碍了泡沫排水采气工艺在高温、高矿化度产水气井中的应用。针对高温、高矿化度产水气井的特点,通过深入研究表面活性剂理论,确立了通过阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂进行复配的方式来获得在高温、高矿化度下具有良好的起泡性、稳泡性以及携液速率的泡排剂GWJ。研究表明,在温度为160 ℃、矿化度为250 000 mg/L下,其初始起泡体积与泡沫半衰期分别达到1 860 mL 和620 s,证明泡排剂GWJ 具有优良的耐高温与耐高矿化度性,可以满足高温、高矿化度产水气井的泡排施工要求。     

延长气田泡排剂性能评价研究

通过发泡能力实验、携液能力试验等对延长气田采用的HY-3型泡排剂性能进行了评价。结果表明,HY-3型泡排剂在药剂浓度为1.00‰时在实验水样中的发泡能力为109mm;浓度为1.00‰、1.50‰、2.00‰时在实验井水样中的携液率分别为72.50%、83.00%、88.25%;结合现场应用,建议在该地区泡沫排水采气工艺中选用HY-3型泡排剂的最佳使用浓度为井底积液的1.50‰。     

甲醇稀释泡排剂应用分析

本文对甲醇稀释泡排剂在油田开发中的应用进行了分析。     

一种高温泡排剂的实验室评价

针对吉林油田部分采气井井深高温高矿化度的特点,开发了一种新型的泡排剂.借助现场采出水对泡排剂进行了室内评价.结果表明 ,此泡排剂具有良好的发泡及稳泡性、热稳定性,与地层水配伍性好,对管材腐蚀性小,并通过岩心流动模拟试验证实,该泡排剂使用安全并且清洁环保.     

新型泡排剂在延长气田的应用及效果评价

随着延长气田的持续开发和储量动用程度的提高,气藏出水量和出水气井数不断增多,气井井筒积液和出水影响正常生产等问题逐步显现,针对延气2-延128井区的产水问题,优选出适合本区块的MF-1新型泡排剂,实验主要采用罗氏起泡法对该泡排剂的表面张力、耐盐性能、耐温性能以及现场使用进行评价,结果实验表明,该泡排剂MF-1有着较低的临界胶束浓度、较好的耐温、耐盐性能,且在延气2-延128井区三口气井的现场施工中,取得了较好的效果,达到了排水增产的目的。     

UT系列泡排剂在子洲-米脂气田试验及效果评价

针对子洲气田气井生产情况及集气工艺流程特点,室内开展起泡机理研究,进行起泡剂的性能评价,筛选出适合现场条件使用的起泡剂UT系列,并用现场实采水样与起泡剂进行了性能评价和配伍性试验。结合前期在试验室对多种样品进行的评价筛选结果,确定UT系列起泡剂在本厂子米气田进行现场试验,试验结果表明:其产水量有了明显增加,油套压差有了明显的减小,液面降低,井底积液明显减少,达到了泡沫排水的要求,初步解决了井底积水对气井生产的影响。     

深井耐高温泡排剂研制及实验评价方法

有水气藏开发到中后期,气井出水不可避免,为了提高气藏的采收率,须使用泡排剂进行增产作业,但多数泡排剂在温度高于90 ℃时其化学稳定性和泡排效果将大大降低。为此,针对四川盆地龙岗气田气井深、温度高且含水的特征,提出了深井耐高温泡排剂的研制原则,建立了一套耐高温泡排剂评价实验方法,引入了分子量测定、聚集数测定、核磁光谱、红外光谱等实验手段,从机理上分析了影响泡排剂性能的主要因素,从分子结构方面研究了泡排剂的耐高温作用机理,并在此基础上研制出了一种耐高温泡排剂。室内评价实验和现场应用试验结果证明：该型泡排剂在170 ℃下仍具有较好的起泡和带水能力,在深井高温有水气藏排水采气作业中具有良好的应用前景。     

长庆油田自主研发新型泡排剂助力增气上产

<正>7月30日,苏中区块苏6-10-2井采用长庆油田自主研发的新型液体泡排剂CQF-1后,增产气量1 400立方米。贝克休斯公司技术专家对CQF-1进行了室内对比评价实验,结果表明,该泡排剂各项性能指标均优于现用同类产品。位于鄂尔多斯盆地的长庆油田属于典型三低气藏,气井在投产数年后即进入中后生产期,需要采取排水采气措施以保障正常生产。泡沫排水采气作为气     

泡排剂效果的室内测试方法

文章通过与其他测定泡沫性能的方法和现场试验的比较说明,以对气井带水条件和发泡剂在气井排液中的作用分析基础上建立的测试气井用发泡剂的模拟试验结果,较好地反映了气井用发泡剂的实际效果。     

