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王建青 《中国石油和化工标准与质量》2019,(7):3-4
普光气田气藏高含硫化氢、二氧化碳,储层埋藏深(≥4 500 m)、非均质性强(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类层交互发育),井段长(160~557.9 m)、跨度大,投产采用一体化管柱全井段射开酸压投产。伴随气田开发,受储层非均质性影响,产剖显示部分层段未动用或贡献率低。针对不动管柱改善产气剖面的特点,研发了一种暂堵剂,具有耐温高、可降解等特性,可实现不动管柱改善产气剖面的目的。本文为保障转向酸压(化)施工中暂堵剂达到预期的效果,针对暂堵剂在普光气田实际应用情况,对暂堵剂的性能指标、产品要求等进行相应规范。 相似文献
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根据双颗粒和三颗粒架桥原理,筛选出一种屏蔽暂堵剂N-1,供高温油藏油水井井下作业前对地层的保护。暂堵剂N-1为水悬浮液,粘度13.6mPa·s,油溶而水不溶的固体颗粒质量浓度130-210mg/L。岩心流动实验表明,在模拟油藏温度下,暂堵剂N-1对水相的暂堵率93.7%,后用解堵剂解堵能使渗透率恢复率达到97.4%。该暂堵剂在青海油田跃8-6井应用效果良好。 相似文献
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新型抗高温水溶性暂堵剂实验研究 总被引:2,自引:0,他引:2
高温120℃下,使用不同分子量和水解度的聚丙烯酰胺与多种交联剂按照不同比例进行交联反应,得到高温暂堵剂体系,通过对暂堵剂的成冻时间、稳定时间和破胶时间等因素的研究,确定暂堵剂体系的聚合物为PAM1200,聚合物质量浓度为0.4%~0.55%;交联剂为G与YG107(2∶1)复配体,质量浓度为0.1%~0.2%,破胶剂质量浓度0.03%~0.05%。在120℃0,.5%PAM1200,0.1%交联剂G,0.2%交联剂YG107,0.03%破胶剂下,稳定性评价实验及岩心流动实验表明:暂堵剂对不同渗透率的岩心封堵率达92.75%,暂堵后渗透率恢复率高于83.19%,具有较好的破胶液化能力。 相似文献
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介绍了高渗透油层屏蔽暂堵和低渗透油层酸化解堵机理及主要组成,开展了屏蔽暂堵剂和酸液解堵荆室内性能评价。实验结果表明,暂堵剂具有良好的暂堵与自解除性能,对N80钢片的缓蚀率97.5%以上,与原油形成酸渣量少。现场应用表明,措施成功率100%,油井纵向动用程度得到改善,实现了高渗层暂堵、低渗层酸化复合处理的目的。 相似文献
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根据双颗粒和三颗粒架桥原理,筛选出一种屏蔽暂堵剂N-1,供高温油藏油水井井下作业前对地层的保护.暂堵剂N-1为水悬浮液,粘度13.6mPa·s,油溶而水不溶的固体颗粒质量浓度130-210mg/L.岩心流动实验表明,在模拟油藏温度下,暂堵剂N-1对水相的暂堵率93.7%,后用解堵剂解堵能使渗透率恢复率达到97.4%.该暂堵剂在青海油田跃8-6井应用效果良好. 相似文献
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碳酸盐岩储层纤维暂堵转向酸压技术研究与应用 总被引:1,自引:0,他引:1
哈萨克斯坦肯基亚克油田储层具有超深(4000~4950m)、高温(120~150℃)、裂缝孔洞型碳酸盐岩、强非均质的特点。近年来,酸压改造已经成为肯基亚克油田成熟的增产工艺,且针对不同的改造目的衍生了多种酸压技术。但是,当人工裂缝延伸方位与储集体走向方位不匹配时,常规酸压往往无能为力,不能有效沟通天然裂缝和孔洞。纤维暂堵转向酸压技术是通过使用可降解人造纤维暂堵剂临时封堵天然裂缝强制流体转向来达到最大限度沟通有利储集体,从而提高储层动用程度和单井产量。现场试验8井次表明,纤维暂堵酸压工艺可以达到人工裂缝强制转向、沟通有利储集体的目的,取得了较好的改造效果。 相似文献
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在油气田开发过程中,结垢现象是一个不可忽视的严重问题。通过对苏203井区结垢情况调研、垢样成分分析,室内开展了解堵剂配方的研制及评价。研究结果表明,苏203井区结垢现象严重,最大结垢速率达11.11mm/a。垢样成分比较复杂,含Ba SO4、Ca SO4等酸不溶垢和Ca CO3垢、腐蚀产物Fe CO3、FexSy等。通过配伍性评价、缓蚀剂筛选、起泡剂筛选和溶垢能力评价等实验,确定酸溶垢解堵剂QJDC配方和酸不溶垢解堵剂QJDB配方。其中,解堵剂QJDC最大溶垢率为87.49%。解堵配方QJDB对Ba SO4和Ca SO4的溶垢率分别为70.89%和72.35%,溶垢效果较好。 相似文献
