三元复合驱采出液中防垢剂浓度的检测方法与应用

针对目前三元复合驱油井采出液防垢剂浓度的检测方法尚属空白,采用了电感耦合等离子体发射仪（ICP）测定法,分析了三元采出液中聚合物、表面活性剂、碱以及硅离子对防垢剂浓度测定的影响。研究结果表明,聚合物对防垢剂浓度检测影响最大,表面活性剂、碱和硅离子对防垢剂浓度检测影响较小,平均精度偏差最高仅为2.6%。为消除聚合物的影响,采用氧化降解预处理方式,使检测平均精度偏差由 38.9%降为0.2%。使用 ICP 法对大庆油田某三元复合驱试验区块30口油井进行了防垢剂浓度检测现场试验,药剂方案符合率由检测前的80%     

胜利油田三元复合驱替液用防垢剂研究

孤岛西区实施三元复合驱后，注采系统出现较重的碳酸钙结垢。胜利ASP三元复合驱替液含碱（碳酸钠）1．0％～1．5％，配制驱替液用水为回注污水，矿化度6188mg／L，含Ca^2＋Mg^2＋78mg／L，用Odd—Tomson法计算，地层条件下CaCO3饱和指数Is〉0，有CaCO3结垢趋势，PTB值为210，表明CaCO3生成量较多且质硬。筛选出的4种多聚膦酸盐类防垢剂，70℃时高加剂量下（100mg／L，DZ-4和He-7；200mg／L。HE-8和P-10）的防垢率，在模拟污水中为100％。在现场污水中分别为95．4％，58．7％．86．5％和84．0％。以DZ-4为主剂进行二元复配，得到70℃时在用现场污水配制的三元复合驱替液中防垢率超过85％的2个低加荆量配方：DZ-4＋HE-7（20＋100mg／L），DZ-4＋Pq0（20＋50mg／L）。在三元复合驱替液中加入防垢刑单荆，加荆量50mg／L时对动态界面张力的影响不大；加剂量50、100mg／L时对粘度影响也不大。图1表5参2。     

三元复合驱注采系统化学防垢除垢技术

在碱、聚合物、表面活性剂（A．S．P）组成的三元体系中，碱是配方中的一种重要成份，使三元复合驱的注、采系统产生结垢的倾向。本文研究了防垢率高、腐蚀性低和对地层渗透率无伤害并能吸附在近井地带使用的防垢剂F－A及适宜在全PH值范围内使用的防垢剂KX－I。这两种防垢剂在三元复合驱注、采系统的防垢效果均达到或超过95％。并研究了综合除垢剂，其除垢率达到或超过95％。     

弱碱三元复合驱注入端加药防垢技术研究

弱碱三元复合驱作为三次采油技术的重要组成部分,可比水驱提高采收率20%以上。但在注入体系中,碳酸钠会与水中金属离子发生反应产生碳酸盐沉淀,沉淀会附着于站内设备、管线、近井地带以及井下管柱处,形成碳酸盐垢,影响采出率时以及开发效果。对于弱碱三元复合驱来说,结垢区域主要集中在站内及管线,采取的除垢措施为站内酸洗或管线投球,尚无防垢措施。在室内防垢率实验中,当投加的防垢剂浓度为200 mg/L时,防垢率达85%以上。开展防垢剂与弱碱三元复合驱体系协同性研究,检测结果表明,防垢剂对体系无影响且与体系配伍性较好。之后开展4注1采现场试验,加药浓度为200 mg/L, 7个月后检测中心井采出液防垢剂浓度为28.47 mg/L,表明注入端投加的防垢剂已运移到采出端,注入端加药时率高,保持在99%左右,与采出端加药效果对比,离子数据变化规律基本一致,加药后采出井未作业见垢。试验结果表明,弱碱三元复合驱注入端加药防垢技术可行,可实现注入-采出全过程防垢,缓解弱碱三元复合驱站内、管线及地层结垢。     

