高渗稠油油田保护储层修井液的研发

高孔高渗的渤海S稠油油田采用水源井水修井后,漏失量大、产能恢复效果差。为了降低外来工作液对储层的损害,开发了保护储层的修井液体系。通过室内实验优选了配制前置液所用的边界膜清洗剂、降黏剂、阻垢剂和助排剂,评价了暂堵液的增黏性及其对岩心的封堵性能和破胶后岩心渗透率的恢复率。研究结果表明,配方为15%边界膜清洗剂GXXJ+1.5%降黏剂JN-01+0.5%阻垢剂ZG-02+1%助排剂ZP-01的前置液的洗油率、降黏率均达到90%以上,能够抑制钙镁垢形成,可将返排压力降低50%以上。配方为3%油溶性暂堵剂BH-ZD+0.7%增黏剂BH-VIS+3%破胶剂JPC(海水配制)的暂堵液在压力3.5数4 MPa、温度60℃的条件下封堵效果良好,破胶后岩心的渗透率恢复率在80%以上。采用该前置液加暂堵液体系修井能够有效预防有机质沉淀、油水乳化和无机垢堵塞等储层伤害。该体系已在S油田应用,修井后工作液漏失量低且产能恢复较好。     

海上油田含聚合物污水水质对储层保护技术的影响

研究含聚合物(含聚)污水水质对储层的伤害为确定含聚污水回注储层的可行性提供了依据。以渤海绥中36-1油田含聚污水为例,利用偏光显微镜、扫描电镜、核磁共振仪等,通过岩心动态损害实验分别对污水中的乳化油、悬浮物和产出聚合物浓度及粒径中值进行了评价,分析了含聚污水回注对储层的伤害机理。结果表明,含聚污水中油、悬浮物、聚合物三者的协同作用是主要伤害源,且对储层的伤害程度随着单一水质指标的增大而增加;由于聚合物分子的吸附聚集作用而形成高强度的可变形团状集合体,是造成岩心孔隙喉道堵塞的关键因素;含聚污水进入储层对孔喉的堵塞形式是优先堵塞大-中孔喉,并逐步由内滤饼向外滤饼的堵塞形式转化。优化含聚污水水处理工艺及现行加药方式,是解决含聚污水处理问题的关键。     

海相页岩与陆相页岩微观孔隙结构差异——以川南龙马溪组、鄂尔多斯延长组为例

目前工业化开采的页岩气资源主要来自海相沉积地层,但是陆相页岩气的勘探开发也已取得了重要突破。而海相页岩与陆相页岩的沉积环境不同,其对应的岩石孔隙结构也会存在一定的差异。因此以川南下志留统龙马溪组海相页岩和鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段陆相页岩为研究对象,采用聚焦离子束扫描电镜定性观察页岩微观孔隙结构,结合低压氮气吸附法和高压压汞法定量表征页岩微观孔隙结构,对比海相页岩与陆相页岩微观孔隙结构及其影响因素。结果表明:(1)龙马溪组海相页岩基质中粒间孔隙主要以颗粒边缘孔的形式存在,可见少量粒内溶孔和晶间孔,发育大量气泡状和线状纳米级有机孔;(2)长7段陆相页岩内部含较多的片状黏土和云母片间的狭缝型孔隙,有机孔发育较少,且多为干酪根演化生烃后残留的数百纳米到数微米的宏孔;(3)3~30 nm的孔隙对总孔隙体积贡献最大;(4)龙马溪组页岩微孔、细中孔和微米级宏孔占比远高于长7段页岩。分析认为:龙马溪组海相页岩由于脆性矿物含量、热成熟度和有机质丰度都较长7段陆相页岩高,整体上龙马溪组页岩的孔隙度和氮气吸附孔体积均远远大于长7段页岩。     

