微气泡增效二元复合驱提高普通稠油采收率实验

针对普通稠油化学驱提高采收率技术现状,研究了一种化学驱油新体系。通过高效二元复合驱配方的筛选,微气泡的分散,构建了微气泡增效二元复合驱体系,分别从驱替普通稠油效果和有关机理方面展开了研究。结果表明,溶气法构建微气泡增效体系简单实用,形成的微气泡(平均直径26.7μm)能较均匀地分散于常规高效二元体系中,具有注入性好,提高阻力系数能力强,残余阻力系数高等特点。除存在一般二元复合驱的采收率机理外,微气泡产生的贾敏效应叠加以及微气泡对稠油的协同乳化携带作用,能显著增加体系的波及能力和洗油效率。在模型非均质条件下,微气泡增效二元复合驱提高普通稠油采收率的效果明显高于常规高效二元复合驱,可以再增加12个百分点。本文研究为普通稠油化学驱提供了较好的技术思路。     

原油黏度对稠油聚合物驱影响的实验研究

由于油藏条件、聚合物注入性以及经济性的限制,稠油聚驱允许的聚合物浓度往往难以达到报道的"最优值"。在聚合物浓度恒定或变化较小时,原油黏度增大对聚驱采收率的影响,将直接关系到聚驱在相对高黏度原油油藏的适应性。利用不同黏度的普通稠油样本,进行了大量的聚合物驱油实验,发现原油黏度对聚驱采收率的影响受聚合物使用浓度或水油黏度比的控制。在原油黏度:50～500mPa·s,水油黏度比:0.02～0.62的条件下,聚驱采收率随原油黏度的增大而减小。随聚合物浓度的增大,稠油聚驱采收率上升加快,50～500 mPa·s原油驱替用聚合物浓度应大于等于2 000 mg/L;同时,原油黏度越高,增加聚合物浓度带来的采收率增幅和经济效益越大。在幵联模型中,300mPa·s原油的聚驱替效率和剖面调整效果均差于50mPa·s原油,导致其聚驱采收率低于后者。     

油井堵水概念的内涵及其技术关键

为了解决油井堵水存在的问题,研究了油井堵水概念的内涵及其技术关键.油井堵水概念应有5个内涵,即:油井区块整体堵水,深部堵水,选择性堵水,不同来水堵水,与其他措施结合的堵水.这些内涵是相互联系的整体.油井堵水概念内涵的技术关键是:油井区块整体堵水须建立选井的决策原则;油井深部堵水须有深部堵剂及其放置方法和合理深度的决定方法;选择性堵水应使用选择性堵剂和选择性注入方法;应根据来水的特点控制不同形式的来水方法;组合堵水应根据油井堵水与其他措施的作用互补原则.应用这些内涵及技术关键,可使油井堵水成为提高采收率的重要措施.     

喹啉季铵盐二聚体吲哚嗪衍生物的合成与酸化缓蚀性能

开发新型、高效酸化缓蚀剂是油气井酸化技术的研究重点之一。氯化苄基喹啉（BQC）是一种常用的酸化缓蚀剂，其二聚体衍生物BQD具有更高效的缓蚀性能。而BQD实际上是由其前体物质BQC经分子间1，3-偶极环加成反应而得到的一种二聚体吲哚嗪衍生物。参照1，3-偶极环加成反应条件，分别由溴化苯甲酰甲基喹啉季铵盐（PaQBr）及溴化乙酸乙酯基喹啉季铵盐（EAQBr）成功地合成了溴化苯甲酰甲基喹啉二聚体吲哚嗪衍生物（Di-PaQBr）和溴化乙酸乙酯基喹啉二聚体吲哚嗪衍生物（Di-EAQBr），通过增强前体季铵盐中α-H的活性提高了衍生物的产率。采用高分辨质谱（HRMS）以及核磁共振（NMR）等技术确认了两种二聚体吲哚嗪衍生物的结构，并由此证实了由两分子喹啉季铵盐经1，3-偶极环加成反应得到二聚体吲哚嗪衍生物的反应机理。通过静态失重法对比考察了两种喹啉季铵盐与相应二聚体吲哚嗪衍生物的缓蚀性能。衍生物在90℃、15%盐酸中对N80钢的缓蚀性能均明显优于相应前体物喹啉季铵盐，说明当杂环碱季铵盐转化为其二聚体吲哚嗪衍生物后，缓蚀性能可得到显著提高。     

高炉煤气全干法除尘在南钢8号高炉上的应用

对高炉煤气全干法除尘在南钢8号高炉上的应用进行了总结,重点分析了使用过程出现的问题,并提出了部分解决方法。     

聚合物驱替液的抗盐保黏试验研究

由于聚合物的抗盐能力较差,在较高矿化度配聚水和较高矿化度地层条件下,聚合物溶液的黏度难以保持,影响了聚合物驱的波及能力和驱替效果。采用一种具有螯合作用的聚合物增稠保黏剂,在配聚时加入,可提高聚合物驱替液的抗盐能力,使聚合物溶液在较高矿化度的地层条件下,黏度也可得到保持,从而使波及能力和驱替效果得以保证。     