三元复合驱油体系钙硅混合垢形成特征研究

三元复合驱油技术作为一种重要的三次采油技术,但加入碱造成油井严重的结垢问题,使生产效率降低、成本增加,限制了该技术的推广使用。为此,针对三元复合驱油体系中注入液、采出液以及垢样的特点,通过采用FTIR、XRD及SEM测试,对三元复合驱油体系中HPAM、HABS及碱对钙硅混合垢形成特征进行研究。结果表明,HPAM及HABS为单一体系时:低浓度的HPAM促进花生状混合垢的形成,随着HPAM浓度的增加,混合垢晶型向六面体状转化;较低浓度的HABS对混合垢晶型几乎无影响,较高浓度的HABS会促进蠕虫状混合垢的形成。在三元复合驱油体系中,碱浓度较低时会促进球形混合垢的形成,碱浓度较高时的混合垢晶型向六面体状转变。     

三元复合驱用天然石油磺酸盐的制备及性能研究

研究了以大庆馏分油为原料 ,以发烟硫酸为磺化剂制备天然石油磺酸盐 ( NPS)的工艺。通过在特定的表面活性剂碱聚合物三元复合体系中大庆原油与驱替液的油水界面张力 ,从 6种馏分油中筛选出了适合三元复合驱用表面活性剂 NPS的亲油基原料。并研究了三元复合体系中 NPS的浓度、混合碱的浓度对界面张力的影响。用 IR确定了 NPS的结构 ,用柱层析法分析了 NPS产品组成。     

复合驱油体系中碱对地层伤害的研究

实验温度45℃。将大庆油田萨北小井距三元复合驱试验区储层岩心用含12 g/L NaOH的三元复合驱溶液浸泡30天,在扫描电镜下观测到岩心中石英、高岭土及长石受到明显溶蚀,岩心孔隙结构发生改变,液流通道破坏或堵塞;用该溶液驱替8小时的岩心中有新生矿物晶体形成,其主要成分为硅酸钙。复合驱试验区油井生产6个月后,3口油井油管垢样主要由钙垢和硅垢组成,钡垢量多少不等,垢样从近壁层到远壁层,硅垢量增加而钙垢量减少,即钙垢的形成快于并早于硅垢的形成。储层油砂、石英、高岭土、长石、蒙脱土在含6、12、20 g/L不同碱剂的三元复合驱溶液中浸泡120天,测定液相中Si、Al浓度,地层矿物的溶蚀在强碱(NaOH)液中最严重,混合碱(1∶1的NaOH Na2CO3)液中次之,弱碱(Na2CO3)液中最轻,且溶蚀程度均随碱浓度的增大而增大;在3种黏土矿物中,蒙脱土的溶蚀程度最大,长石最小。讨论了岩石矿物与碱的反应机理及高岭土、蒙脱土与碱反应时生成的新矿物。图5表2参6。     

三元复合驱采油井用的固体缓释防垢剂

由3种未指名化合物配制成兼具防腐蚀作用的防垢剂FHE，加入固化剂制成缓释防垢剂(防垢块)。在三元复合驱采出液中加入防垢剂FHE2．5mg/L，在55℃、72h静态挂片测试中防垢率为99．0％；加入防垢剂FHE2．5、4．0mg／L，在55℃、压力3MPa、168h动态模拟条件下挂片测试防垢率分别为74．9％、93．2％，由此得到防垢剂FHE的最佳浓度为4．0mg／L。防垢剂FHE与固化剂的最佳配比为3：1。在去离子水中50℃时，防垢剂FHE从直径20mm、长20mm的防垢块中的静态溶出率由13．14％(0～48h)逐渐降至11．04％(144～192h)。在模拟井筒条件的实验装置上，求得50～55℃下，14～20h内从防垢块溶出的防垢剂在三元复合驱采出液中的浓度由4．31降至3．70mg／L，由相似性原理求得在井筒中使用的防垢块直径应为8mm，长度应为645mm。在一口螺杆泵采油井中使用防垢块，油井产量略有增加，泵电流下降4～6A。图1表5参3。     

大庆油区三元复合驱矿场结垢状况分析

通过对大庆油区不同井距、不同碱型三元复合驱采出液中Ca^2＋和Mg^2＋及碱浓度变化的分析，研究了结垢对三元复合驱的影响。结果表明，Ca^2＋和Mg^2＋浓度变化趋势与采出液碱浓度的变化趋势具有较强的相关性，即随着三元复合驱油体系前缘到达井口，Ca^2＋和Mg^2＋浓度大幅度减少，甚至消失，说明油层中出现结垢现象；强碱三元复合驱结垢严重，弱碱三元复合驱结垢较轻；井距越大结垢越严重。在三元复合驱推广应用时，应选用弱碱，井距不宜过大，并尽量采用螺杆泵。     

