耐温高稳泡低界面张力起泡剂的研究

采用Ross-Miles法对32种表面活性剂工业品进行了泡沫性能室内评价。结果表明,表面活性剂CA具有强起泡性能;将表面活性剂CA,HM,EB进行复配,三者产生协同作用,界面活性增加,起泡和稳泡性能好;当CA/HM/EB复配表面活性剂浓度为4 000 mg/L,CA/HM/EB质量比为7∶4∶2时,最大起泡体积为460 m L,半衰期为27.72 min,平衡时油水界面张力为7.9×10~(-2)m N/m。     

低界面张力氮气泡沫驱提高采收率实验

通过泡沫综合性能评价及油水界面张力测试,优选了低界面张力氮气泡沫体系,优化了注入参数,对比了泡沫驱、聚合物驱、低交联聚合物驱、聚合物/表面活性剂二元复合驱提高采收率的效果,并模拟现场油田进行了聚合物驱和聚合物/表面活性剂二元复合驱后低界面张力氮气泡沫驱实验。优选的低界面张力氮气泡沫体系配方为:0.3%复合起泡剂(椰油酰胺甜菜碱DK+烷基醇胺PM(5∶1))+0.1%稳泡剂PA(天然高分子衍生物),该体系与原油间的界面张力为0.0531 m N/m,泡沫综合指数Fq为10312.5 m L·min;最佳气液比为1.5∶1,注入方式为共混注入,注入速度72 m L/h。驱油实验表明,该低界面张力氮气泡沫驱体系的驱油效果(提高采收率11.4%)优于表面活性剂/聚合物(SP)二元复合驱(提高采收率9.61%)、低交联聚合物驱(提高采收率7.13%)、聚合物驱(提高采收率6.37%);在模拟该油田水驱(采出程度36%)、聚合物驱(采出程度45%)及二元复合驱(采出程度47%)后,低界面张力氮气泡沫驱仍可提高采收率10.8%。     

渤海S油田低界面张力泡沫调驱体系室内研究

泡沫具有“堵大不堵小”、“堵水不堵油”的特性,因此在油田开发过程中被广泛应用。筛选具有较强起泡性能,同时具有较低界面活性的起泡剂体系是泡沫调驱技术应用的关键,本文通过泡沫综合值、泡沫体系界面张力等参数,为渤海S油田筛选优化出既具有较强起泡性能,又具有较低界面活性的起泡剂体系,同时通过物理模型考察了该体系的驱油能力。实验结果显示:采用具有高起泡性以及稳泡性的十四烷基酰胺磺酸盐与具有低界面张力的双十四烷基酰胺醇进行不同质量比复配,当两者的质量比为7:3时起泡体积达250 mL,半衰期达24.9 min,同时油水界面张力为3.2×10-2mN/m。该体系具有较强的调驱性能,能提高非均质储层综合采收率16.64%。     

江汉油田高盐油藏低界面张力泡沫驱提高采收率研究

为提高江汉油田高盐中低渗油藏注水开发后期的原油采收率,用起泡剂和稳泡剂配制了泡沫体系,通过考察起泡剂类型、浓度及稳泡剂浓度对泡沫体系发泡体积和半衰期的影响优选了泡沫体系配方,研究了泡沫体系的耐油性、耐盐性及耐老化性,对泡沫驱注入参数进行了优化,通过对并联岩心的驱油实验考察了泡沫体系的封堵能力。研究结果表明,起泡剂和稳泡剂质量分数均为0.4%时,泡沫体系的发泡能力良好,发泡体积为110 mL,半衰期为427 min,泡沫体系与原油的界面张力较低(10~(-2)mN/m数量级);泡沫体系耐油性较好,在含油量为30%时的半衰期为40 min;耐盐性良好,在矿化度为300 g/L或钙镁离子为5 g/L时的半衰期大于350 min;耐老化性良好,在70℃下老化100 d的发泡体积和半衰期变化较小;低界面起泡剂氮气驱最佳注入参数为:气液比1.5∶1、注入段塞0.4 PV、注入速度1.2 mL/min,在此条件下泡沫体系可提高单管岩心采收率7.51%、并联岩心采收率10.04%,对王场油田高盐非均质油层具有良好的调驱效果。     

HY-3型表面活性剂发泡性能室内评价

泡沫作为新型的驱油体系已经得到快速发展,选择适当的发泡剂,可以产生最佳质量的泡沫,达到最佳驱油效果.采用气流法对多种表活剂进行发泡性能实验,并利用泡沫综合指数方法进行性能评价.筛选出HY-3型表面活性剂作为发泡剂,最后应用该发泡剂对泡沫性能影响因素进行研究.研究结果表明,起泡剂浓度对泡沫高度影响不大,半衰期则随着起泡剂浓度的增大而增大.综合考虑起泡能力、半衰期、泡沫综合指数等因素,确定起泡剂浓度为0.3%.矿化度越高,泡沫综合指数越差,但影响程度不大.聚合物的加入具有很好的稳泡作用,聚合物浓度增加,泡沫综合指数增大,聚合物浓度为1 000 mg/L时,泡沫具有较高的发泡能力和稳定性,可以形成超强泡沫.     

