微胶囊包裹化学生热压裂液体系及其工艺技术研究

在低温浅层油气井及高含蜡、高凝油油井的压裂中,由于低温下常规破胶剂活性太低而使破胶困难,同时也由于注入流体的“冷伤害”而使得压裂增产效果较差。为了避免这些问题的出现,可采用微胶囊包裹化学生热压裂液进行压裂作业。通过实验选定了NaNO₂-NH₄Cl生热体系,利用相分离法对该体系的催化剂-草酸进行微胶囊包裹。当NH₄Cl-NaNO₂草酸微胶囊与羟丙基瓜尔胶压裂液复配后,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好。当体系中NH₄Cl和NaNO₂浓度为2.0mol/L时,草酸微胶囊质量分数为0.93%,过硫酸铵质量分数为0.08%时,在170s^-1剪切速度下连续剪切2h后,压裂液粘度能保持在300 mPa·s左右,生热峰值温度能达到78℃,4h后破胶液粘度为3.12 mPa·s。     

化学自生热压裂液技术研究进展

化学自生热压裂液在低pH值或高温下发生热化学反应生成对地层低伤害的盐溶液和气体,并放出大量的热量,具有生热量大、返排快、储层伤害小等特点,能够有效克服压裂液对地层冷伤害和低温破胶不完全等问题。介绍了氯化铵与亚硝酸钠的生热机理,分析了p H值、反应物浓度、初始温度对压裂液生热量和生热反应速度的影响;根据不同交联剂类型将化学自生热压裂液分为了硼交联胍胶压裂液、酸性交联压裂液和黏弹性表面活性剂压裂液,总结了不同压裂液体系的性能和优缺点,介绍了压裂施工工艺和现场应用,并从压裂液配方和工艺方面对化学自生热压裂液研究进行了展望。     

微胶囊包裹化学生热压裂液破胶技术

低温浅层油气井的压裂,常由于低温下常规破胶剂活性太低而破胶困难。为避免这类问题的出现,可采用微胶囊包裹化学生热压裂液进行压裂。从化学生热体系的筛选、草酸微胶囊的制备及评价、微胶囊包裹化学生热剂与常规水基压裂液的配伍性等几个方面对用于低温浅层油气井的微胶囊包裹化学生热压裂液体系进行了研究。通过试验,选定NH4Cl-NaNO2生热体系,并根据其反应特点,对该体系的催化剂草酸,利用相分离法进行微胶囊包裹。当NH4Cl-NaNO2-草酸微胶囊与羟丙基瓜尔胶压裂液复配后,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好。结果显示,当体系初始温度为30℃、NH4Cl和NaNO2浓度为2.0 mol/L、草酸微胶囊质量分数为0.93%、过硫酸铵质量分数为0.93%时,170s-1剪切速率下连续剪切2h后,压裂液黏度能保持在300 mPa·s左右,生热峰值温度能达到78℃,4h后破胶液黏度为3.12 mPa·s。另外还对该压裂液的压裂工艺进行了阐述。     

自生热体系对压裂液破胶性能的影响*

针对浅层低温油气井压裂后压裂液破胶不彻底、返排率低的问题,优选了亚硝酸盐与铵盐、三氧化铬和葡 萄糖、过氧化氢3种自生热体系的最佳反应参数,分析了3种自生热体系的生热量以及对压裂液破胶性能的影 响。结果表明,硝酸盐与铵盐自生热体系的最佳反应参数为激活剂HCl浓度2 mol/L,生热剂NaNO₂和NH₄Cl（物 质的量比1∶1）浓度为8 mol/L;三氧化铬和葡萄糖自生热体系的最佳反应参数为激活剂HCl浓度1 mol/L,生热剂 CrO₃和C₆H₁₂O₆（质量比1∶1）加量为14%;过氧化氢自生热体系的最佳反应参数为激活剂MnO₂加量0.3%,生热剂 H₂O₂加量为30%。过氧化氢自生热体系的生热量最高,温度可达到91 ℃。在压裂液破胶实验中,葡萄糖和三氧 化铬自生热体系和破胶剂过硫酸铵的加入顺序对压裂液的破胶效果无影响,过氧化氢自生热体系应和破胶剂同 时加入,亚硝酸盐与铵盐自生热体系的加入顺序为先加入自生热体系后加入破胶剂。亚硝酸盐与铵盐自生热体 系是压裂液破胶体系的最佳添加剂,可使压裂液黏度降至6 mPa·s以下,破胶性能最优。     