新型复合泡排剂抗油性能研究与应用

在气田开发后期,由于气井地层能量下降和凝析油消泡作用,常规泡排剂很难将高凝析油气井的井底积液高效举升出井筒。为解决此问题,采用室内与现场相结合的方法,对自主研发的新型抗凝析油复合泡排剂CSL开展了一系列室内性能评价,确定了泡排剂对白庙气藏的适应性,并在白64井开展了现场试验。室内评价结果表明,CSL抗盐性能达17.55×10⁴mg/L,耐温达140.0℃,在煤油体积分数为50%的条件下,动态携液率仍高于50%。白64井现场应用结果表明,CSL能满足白庙气田泡沫排液技术要求。综上可知,CSL是一种适用于高温、高凝析油气井且能代替传统泡排剂的优良泡排剂。     

平衡罐自动加注泡排剂工艺研究与应用

针对苏里格气田气井泡沫排水采气人工加注成本高、劳动强度大等难点,进行了天然气井平衡罐自动加注泡排剂技术应用研究。该工艺是将平衡罐与气井井筒通过高压软管连接成同一压力系统,且平衡罐重心高于采气树套管阀门,泡排液依靠重力作用自动加注到油套环空中,同时,地面安装远程控制阀,实现了远程控制自动加注泡排剂的功能,大大提高了工作效率。     

新型低分子泡排剂的研制及应用

泡排施工时,现有的泡排剂大多数产生的泡沫含水率较高,携液量也较大,不能很好地适用于苏里格低压低产积液井。针对苏里格气田低压低产井井筒积液的实际情况,研制出一种新型低分子泡排剂,并采用Ross-Miles法和搅拌法在实验室对该泡排剂进行泡沫性能评价,同时在同等实验条件下与不同泡排剂携液过程中的泡沫含水率进行了比较,在苏里格部分气井进行了泡沫排水现场评价。研究表明,该新型低分子泡排剂泡沫含水率低,能有效控制携液量,降低井筒压力梯度,可满足苏里格气田低压低产气井的泡排作业要求。     

涩北气田低温泡排剂的研制及应用

针对涩北气田冬季环境温度低、常规泡排剂易结冰的实际情况,为保证冬季泡排工艺能够顺利实施,研制了低温泡排剂。根据涩北气田的地质特征及地层水矿化度高的特点,对低温泡排荆主剂、稳泡剂、抗冻剂进行了研究与优选,确定了低温泡排剂配方,并进行了配伍性、稳定性及携液能力等性能测试及现场效果实验。     

纳米粒子泡排剂在大牛地低含硫气井中的应用及评价

大牛地奥陶系风化壳是典型的"低压、低孔、低渗"致密碳酸盐岩气藏。由于地质条件及开采工艺等原因,使风化壳中低含硫气井地层水具有高矿化度(平均143 300 mg/L)、偏酸性(pH为5.5～6)的特点,对现用泡排剂性能提出更高要求。针对这一现状,引进纳米粒子泡排剂,剖析了其作用机理,评价了其基本性能,并优选2口低含硫气井(H_2S含量12 mg/m~3～150 mg/m~3)开展了抗酸、抗盐先导试验。室内测试及现场试验表明,该泡排剂与低含硫气井地层水及现用药剂配伍性良好,且具有优异的抗酸、抗盐性能;2口井试验后,单井套油压差减小1.23 MPa、生产时率提高2.31%、产气量增加509 m~3/d,总体投入产出比为1:3.6,取得了良好的增产稳产效果及经济效益。因此,该泡排剂在大牛地奥陶系风化壳气藏低含硫气井中具有一定的推广应用价值。     

克拉玛依油区高矿化度重碳酸钠型水的发现与特征

在准噶尔盆地西北缘克拉玛依油区的风城池田、玛北油田的石炭系、二叠系及三叠系下部发现了矿化度高达150g/L的NaHCO₃型水(按苏林分类),是迄今为止准噶尔盆地地层水矿化度最高者,水化学特征首先是硼(B)含量高达1700～2300mg/L,是国内外文献中尚未见到的.其次是CO₃^2-+HCO₃^-含量非常高,占水中阴离子总量的56%～88%,CO₃^2-高达31～39g/L,HCO₃^-了高达14～36g/L,相应的Ca²⁺和Mg²⁺含量皆小于0.1g/L,与高矿化及NaHCO₃型水同时产出的原油密度变化较大,为0.789～0.895g/cm³.此水压力高,沿断裂从内部上升与早期形成的CaCl₂型水混合形成中局矿出应的Na₂SO₄型水,见于八区二叠系、三叠系油藏的古边水区.高矿化度NaHCO₃型水的成因,推测是在地壳深部,由成因不明的高压力、高浓度的CO₂气体进入水中形成的.根据发现点的分布,可能与深层潜伏的深断裂有关,并和轻质原油(密度<0.84g/cm³)的分布带基本一致.