纳米材料对CO2泡沫体系的稳定作用及驱油效果评价

泡沫与CO_2交替驱可改善CO_2驱在非均质性油藏中的应用效果,但高温对泡沫稳定性影响较大,降低了泡沫改善CO_2驱的效果。为揭示纳米材料稳泡剂在高温条件下对泡沫性质的影响以及相应的驱油效果,采用高温高压泡沫评价装置(改进型的气流法),研究了不同稳泡剂对起泡剂起泡性能(20~120℃)和驱油效果(95℃)的影响。结果表明,改性纳米材料颗粒的润湿接触角为78°、粒径平均值为29.3 nm;泡沫体积受温度影响较小,泡沫半衰期随温度升高而迅速降低;纳米材料、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和羧甲基纤维素钠(CMC)三种稳泡剂均能改善起泡剂的泡沫稳定性,其中改性纳米材料的效果最理想。驱油实验结果表明,在CO_2驱中加入起泡剂和改性纳米材料稳泡剂可大幅提高采收率,水驱后CO_2驱、泡沫与CO_2交替驱以及添加改性纳米材料泡沫驱的采收率增幅分别为15.51%、26.94%和30.93%,改性纳米材料稳泡剂可进一步提高泡沫的稳定性和CO_2泡沫体系的驱油效果。     

耐油起泡剂的耐油耐盐性能评价

以吴茵搅拌器法评价了由非离子表面活性剂、阴非离子表面活性剂和稳泡剂辛醇按一定比例配制的4种耐油起泡剂的耐油耐盐性能。研究结果表明:随着起泡剂质量分数的增大,起泡剂溶液的最大泡沫体积逐渐增大,在起泡剂质量分数为0.01%数0.5%范围内,起泡剂溶液的发泡体积是自身溶液体积的2数6倍,泡沫半衰期随着表面活性剂浓度增加而逐渐增大;随着原油比例增加,最大泡沫体积先增大后降低,油含量在10%数20%范围时起泡剂表现出了很好的起泡、稳泡性能,最大发泡体积是自身的5数9倍,泡沫半衰期随着油含量增加而明显增大;其中CFE149X(非离子表面活性剂、阴非离子表面活性剂和稳泡剂辛醇质量比为30∶67∶3)的起泡和稳泡性能最佳。在CFE149X质量分数为0.5%、含油量50%的条件下,最大泡沫体积和半衰期均随盐含量增加而先增大后减小;与无油存在时相比,有油存在时泡沫发泡体积略有降低,但泡沫稳定性却显著增强。耐油起泡剂CFE149X,在含油条件下表现出了较好的起泡性能和稳泡性能,能够作为耐油抗盐泡沫剂,为泡沫复合驱提供优良的起泡剂产品提供技术参考。表5参27     

氮气泡沫驱油用起泡剂的筛选与评价

针对靖安油田地层条件,对起泡剂的起泡能力和稳定性等进行分析。筛选出界面张力达到10^-1mN／m的低界面张力泡沫体系。性能评价表明,该体系具有较好的起泡性、稳泡性和较强的耐温抗盐性。运用单管驱油实验对泡沫体系阻力因子进行了评价．确定最佳气液比为2：1：双管驱油实验表明,泡沫可以实现对高低渗填砂管的均匀分流．水驱后再注入此泡沫体系．综合采收率可以提高10．94％。     

空气泡沫驱高稳定性起泡剂的合成及性能评价

低渗油藏孔隙结构复杂,比表面积大,空气泡沫驱过程中起泡剂在储层中吸附损失严重,影响空气泡沫驱的应用效果。延长东部油田甘谷驿油区孔隙度平均为10.76%,渗透率平均为0.933 mD,属于低孔特低渗储层。为了减小起泡剂在地层中的吸附,同时提高泡沫液的稳定性,结合油藏实际地质特征,研制了一种基于脂肪醇聚氧乙烯醚-邻苯二甲酸酯钠盐的新型阴离子表面活性起泡剂,对新型起泡剂发泡能力、耐温耐盐性、吸附损失大小、耐油能力和界面张力等基本性能进行了系统评价。结果表明:在稳定性方面,当起泡剂含量大于2 000 mg/L时,发泡高度可超过180 mm,在2 000 mg/L、30 ℃时,新型起泡剂均优于SDS（十二烷基硫酸钠）和ABS（十二烷基苯磺酸钠）发泡性能;在遇油稳定性方面,加原油后起泡,原油加量为20%以内时对起泡结果仅有微弱干扰,起泡后加原油,当加入量为20%时,泡沫依然有较好的稳定性。新型起泡剂在遇油稳定性方面明显强于ABS和甘谷驿区块泡沫驱体系使用的BK6A起泡剂;在吸附损失方面,当油砂加量达到25 g时,起泡体积仅从620 mL降低至590 mL,吸附量少。新型起泡剂体系优越的发泡性能、稳泡性能和抗温抗盐性能,为泡沫驱油剂体系提供了重要的物质基础,不仅适合延长东部浅层特低渗油藏,同时也适应于延长西部中深层特低渗油藏。     

低界面张力起泡剂的泡沫性能、油水界面活性及堵水驱油性能

采用Teclis泡沫扫描仪以及TX-500C型旋转滴界面张力仪测试了3种低界面张力起泡剂的泡沫性能和油水界面活性，并对优选的起泡剂进行了驱油试验。结果表明：AUDB型起泡剂的综合泡沫性能以及油水界面活性最优，其在质量分数为0.16%时的起泡体积达122 mL、半衰期达106 min、泡沫综合指数达9 762 mL·min、油水界面张力达0.013 7 mN/m; AUDB型起泡剂具有良好的封堵能力以及洗油能力，向岩心注入0.3 PV的AUDB型起泡剂后，其含水率下降了24.8%，采收率提高了10.4%。     

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.＂     

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。     

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。     

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。