氧对聚合物污水溶液黏度影响的实验研究

在45℃下对溶解氧对聚合物污水溶液表观黏度(170 s-1)的影响作了全面的实验研究。采油污水取自大庆采油二厂,矿化度4013、Fe3+、∑Fe、SO42-分别为0.2、1.09、.6 mg/L。厌氧实验操作和测试均在Bactron 1.5型厌氧室中进行。污水中SRB菌数随放置时间延长而增加,厌氧条件下增速远大于曝氧条件下的增速,放置7天时菌数相差6~600倍。用脱氧和含氧加盐蒸馏水配制的抗盐型和功能型聚合物溶液的黏度,均随放置时间延长(1~10天)而减小,脱氧溶液的黏度总是明显大于含氧溶液。0.5 g/L超高分聚合物溶液在厌氧和曝氧条件下放置时,黏度随放置时间延长而减小,分别由1天时的22.2和28.8 mPa.s减至60天时的2.7和3.4 mPa.s,曝氧条件下的黏度总是大于厌氧条件下的黏度;加入甲醛杀菌剂使溶液黏度的减小趋缓,60天时为8.9和9.6 mPa.s;在4~8mg/L范围改变含氧量,当含氧6 mg/L时放置2~40天时的黏度均最大,40天时为18.2 mPa.s。6 mg/L为污水的合理曝氧量。分析了聚合物降解、SRB菌作用、杀菌剂作用等机理。表6参10。     

大港南部油田污水分析及主要成份对聚合物溶液黏度的影响

报道了大港南部油田污水中主要无机离子分析、有机物全分析及菌数测定结果，及3种主要成份对聚合物溶液黏度的影响。所分析的水样经精细过滤净化。水样矿化度在20g／L左右，含大量Ca^2＋ ＋Mg^2＋，含Fe^2＋Fe^3＋、S2一、溶解氧及TGB和SRB菌。鉴定并定量的有机物．在官80回注污水中共94种，包括脂烃、芳烃、酸、酚、酯、醇、酮、醛及一种取代苯胺，酚类含量达0．2mg／L，官195回注污水的情况相同，官80采出污水中有机物共77种，缺少酸、酚、某些醇、酮、醛及取代苯胺，这一些有机物可能来自破乳、絮凝净化过程中加入的处理剂。用模拟官80回注污水配制功能型聚合物（一种含高住阻且具一定活性侧基的丙烯酰胺共聚物）溶液，加入不同量Fe^2＋、S2^-及苯酚，在85℃密闭老化70天，定时测定溶液黏度，发现当Fe^2＋浓度大于0、1mg／L、S2^-浓度大于2mg／L、苯酚浓度大于0．1mg／L时，溶液黏度下降十分剧烈。图3表3参6。     

离子对缔合聚合物溶液黏度剪切保留率影响研究

针对渤海SZ36-1油田高温、高盐、大井距对注聚用聚合物剪切稳定性的要求,进行了SZ36-1油藏条件下,Na+、K+、Ca2+、Mg2+等离子对缔合聚合物AP-P4溶液黏度剪切保留率的影响研究。研究发现,影响缔合聚合物溶液黏度剪切保留率的关键因素是溶液中的Ca2+、Mg2+;在Na+、K+浓度小于10 000 mg/L时,其存在有益于提高溶液黏度的剪切保留率;Ca2+、Mg2+浓度超过400 mg/L时,溶液黏度的剪切保留率开始明显降低;在Ca2+、Mg2+浓度低于100 mg/L时,其存在有助于提高溶液黏度剪切保留率。在模拟渤海SZ36-1油田注聚水源井A15井的水质条件下,证实了Ca2+、Mg2+是影响缔合聚合物AP-P4黏度剪切稳定性的关键因素。     

泡沫复合驱聚合物溶液黏度损失原因分析

胜利油田埕东泡沫复合驱先导试验中,交替注入加发泡剂的聚合物溶液和99.5%的氮气,井口黏度损失十分严重,现场检查发现注聚管道内壁腐蚀严重.实验考察了多种因素对聚合物溶液黏度的影响,所用聚合物溶液由5 g/L的清水母液稀释而成,黏度在70℃下测定,结果如下.生锈钢片确能使聚合物清水溶液黏度迅速降低.清水稀释溶液黏度高且在1小时内稳定,曝氧污水稀释的溶液黏度较低(～60%)但很稳定,隔氧污水稀释的溶液黏度极低且迅速失黏;引起黏度损失的因素是污水中COD物质.随溶解氧浓度增大,清水和污水稀释溶液的黏度均迅速下降.污水稀释溶液加Fe2 1小时后的黏度,随Fe2 加量增大(0～30 mg/L)而迅速减小,加0.5 mg/L Fe2 后溶液度不断降低,30天后失去黏度;加Fe3 1小时后黏度略有下降,但加0.5 mg/L Fe3 后溶液黏度仍逐渐降低,30天后降至～5 mPa·s,其原因是Fe3 可与HPAM的酰胺基反应而生成Fe2 ,Fe2 使聚合物分子链降解.研制了由氧化剂和自由剂终止剂组成的水质稳定剂DW-1,加入100 mg/L DW-1可使聚合物污水溶液基本上保持其黏度.图3表3参10.     