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压井是气井作业的基础,压不住井,后续施工无法进行。目前气井常用压井方式有两种,一是用清水或无固相压井液直接压井;二是用凝胶暂堵剂压井。由于传统的压井方法均存在污染地层、暂堵效果较差等问题,大庆油田引进应用了固化水暂堵剂压井工艺。固化水只在储层表面形成屏蔽层,渗透率或孔缝越大固化水固体颗粒附着速率越快,能在较短时间内实现封堵漏失层,不进入地层,能有效的保护储层。本文介绍了固化水暂堵剂的暂堵机理、固化水暂堵剂的暂堵工艺及固化水压井工艺的现场应用情况结果证实固化水是一种有效、不污染储层的暂堵剂。 相似文献
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复合铬高温暂堵体系由部分水解聚丙烯酰胺、交联剂Y、交联剂G及破胶剂等添加剂组成。在120℃下通过测定成胶时间和破胶时间评价了聚合物、交联剂种类及浓度对暂堵剂体系性能的影响,确定暂堵剂配方为:0.4%~0.55%聚合物PAM-1+0.2%~0.3%复配铬(G/Y=1~2)交联剂+0.03%破胶剂。进一步考察了盐度、剪切、地层岩性对暂堵体系的影响。结果表明,在盐度小于25 000 mg/L时,盐度对暂堵体系影响不大;在经过诸如管线和岩心剪切后,该体系的粘度保持率依然很高,保持在83%左右;与空白实验比较,该体系在砂岩及碳酸盐环境下成胶时间及破胶时间、成胶强度基本保持稳定。 相似文献
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由于绒囊暂堵剂在钻完修井及煤层气勘探开发中的暂堵作用得到应用,本文针对绒囊暂堵剂在压裂暂堵方面进行研究;通过对绒毛剂、成膜剂、成核剂的筛选,选定0.3%的绒毛剂A、浓度超过0.1%成膜剂及0.3%成核剂6为优选的绒囊暂堵剂浓度及材料;并对绒囊暂堵剂与压裂液及压裂液添加剂配伍进行及破胶性评价,绒囊暂堵剂与压裂液及添加剂配伍并不影响压裂液冻胶的破胶性;通过细管摩阻实验发现绒囊暂堵剂比清水有更高的摩阻压差。 相似文献
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针对安塞油田杏河区块非均质储层进行低渗透油田暂堵酸化增产工艺研究,通过室内试验研究,进行酸化暂堵剂性能评价,筛选出适合安塞油田的酸化暂堵剂和酸液体系,完善暂堵酸化工艺体系,进行规模化应用,这对高效开发安塞油田具有重要的理论意义和实践意义。 相似文献
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《化学工业与工程技术》2016,(5):47-53
评价了3种起泡剂在不同酸液基液中的起泡性能,并测试了稳泡剂、温度、矿化度对起泡剂的起泡性能和泡沫稳定性的影响,优选出合适的起泡剂与稳泡剂,并确定了泡沫酸配方。通过泡沫酸体系与碳酸岩岩屑的反应得到如下结论:泡沫酸比常规酸具有更好的缓蚀作用,能够起到深部解堵作用,提高地层孔隙的渗透性。对单一含水岩心的封堵试验结果表明:在注入泡沫酸后,入口压力上升,说明泡沫进入岩心孔隙后,起到了暂堵作用,体现了泡沫酸具有较好的暂堵效果,对非均质地层较为适用。 相似文献
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《化学工程师》2021,35(5)
为了研究低渗透油田改性泡沫酸解堵实验,对研究区东1-10H井投产到泡沫酸解堵施工前后的全过程进行了案例分析。并对土酸酸液(2%HF+10%HCl)+1%起泡剂+2%TW铁离子稳定剂+2%TCS黏土稳定剂+2%ACI缓蚀剂+5%甲醇防水锁剂泡沫酸配方体系的水体配伍性、泡沫稳定性和分流能力实验评价。研究得出:经8h和12h后光照观测,均未发现明显沉淀分层现象。判定为该体系解堵剂配伍性良好。在0.2%起泡剂浓度前提下,会诱导起泡体积成较大增长趋势,后续继续增大药剂浓度,其相应起泡体积增加不显著,实验现场确认,最佳起泡剂浓度为0.2%。分流能力评价实验表明,该种体系能起到完好的作用,有着暂堵分流的效果。在酸化作用中能较为高效的实现酸液的分流,避免酸液剧烈和过量的进入高渗层,从而改善低渗层的酸化效果。 相似文献
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鄂北区块大牛地气田致密油储层孔喉小,温度偏低,其对暂堵剂的应用提出了更高要求。在优选丙烯酰胺、丙烯酸、亚硫酸氢钾等原料的基础上,借助自研的温压控制调节单体,通过调节单体加量聚合制备了新型低温暂堵剂,并评价了其溶解度及综合性能。结果表明,丙烯酸与丙烯酰胺最优配比为0.62,聚合反应的最优时间为1.83 h;当温度为30~40℃时,低温暂堵剂降解后的流动黏度≤5.21 mPa·s,在40℃、溶解时间为2.5 h时,暂堵剂的降解率≥80%;当暂堵剂铺置厚度为3 cm时,最大突破暂堵段塞需要的压力为60.12 MPa,当暂堵剂铺置厚度为7 cm时,最大突破暂堵段塞需要的压力为73.85 MPa;研制的新型低温暂堵剂性能优良,可满足鄂北区块的温度、承压及降解后的流动黏度需求。 相似文献