非均质油藏复合驱合理界面张力实验研究

针对油田三元复合驱油实际需求,通过调整活性剂、聚合物和碱的类型和配方组成,在两种具有大庆油田油藏典型地质特征的物理模型上对低活性剂浓度三元复合体系的适应性进行了实验评价。结果表明,非均质油藏三元复合驱应当兼顾扩大波及体积和提高洗油效率。将复合体系中表面活性剂和碱的浓度分别降低到0.1%和0.8%,驱替相与被驱替相间界面张力保持为0.01mN/m,并适当增大聚合物相对分子质量或增加聚合物浓度,低活性剂浓度三元复合体系驱原油的采收率可以增加20%以上。     

油井产液除砂旋流器试验研究

在大罐中自然沉降的除砂方法已不能适应油井产液除砂的要求。为更新油井产液除砂装置，尝试用旋流器来为油井产液除砂。油井产液除砂旋流器与钻井液除砂旋流器虽然工作原理和用途都基本相同，但由于油井产液的粘度及国相粒度分布的特点，油井产液除砂旋流器的设计必须建立在试验的基础上。通过试验，分析了旋流器的分离效率和底流口砂液含砂浓度与旋流器的水力参数和几何参数的关系，并得出了结论：旋流器用于油井产液除砂是可行的；提高分离效率和底流口合砂浓度的途径是降低油井产液粘度，适当提高旋流器进液压力，适当减小底流口直径，改善底流口结构。     

超临界CO2水平环空携砂试验研究

为明确超临界CO₂在水平段环空的携砂性能,分析关键施工参数对其携砂性能的影响,根据相似原理设计了超临界CO₂水平环空携砂试验装置,试验研究了超临界CO₂注入质量流量、砂比、出口压力和流体温度对砂粒在水平环空中运移的影响。试验结果表明:超临界CO₂能够以悬浮输送的方式在水平环空内有效携砂,增大其质量流量,会增强环空内流体的紊流强度,进而提高悬浮携砂效果;在较高砂比下,水平环空底部更容易出现砂床,使过流面积减小,从而使砂粒运移速度增大;在相同注入条件下,环空内砂粒运移速度随出口压力升高而降低,但降低幅度逐渐减小;在合理温度范围内提高流体温度,有利于减少环空内砂粒的堆积。研究结果可为超临界CO₂钻井和超临界CO₂压裂优化设计关键施工参数提供参考。      

反循环平行管水力喷射冲砂泵

采用常规冲砂工艺或利用暂堵剂暂堵冲砂都无法在低压漏失井中建立有效循环,冲砂液全部漏入地层,不仅冲不出井底的砂,而且还经常发生砂卡等井下事故,为此,研制了一种反循环平行管水力喷射冲砂泵。该冲砂泵利用水力喷射泵没有运动件这一优点,依靠动力液与地层液的能量转换进行工作,动力液与混砂液沿着油管中心孔返出地面,喷射泵底端不安装封隔器,喷射泵内部装有1组喷嘴和喉管扩散器,同时实现进口、出口和吸入口有效结合,并配套双级管柱等其他工艺来实现低压漏失井的冲砂作业。现场应用表明,采用该冲砂泵可迅速彻底地排出井内砂子,提高工效1倍以上,作业一次性成功率达100%。     

逆土酸增注技术在大港油田的推广与应用

逆土酸系指氢氟酸浓度和用量高于盐酸浓度和用量的土酸,它处理地层的机理与土酸相同。在大港油田的逆土酸酸液中加入一种可以抑制氧化物沉淀或絮结成胶状物的"溶蚀剂",避免了地层酸化后新的堵塞。用高浓度大剂量的氢氟酸对泥质堵塞为主的地层解堵和在改造以粘土胶结为主的泥质砂岩地层或钻井液堵塞中的碳酸岩成分较少时,大大增强了酸液对泥质堵塞物的溶蚀能力,所以逆土酸对地层渗透性的改善程度就优于常规土酸。     