新型压裂液破胶剂的研究与应用

为解决压裂液的前期降粘与后期破胶困难的矛盾,研制出了一种新型的水基压裂液破胶剂——EB-1微胶囊破胶剂。EB-1微胶囊破胶剂是在过硫酸铵表面包结一层防止水侵入的绝缘包衣,绝缘包衣对破胶剂具有屏蔽作用并在一定的条件下释放,从而达到了廷缓破胶的目的。经室内和现场应用表明,EB-1微胶囊破胶剂能提高压裂液中破胶剂的浓度,使压裂液在较短的时间内破胶化水,压裂液反排液的粘度均小于3 mPa·s,同时压裂后关井时间由原来的12h以上缩短为6-8 h;EB-1微胶囊破胶剂的生产设备采用转鼓式喷涂包衣工艺,结构设计合理,包衣材料回收率为80％,节约了成本,提高经济效益,降低了对环境的污染;EB-1微胶囊破胶剂具有良好的缓释性能,使压裂液在施工中能保持较高的携砂能力,防止压裂液提前破胶;EB-1微胶囊破胶剂能提高压裂液中破胶成分的有效含量,压裂液破胶化水彻底,提高压裂液的反排效果,减少对地层及支撑剂的伤害,提高增产效果。     

一种化学生热增能助羟丙基胍胶压裂体系的室内研究

将Na NO2-NH4Cl化学生热体系引入到常规胍胶压裂液体系中,提出一种新型可控型化学生热增能助压裂液体系。通过数字式温度计测量对该化学生热体系生热峰值及达到生热峰值的时间,分别考查了生热剂浓度、催化剂种类及浓度、环境温度的影响。采用冷冻断裂蚀刻透射电子显微镜(FF-TEM)和光学显微镜对交联冻胶压裂液及其破胶后的微观结构进行观察,系统研究了影响压裂液交联和破胶的因素,测定了不同条件下冻胶的流变性能。基于该化学生热助压裂技术的室内研究,证实了Na NO2-NH4Cl可控型化学生热增能助压裂体系用于改善低温低压油层破胶效果的可行性。     

硼交联羟丙基瓜尔胶压裂液回收再用可行性研究

探讨了羟丙基瓜尔胶/硼冻胶压裂液回收再用的可行性。分析了该压裂液冻胶在无通用破胶剂情况下的非降解性破胶机理,控制因素为pH值和温度,破胶液黏度最低可达基液水平。基于一种有机硼交联HPG冻胶压裂液的实验数据及文献资料,讨论了升温,使用缓释酸及稀释3种非降解性破胶方法。①根据压裂过程中裂缝附近温度场分布设计压裂液,携砂液耐温性只需达到裂缝内的较低温度,地层温度恢复后其黏度将大幅降低;使用产气生热剂可提高裂缝温度。②加入设定量未指明组成的缓释酸使实验压裂液120℃黏度降至<40 mPa.s,补加NaOH后黏度维持>200 mPa.s近3小时。③压裂液与地层水等量混合后破胶,黏度~20 mPa.s,复合清水压裂工艺即基于此原理。不同泵注阶段示踪剂产出曲线表明,影响压裂液返排的因素不只是黏度,某些未破胶压裂液的返排率反而很高;如使用方法适当,缓释酸破胶的返排率可以达到通用氧化型破胶剂破胶的相同水平。国外实践表明,重复使用低分子量瓜尔胶压裂液可提高压裂效果。图7参9。     

