西峰-合水地区长8油层压裂工艺技术研究

在分析总结西峰-合水地区延长组长8油层前期勘探开发成功经验与认识的基础上，围绕提高单井产量这一中心目标。在室内评价、优化设计、现场试验、效果跟踪分析等方面开展了大量的工作，取得了较好的效果，初步形成了与该区长8储层地质特点相适应的主体改造技术及配套技术体系。     

聚丙烯酰胺交联剂酚醛树脂添加剂的筛选

考察了作为部分水解聚丙烯酰胺交联剂酚醛树脂中添加剂对其交联效果的影响,结果表明,对于添加有各种添加剂的酚醛树脂用量为2.0％时其交联效果最佳;合成酚醛树脂时加入不同的添加剂,对HPAM和酚醛树脂的交联有不同程度的影响.添加剂的作用联效果依次为间苯二酚＞三聚氰胺＞水杨酸＞乙醛,所形成的胶液粘度在考察的时间内是稳定的.     

基于小型测试对压裂地质特征分析的现场施工

为了提高长庆油田低孔、特低渗、低压油藏压裂规模,优化施工参数,获得较好的压裂效果,采用FracproPT10.2压裂软件对长庆董志、姬塬油田低渗储层3口探井实施的活性水、压裂液测试压裂进行了解释分析,结果显示该区储层岩石具有破裂压力和闭合应力低、近井筒弯曲摩阻小的岩石力学性质,停泵后裂缝中的净压力小,裂缝延伸不明显等力学特征及储层特低渗、滤失系数小等地层特性。依据对储层压裂特征的认识及分析获得的参数,对3口井的施工设计进行了优化及现场实施,压后试油日产分别为33.9 m3、26.5 m3和17.5 m3,成为长庆油田2005年的3口高产井,为探井压裂进行储量评估和该区以后水力压裂设计提供了重要依据。     

西峰油田压裂液腐败原因分析及对策

西峰油田在夏季普遍存在压裂液腐败的问题，严重影响了井下作业的施工进度，造成了液体的浪费和施工质量不能保证。通过对压裂用水进行水质分析得出，压裂液腐败变质主要原因是压裂液配液用水中含有大量的细菌，在此基础上开发出了委铵盐双阳离子-醛类复合型无泡沫压裂液杀菌剂CJSJ-2，并对CJSJ-2杀菌剂进行了室内评价。结果表明，CJSJ-2于30℃下放置72h，黏度损失率小于5%，具有较好的杀菌效果；无泡沫杀菌剂CJSJ-2现场配制简单，不影响液体质量，并且有利于增强CF-5D助排剂产生泡沫的携液量，利于提高压裂液返排率，有效地防止了由细菌引起瓜胶的降解，从而减少了压裂液的损失。     

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长庆气田为低压、低渗气藏，压力系数低、非均质性强，气藏类型复杂，压裂液对储层容易造成伤害。为了降低伤害，在地质特征分析的基础上，对压裂改造中引起储层伤害的因素进行了分析研究。通过岩心伤害流动实验、电镜对比分析、压裂液残渣粒径分析等室内实验研究认为，储层压力系数低、稠化剂的大分子集团对储层造成的伤害是引起伤害的主要因素，而储层的敏感性伤害、压裂液残渣的伤害虽对储层造成一定的影响，但并不是造成伤害的主要因素。在伤害因素分析的基础上，还阐述了目前在长庆低压、低渗气田应用的CO₂压裂和液氮全程伴注技术取得了较好的效果，特别是液氮全程伴注技术已得到了较大范围的应用，排液周期进一步缩短、返排率显著提高，压后不能及时喷通的井明显下降。同时结合压裂液伤害的主要因素，提出了压裂液发展的新技术思路。     

华庆油田一套井网两层开发水质配伍性与阻垢技术研究

华庆油田属特低渗油田,为有效提高效益,在开发过程中采用一套井网延长组长6、长8两层开发,地层水之间、注入水与地层水之间的配伍性与阻垢技术研究是油藏开发面临的首要问题。通过水质配伍性分析认为,长6、长8层水之间结垢以碳酸钙为主,结垢量在50-100 mg/L,注入水与长6、长8层水之间以硫酸钡锶垢为主,结垢量在80-490 mg/L。研究筛选出TH-60阻垢剂针对硫酸钡垢,阻垢率达60%以上,现场试验5个增压站,有效遏制了集输管线结垢趋势。     

长庆油田丛式井组套管的阴极保护

根据长庆靖安油田近年来８７个丛式井组３６５口油水井的套管阴极保护实践,介绍了斜井套管阴极防腐蚀工艺,探讨斜井条件下采用电流控制实现平衡井口电位的方法,取得了较好的防护效果。     

水力空穴射流在油田输油管线清垢中的应用

油田地面集输管线在输送原油过程中,存在比较严重的结垢趋势,影响原油的正常流动和输送成本的提高,结垢严重时堵塞管线,甚至更换管线.通过对水力空穴射流清垢技术研究,在长庆油田进行了7条井组输油管线的清垢,能彻底清除附着在输油管壁的坚硬、酸不溶硫酸钡锶垢,清垢过程具有安全、彻底、速度快、无环境污染等特点,对油田集输管线清垢有...     

低分子量合成聚合物压裂液研究

研发了以低分子量合成聚合物PY-1为稠化剂的交联冻胶压裂液。PY-1含有酰胺基团,增稠能力强,0.35%水溶液的黏度为27 mPa.s。以可生成多核羟桥络离子的两性金属盐NT-2为交联剂。实验压裂液的基液为0.35%PY-1+0.3%助交联剂+0.3%防膨剂+0.5%助排剂,交联液为1.5%NT-2+0.15%交联协调剂,聚交比100∶8。该压裂液在80℃、170 s-1剪切90分钟仍保持黏度~100 mPa.s;在70℃1、70 s-1剪切30和60分钟时,n′和K′值变化不很大;70℃滤失系数为8.35×10-4m/min1/2;70℃破胶后实测残渣含量仅22.7 mg/L;加入0.06%APS后,70℃、1小时破胶液黏度2.65 mPa.s;当地温为60~70℃时,APS的加量为0.06%~0.15%;破胶液表面张力25.14 mN/m,界面张力2.54 mN/m;破胶液对于标准黏土的防膨率为68.3%。简介了用PY-1压裂液在长庆低渗油田井深2000 m、地温70℃的2口新井实施压裂的良好结果。图1表4参3。     

8字形圈--气缸活塞密封的换代产品

8字形圈是近年来新开发的一种气缸活塞用双向往复密封圈 ,它的截面形状象一个 8字 ,其外径部分呈 0形圈状 ,内径部分呈一梯形 ,中径部分呈一矩形 ,和传统的汽缸用密封如 :0形圈、Ｙ形圈系列(ＱＹ、ＫＹ、ＺＹ形圈 )相比 ,具有如下优点 :1　摩擦力小寿命长气缸的工作介质是压缩空气 ,润滑条件较为恶劣 ,在相同润滑条件下做往复运动时 ,各种密封圈的适应情况是不一样的。 0形圈在往复运动时能保持较厚的油膜 ,动摩擦力小 ,因而密封圈不易磨损。但 0形圈在沟槽中呈压缩状态对气缸壁的压力较大 ,容易发生局部来回扭拧导致折断。Ｙ形圈系列是高低…