以丙酮作溶剂合成烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐

提出了用丙酮作溶剂，由烷基酚聚氧乙烯醚(OP—4)与氯乙酸(CEA)和氢氧化钠(NaOH)反应合成烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐(APEC—m，m为氧乙烯聚合度，分别为2、4、6、8)表面活性剂的方法，认为其反应历程是先碱化，再进行SN2亲核取代反应。采取原料配比n(OP—4)：n(CEA)：n(NaOH)=1：2：4和溶剂比n(Acetone)：n(OP—4)＝5：1，在45℃下反应4h，APEC-4产率达到85％。此方法与不加丙酮的方法相比，其APEG4的产率提高了15％，反应温度降低了40℃，反应时间减少了4h。模拟驱油实验结果表明，APEG-4具有较好的抗盐、降低油—水界面张力的能力，大幅度地提高了原油的采收率。     

聚合物驱后期油藏注采耦合技术提高采收率研究及应用

胜利油区适合化学驱的Ⅰ,Ⅱ类优质油藏资源已基本得到动用,化学驱资源接替难度大,设计应用聚合物驱后期油藏注采耦合技术,延长注聚项目经济有效期。基于物理模拟实验研究方法,采用可视化模拟驱替装置,研究聚合物驱后期油藏连续注采和注采耦合条件下聚合物驱液流波及范围和剩余油分布特征。结果表明:相比连续注采模式,注采耦合能够改变常规流线方向,更好地扩大液流波及体积,动用低渗透区域部分剩余油,达到提高采收率目的。以聚合物驱后期油藏孤东油田八区Ng3-4单元为例,建立以Ng32层为主的数值模型,开展注采耦合结构和实施周期数值模拟优化研究。研究结果表明,聚合物驱后期油藏注采耦合技术可有效改变已有老流线,扩大分流线波及范围,降低化学剂用量,进一步提高特高含水期油藏采收率,优化推荐注采耦合结构为一轮次与二轮次开井时间比例为1∶1的对称型结构,每轮次开井时间均为3个月,以指导聚合物驱后期油藏单元高效开发;优选10个井组实施矿场试验,试验结果表明,含水率回返趋势得到有效控制,月降低聚合物干粉用量约为10.8 t/月,吨聚增油值提高7.6 t/t,预测可进一步提高采收率1.7%。     

亚硝酸钠与氯化铵体系的反应特征

针对油田常用的亚硝酸钠和氯化铵自生氮气体系,通过常压/高压产气实验探究了不同因素对产气性能的影响。研究结果表明：反应物摩尔浓度比为1：1时,反应物浓度、氢离子浓度及温度越高,反应速率及产气量越高,反应初始压力对体系产气量影响较小。自生氮气反应的生热能力随着反应物浓度、氢离子浓度和初始反应温度的增加而增加,反应体系的峰值温度也随之升高。NaNO₂和NH₄Cl体系的反应动力学方程为dc/dt=-7.103×10⁷c（H⁺）^{1.329 1}c₀^{2.094 9}e^{（-51.28/RT）};NaNO₂和NH₄Cl混合反应中存在H₂N-NO和HN=NOH两种中间产物,NH₃与N₂O₃经S_N2亲核取代历程形成H₂N-NO的反应决定了反应速率,H₂N-NO转化得到的HN=NOH可自发分解生成最终产物N₂和H₂O。     

一种新型选择性堵水技术及其现场应用

采用分别以重铬酸盐十还原剂和有机铬酸盐为交联剂的两种聚合物铬冻胶为堵水剂，依据在温度75℃、矿化度19227mg／L条件下测绘的成胶时间等值图和突破真空度(强度)等值图选择冻胶堵水剂配方，要求冻胶强度达到Sydansk相对强度代码H级。将不同成胶时间的冻胶设置在高渗透条带不同住置，实施油井选择性堵水。1966年投入注水开发的胜二区22N169井，地层温度70～75℃，地层水矿化度16～17g／L，含Ca^2 Mg^2 385mg／L．到2003年3月已被水淹，但数值模拟得到的剩余油饱和度分布表明该井仍有生产潜力。采用上述堵水技术从油套环空注入堵水剂585m^3，其中近井地带(半径3～6m)64m^3，过渡地带(半径6～9m)107m^3，远井地带(9～16m)414m^3。使原油产量由1．3t／d增至9．6洲，含水由96．9％降至36．0％，到2003年10月该井仍处于增产有效期。图6表1参6。