压裂液对宝浪低孔低渗储层伤害因素的研究

实验考察了压裂液对岩心膨胀及润湿吸附性的影响、压裂液浸泡对岩心的影响、压裂液矿化度和pH值以及压裂液破胶液粘度对储层伤害率的影响,结果表明,造成储层伤害的主要因素为：储层毛管阻力高,对水的润湿吸附严重,造成水锁伤害;压裂液在储层滞留时间长,岩心浸泡后粘土微粒运移对孔道伤害;压裂液破胶不彻底,当压裂液的破胶液粘度大于7 mPa·s时会造成储层的渗透率明显降低。不适当的压裂液矿化度和pH值也会对储层造成较大伤害,则压裂液KCl加量应大于2%,压裂液的破胶液和滤液pH值应小于11。     

助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂的制备与性能评价

为降低压裂过程中压裂液滤失侵入储层、破胶后的固相残渣等给储层带来的伤害,基于屏蔽暂堵油气层保护理论,结合微胶囊破胶剂的特点,以有机酸为芯材、乙基纤维素为囊材、聚乙烯吡咯烷酮为致孔剂、聚乙烯醇为保护剂,采用液中干燥法制备了助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂TD-1,优选了制备工艺条件,评价了TD-1的性能。结果表明,在聚乙烯醇加量2.0%、乙基纤维素与聚乙烯吡咯烷酮加量4.0%、搅拌速率为500 r/min的条件下制得的TD-1主要粒径约为300μm,包覆芯材有机酸的含量为34.1%,释放率为69.0%。TD-1有助于压裂液的破胶,可使压裂液破胶液黏度降低35.6%,固相残渣含量降低44.9%,并对压裂液黏度与破胶时间的影响较小。TD-1可在储层表面形成暂堵带,降低压裂液滤液、固相物质侵入储层造成伤害,提高渗透率恢复率11.32%,使岩心渗透率恢复率达82.47%,具有良好的屏蔽暂堵保护油气层的作用。图5表2参24     

Cr(Ⅲ)微胶囊的制备及其缓释性能

以三氯化铬为芯材、聚丙烯酰胺为壁材,利用反相悬浮聚合和溶剂蒸发法制备了缓释型Cr(Ⅲ)微胶囊,对Cr(Ⅲ)微胶囊的粒径分布进行了测定,并在模拟环境下对Cr(Ⅲ)微胶囊的缓释性能和成胶性能进行了评价。实验结果表明,经1,2,3次包裹的Cr(Ⅲ)微胶囊的粒径分布主要集中在500⁷00μm,最大释放率为78%;Cr(Ⅲ)交联剂经包裹后具有明显的缓释效果,与包裹前相比,部分水解聚丙烯酰胺溶液体系的成胶时间明显延长,可由包裹前的20 h延长至50 h;可以通过控制包裹次数和合成聚丙烯酰胺壁材所用交联剂的用量来调节成胶时间。     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。     

奥氏体不锈钢冷旋压封头的磁性成因分析

奥氏体不锈钢封头旋压成型后,部分奥氏体组织因冷变形转化为马氏体,与材料中残留的部分α组织共同导致封头呈磁性,采用热处理等方法可以消除磁性。对于非磁性条件要求严格的场合,可选用Ni含量较高的不锈钢,如0Cr25Ni20,0Cr23Ni13或310,316等。     

浅析货币资金内部控制制度的建立

从货币资金内部控制制度现状,剖析货币资金管理存在问题的原因;运用美国COSO发布的“内部控制整体框架”理论,阐述对建立货币资金内部控制制度的几点思考。     

热交换器在线清洗实施方案研究

热交换器的污垢问题是国民经济众多产业和部门急需解决的问题,也是传热学界未彻底解决的主要问题之一。在分析热交换器污垢的主要成分及形成机理的基础上,针对污垢成分配制了相应的清洗配方,设计了清洗流程及装置,得到了完整可行的热交换器在线清洗实施方案。     