灰色关联分析法在油气管道半定量风险评价中的应用

肯特(W．kent Muhlbauer)管道风险评价法是一种半定量风险评价法,但是该方法在我国还处在起步阶段,其理论基础和应用技术都很不完善。为了有效处理评分中存在的主观性和不确定性因素,已经把模糊综合评判法引入到管道风险评价中。但是,传统的相对风险值计算还不够准确,为此介绍了灰色关联分析在油气管道半定量风险评价中的应用。通过对影响管道风险的评价指标(因素)体系的综合分析,确定了灰色综合评价的层次结构模型。构建了由第三方破坏指数、腐蚀指数、设计指数、错误指数、介质危险指数5大指标体系构成的管道系统风险综合评价指标体系,并采用层次分析与专家打分相结合的方法计算权重。在油气管道半定量风险评价中应用灰色关联分析法,可以使评价结果更准确。     

螺旋折流板换热器传热系数与压降实验研究

以螺旋角18°为例,研究了螺旋折流板换热器传热系数与压降的变化,并给出了螺旋折流板换热器的传热系数与压降相关的计算公式。该结果可为系统仿真和螺旋折流板换热器的设计计算提供借鉴。     

输气管线中水合物的形成及预防

天然气管道输送过程中因地貌、气象及各种管道条件而使少量天然气形成水合物，导致堵塞管线，影响管线的安全运行。分析了输气管线中形成水合物的热力学和动力学条件，其中在热力学条件中着重介绍了管道中含水量对形成水合物的影响，结合两方面条件简要介绍了预防水合物的常用措施。     

海上高含蜡油田井筒清蜡周期预测图版建立及应用

渤海部分高含蜡油井投产后面临比较严重的井筒结蜡问题,现场作业人员一般根据生产经验确定清蜡周期,导致准确度低、清蜡作业成功率有限。根据海上油井生产管柱特征,以Ramey温度场计算数学模型为基础,结合井筒结蜡速率模型计算得到了井筒结蜡剖面,推导建立了电潜泵井清蜡周期预测方法,并进一步绘制了某油田A区块清蜡周期和清蜡深度预测图版。结果表明,清蜡周期随产液量的下降呈幂函数形式变短,随含水率增加呈指数函数形式增加。根据清蜡周期预测图版,预测3口井的清蜡周期分别为11 d、15 d、46 d,实际清蜡周期分别为8 d、12 d、39 d,预测结果与实际基本吻合。该方法同样适用于陆地油田自喷井确定清蜡周期和清蜡深度,对高含蜡电潜泵井、自喷井及时制定清防蜡措施具有借鉴意义。     

三种双子季铵盐缓蚀剂对钢片在气田采出水中缓蚀行为的影响

为获得缓蚀性能优良的双子咪唑啉季铵盐缓蚀剂,以3种不同的胺类化合物与环氧氯丙烷和硫脲为原料,合成了3种双子咪唑啉季铵盐缓蚀剂(甲硝唑双子季铵盐G1、不对称咪唑啉季铵盐G2和双咪唑啉季铵盐G3),采用化学浸泡失重法、电化学极化曲线及电化学阻抗谱(EIS)技术研究了3种缓蚀剂对X52钢在某气井采出水(矿化度34330 mg/L)介质中的缓蚀行为,考察了缓蚀剂浓度对缓蚀效率的影响,分析了双子季铵盐缓蚀剂作用机理。结果表明,缓蚀剂G1和G2为非对称结构,缓蚀剂G3为对称结构。3种缓蚀剂均表现出优异的缓蚀性能。在76℃下,随着3种缓蚀剂浓度的增加,X52钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效率增加。3种缓蚀剂缓蚀能力从强到弱的顺序为G3G2G1。3种缓蚀剂在X52钢表面的吸附缓蚀作用均满足Langmuir等温吸附曲线,吸附作用为物理吸附和化学吸附协同作用的混合型吸附模式。3种双子季铵盐缓蚀剂均为阳极抑制为主的混合型缓蚀剂,其在X52钢表面的成膜作用对双电层的影响较大。由于3种缓蚀剂分子结构及对称性的差异,影响了吸附过程中X52钢表面的覆盖度,导致了三者成膜行为和缓蚀性能的不同。图12表2参23