ClO2作为杀菌剂在油田污水处理中的应用

在室内考察了由市售双组分"复方消毒剂"配成、质量浓度800mg/L的稳定溶液态ClO2作为油田回注污水杀菌剂的各项性能。加剂量为5mg/L时可杀灭污水中全部SRB菌和TGB菌;加剂量为5～18mg/L时可将75.1%～96.5%的Fe2 (34.5mg/L)转化为Fe3 ;ClO2使污水腐蚀速率略有增大,但即使加剂量为20mg/L,也不会超过允许值(≤0.076mm/a);ClO2与各种水处理剂配伍。在日处理污水量5.0×103～6.0×103m3的胡二污水站进行了为期1个月的ClO2应用试验。该站采用石灰乳—聚丙烯酰胺—稳定剂处理工艺,处理后水pH值为8.5,在试验后期降至7.5。"复方消毒剂"两组分分别泵输至混合管线内反应,产生高浓度高活性ClO2并注入污水处理系统,加剂量逐步降低,在最后10天维持3mg/L。滤后水SRB菌数降至0,TGB菌数降至101个/mL,水质其余指标保持良好,一些指标有改善。图1表5参2。     

疏水缔合聚合物溶液稳黏药剂评价研究

针对影响缔合聚合物溶液黏度稳定性的主要因素,从消除或降低其对聚合物溶液影响的角度,研制开发出能提高缔合聚合物溶液初始黏度、视黏度保持相对稳定的稳黏药剂Z1和Z2。Z1具有良好的螯合Ca2+、Mg2+、Fe2+离子的能力，Z2具有良好的自由基控制能力。在Z1用量400 mg/L、Z2用量为200 mg/L时，缔合聚合物溶液剪切后90 d黏度保留率达到64.2％。渤海绥中36-1油田矿场试验结果表明，加入稳黏剂后，井口缔合聚合物溶液黏度由24.74 mPa·s增加到40.27 mPa·s。     

污水水质对聚合物黏度影响研究

针对油田含聚污水配聚所面临的问题,研究了污水水质对聚合物黏度的影响规律,结果表明,根据水质的不同,污水中主要成分对聚合物黏度的影响程度各不相同,若存在还原性物质,则其对配制聚合物溶液黏度降黏起主导作用,少量的S2-(3.2mg/L)使黏度降低88%左右;污水中常规阳离子对聚合物黏度的影响视Ca2+、Mg2+含量所决定,若含量高则对聚合物降黏起主导作用,若Na+含量高则Na+占主导作用。     

塔中11油田志留系注入水水质标准研究

针对塔中ll油田开发的实际情况,室内研究了溶解氧、CO2、细菌对注入水腐蚀性的影响;评价了悬浮物含量、悬浮物粒径、细菌和Fe3^＋对岩心渗透率的影响程度。确定了塔中11油田志留系注水水质指标。试验结果表明：注入水中含氧量应≤O.5mg／L,CO2含量应≤2.5mg／L;腐生菌TGB含量应≤104^个／ml,铁细菌IB含量应≤103^个／ml,硫酸盐还原菌含量应≤104^个／m1;悬浮物粒径应≤5μm,悬浮物含量应〈7.5mg／L,Fe3^＋含量应≤5mg／L。回注污水含油量应〈10mg／L。     

长庆油田污水配聚溶液黏度降低的原因分析

聚合物驱是提高原油采收率的重要措施之一,长庆油田采用清水配制聚合物母液,再用联合站处理后的污水进行稀释的方法配制聚驱溶液,但其黏度在未达到储油层已降低至15 m Pa·s以下,严重影响驱油效率。本研究首先对联合站内各工艺段污水进行水质分析,然后通过室内配制模拟污水及聚合物溶液,考察了K+、Na+、Ca2+、Mg2+、Fe2+、溶解氧及水处理剂对聚合物溶液黏度的影响。结果发现,Fe2+是导致聚合物黏度降低的最关键因素。此外,高价金属离子、溶解氧和水处理药剂对聚合物溶液黏度也有较大影响。     

碱聚二元体系黏度稳定性研究

活性碱NPS2是白色或无色粒状商品,1%溶液pH值为10.考察了由NpS-2和HPAM HTP(分子量2.85×107,水解度22.0%)组成的碱聚二元体系63℃、7.34 s-1下的黏度性能.8.0 g/L NPS-2 1.5 g/L HTP蒸馏水溶液,在63℃、曝气或无氧条件下老化印天,黏度损失分别为91%和25%.在很宽的加量范围考察外加各种阳离子对该二元溶液曝气3小时的黏度的影响,50 mg/L的Ca22 、Mg2 、Ca2 Mg2 (11)和10 mg/L的Fe2 使黏度分别下降66.9%、73.4%、76.3%和87.4%;Ca2 、Mg2 可与NPS-2反应生成沉淀;Fe2 在较低浓度时使黏度升高,较高浓度时使黏度下降.该二元溶液剪切后的黏度,随3000 1/S剪切时间延长(0.5～9.0 min)而下降,静置(4 h)后黏度恢复幅度则大体相同,剪切5 min后黏度随剪切速率增加(1000～5000 1/s)而下降,≥4000 1/s时黏度不再能恢复.含1.5g/L HTP)的二元溶液的黏度随NPS-2浓度的增加(0～15 g/L)而持续下降,不同NPS-2浓度(6.0～12.5 g/L)的二元溶液的黏度随温度升高(30～80℃)大体上呈直线下降.图8参5.     

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.＂     

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。     

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。     

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。