助剂硅的加入方式对钨镍催化剂的影响

以两种不同加入硅的方式制备了W-Ni催化剂,对其进行了拉曼光谱、氢气程序升温还原(H2-TPR)、X射线光电子能谱(XPS)等表征,并采用微型反应器进行了活性评价。结果表明,当硅在氧化铝成胶过程中加入、且硅的加入量为基准+11.0时,八面体配位结构的钨比例最大,H2-TPR的低温还原峰温度最低,峰面积最大,镍与载体的结合能最小,催化剂的脱硫和脱氮活性也最高。当硅在载体成型过程中加入时,随着硅含量的增加,催化剂中八面体配位结构的钨比例随之降低,H2-TPR的低温还原峰向高温方向偏移,钨和镍的金属分散度随之下降,钨与载体的结合能随之增大,而镍与载体的结合能却随之降低。催化剂的活性随着硅含量的增加也降低。     

蒸汽过热炉集气管管帽失效原因分析

对取自蒸汽过热炉辐射室集气管出口管线管帽失效部位的材料进行了腐蚀部位宏观形貌检查、化学成分、夹杂物、金相组织、氧化物、扫描电镜观察及能谱分析,认为封头是在高温蒸汽的冲刷腐蚀和高温氧化腐蚀的联合作用下破坏的。材料的成分符合标准要求,夹杂为沉淀强化第二相,金相组织中含晶粒度为10．5级的细晶粒条带,在晶界析出了铬的化合物,铬未完全溶人奥氏体中。结合使用工况、热处理条件,认为管帽固溶处理温度偏低、时间过短、铬未完全固溶、晶粒过于细小是材料在高温下强度过低、抗氧化能力较低的主要原因,应提高管帽固溶处理温度,同时也可对进出口管线端头的设计进行适当改进。     

成品油营销渠道创新研究

运用营销理论,探讨成品油营销渠道中流转环节的创新,交易方式的创新,营销渠道的环境创新。提出创新营销渠道的组织构架应把握的四个方面,即:减少机构设置和管理层次,提高运营效率;有效地压缩管理环节和距离;遵循“合理流向”的原则设置组织机构;提高管理效率,创造更大地经济效益。     

会计人员管理体制创新思路评析

改革会计人员管理体制应确保会计地位的独立性。会计人员管理体制必须从有利于发挥会计职能作用的角度进行改革。要区分财务会计与管理会计,对相关人员由不同部门分别管理。对财务会计人员也应当区分为主要会计人员与一般会计人员,同时,结合各单位情况进行委派。     

胜利油田海外项目税务筹划策略研究

开拓海外油气市场的过程中,筹措资金是项目运营的前提。如何进行资金的税务筹划又是投资决策中需要考虑的重要因素。可以通过实施筹资过程、投资过程、会计核算过程和海外项目内部化等管理策略来实现合理的税务筹划,把税负水平作为选择国际投资经营方式和地点的出发点。以集团整体利益最大化为目标,关注海外项目经营中的税收风险,建立国际税务筹划的机制。     

二苯醚水解耦合苯酚氧化羰基化合成碳酸二苯酯的热力学分析

以碳酸二甲酯和碳酸二乙酯的热力学数据为基础,结合Benson、Joback和马沛生基团贡献法估算了碳酸二苯酯(DPC)的热力学性质,进而计算了苯酚氧化羰基化合成DPC反应和二苯醚水解反应的焓变、熵变、吉布斯自由能变和平衡常数。计算结果表明,两个反应均为放热反应;在5 MPa、353～413 K下,两个反应均为自发过程,其中苯酚氧化羰基化反应的平衡常数较大,且随温度的升高而降低;二苯醚水解反应的平衡常数较小,且随温度的升高而增大。为达到耦合除水的目的,两个反应的反应速率需维持合适的比例。