一种页岩气疏水强封堵水基钻井液

四川龙马溪组页岩地层水敏性强、微裂缝及裂缝发育,钻井过程中井壁坍塌事故频发,严重制约了页岩气的高效开发。为解决上述难题,引入了一种既能抑制页岩水化膨胀与分散,又能封堵孔隙、微裂缝及裂缝,同时使页岩表面疏水的改性二氧化硅封堵剂。并以该封堵剂为核心,优选降滤失剂、润滑剂等,研制了一种疏水强封堵水基钻井液。该钻井液既具有良好的流变性、降滤失性,又具有优异的抑制、封堵、疏水和抗污染能力。该钻井液的页岩回收率达90.2%,对40～60目砂床渗入深度仅为1.5 cm,密度为2.2 g/cm3时高温高压滤失量为7.2 mL。      

旋流器排砂浓度正交试验

油井产液除砂对旋流器的要求主要是提高底流口排砂浓度，以减小底流二次处理的难度。结合油田产液含砂的实际情况，借助于正交试验手段，讨论了影响旋流器底流口排砂浓度的几个主要因素，指出底流口直径是影响底流口排砂浓度的最显著因素。并给出了适于油井产液除砂的旋流器的最佳水力几何尺寸。     

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在气井的加砂压裂测试过程中，由于压裂作业遗留在井筒和地层返出的支撑剂，随着高速流动的天然气和压裂液的混合流体进入测试管道，形成高速含砂射流，它对管道及其附件造成非常严重的破坏。通过损坏机理分析，结合现场生产实际，在气井的加砂压裂测试地面流程中，使用耐磨的硬质合金材料和优化油嘴、堵头等管件的结构，改变其冲击角，可减少流体对管件的冲蚀破坏。在节流上游段使用分离沉砂装置，收集井筒和地层返出的支撑剂，减少其在流体中的含量。在放喷出口处采用堵塞三通，消耗砂粒的冲击动能，减少砂粒对管壁的冲蚀破坏。上述技术经在现场使用，分离沉砂装置可收集98％以上的砂粒，大大地减少地面流程中支撑剂的含量。硬质合金的使用和管件结构的优化，增强了其耐磨性。堵塞三通的应用，减少了对管壁的冲蚀破坏。三种技术可将流程安全控制时间延长数十倍以上，且成本被控制在比较合理的水平，从而达到了安全、经济生产的目的。     

水平井生产测试管柱防垢工艺

水平井生产测试过程中,由于地层流体在经过水平井段测试工具处发生节流现象,流体压力、温度变化后发生结垢现象,导致井下测试工具表面结垢而无法正常工作。针对水平井生产测试工艺管柱的特殊性及常规采用套管连续加缓蚀阻垢剂防垢工艺无法应用的问题,开展了水平井结垢机理、防垢机理和化学挤注法防垢工艺技术研究,形成了水平井生产测试特殊管柱结构的防垢工艺技术,并在现场应用中取得了较好的防垢效果。     

泡沫射流冲砂解堵工艺在孤岛油田的应用

孤岛油田属于疏松砂岩油藏，微细的地层砂粒运侈堵塞防砂管柱，易造成绕丝筛管或割缝管缝隙堵塞，严重影响到油井供液能力。利用氮气产生的泡沫流体作为射流冲砂解堵介质，结合泡沫流体及高压射流解堵工艺的优点，在室内用搅拌法评价了发泡剂的性能，优选发泡剂的使用浓度为3％～5％。现场试验效果表明，泡沫射流冲砂解堵工艺能够冲出井简内和防砂工具中的颗粒堵塞物，助排效果好，能较好地解决油井砂堵问题。     

适用于致密气藏的可变黏压裂液体系性能评价及现场应用

目的 针对川渝地区致密气藏储层改造,主要采用体积压裂造长缝。高强度加砂对压裂液携砂与降阻性能提出更高的要求,需要研发一种疏水缔合聚合物作为降阻剂。方法 利用疏水缔合聚合物疏水基分子内缔合达到优异的增黏效果。同时,该降阻剂与金属交联剂可形成稳定的交联体系,进一步提高压裂液黏度,从而形成适合于致密气藏开发用变黏压裂液体系。结果 该压裂液体系在秋林、金华、中台等地区致密气储层使用12井次。加砂强度5～6 t/m,最高砂浓度480 kg/m³,变黏压裂液黏度3～30 mPa·s,降阻率>70%,满足施工设计要求。结论 该压裂液体系在可在2～100 mPa·s黏度范围内实时调整,在低-中黏度范围内降阻率均大于70%;在交联情况下,降阻率为55%～60%,岩心伤害率小于15%,悬砂性能良好,现场使用方便。