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     

耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP的合成及性能

针对目前乳化降黏剂在稠油油藏化学驱和压裂采油过程中存在耐温抗盐性差的问题,以双酚AF(BPAF)、对羟基苯磺酸(PHSA)和辛基酚聚氧乙烯醚(OP-10)为原料,采用两步三段法合成了一种耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP,以耐温抗盐性、降黏性为指标,优化了降黏剂AFOP的合成条件,利用IR、GPC对AFOP的结构进行了表征,考察了在高温高盐情况下降黏剂AFOP对几种稠油的降黏效果,并与油田用降黏剂在高温高盐下的降黏效果进行了对比。研究得出AFOP最佳合成条件为BPAF、PHSA和OP-10的摩尔比为1∶4∶6,羟甲基化阶段碱性条件下在80℃下反应1.5 h,酸性条件下在80℃反应3 h,最后在100℃下缩聚反应6 h。在矿化度为8246 mg/L的模拟盐水体系中300℃下高温老化24 h后,质量分数1%的AFOP溶液与稠油间的界面张力仍能达到10-1mN/m数量级,油水比为7∶3时对渤海稠油的降黏率仍能保持在98%以上。乳化降黏剂AFOP具有优良的抗盐耐温性能,能够满足海上高温高盐油藏稠油开采的需要。图3表4参23     

渤海油田分层注水井电缆永置智能测调关键技术

为了解决渤海油田常规分层注水中单井测调占用平台时间长、测调效率低,以及水平井和大斜度井适应性差等问题,研究了分层注水井电缆永置智能测调技术。将温度、压力、流量等测试单元集成于智能测调工作筒中,以电缆为传输电能和数据的介质,实现地面控制多口井、多层水嘴的连续开关,实时监测井下数据,形成了一套适用于海上油田的智能测调技术。38口井的应用实践表明,采用分层注水井电缆永置智能测调技术可大幅提高测调效率,缩短作业时间和减小作业空间,解决海上大斜度井、水平井测调难题。研究认为,该技术可为渤海油田经济、高效开发提供支持。      

小通径注水井测调一体化分注技术研究及应用

目前渤海油田小通径分层注水井内通径仅82.55 mm,该通径的分注井只能采用常规分层注水工艺,存在分注层数受限、测调效率低、占井时间长等问题,不满足当前精细注水的需求。为此,开发设计了针对渤海油田小通径注水井的验封测调一体化分注工艺技术。该技术突破注水层数限制,可实现一趟电缆下入,实时监测井下不同注水层位的温度、流量与压力,并进行水嘴实时调控。现场应用结果表明,该技术一次验封测调成功率达97.3%以上,分层验封效果可达90%以上,分层配水合格率在95%以上,取得了较好的应用效果,解决了小通径注水井的多层分注、高效测调、水井测试等问题,满足了海上油田小井眼小通径注水井精细化注水的开发需求。     

水平井化学机械组合堵控水工艺及管柱分析

筛管完井方式下的水平井出水治理一直是油田开发生产中的难点。常用的化学堵水工艺成功率低,中心管柱控水能力有限且有效期短。综合考虑化学堵水与中心管柱控水的特点,提出一种集成ACP环空化学封隔、定点化学封堵、中心管控水3种工艺技术于一体的堵、控水新工艺。针对目标井实际情况改进工艺管柱,可利用一趟管柱实现ACP管外化学环空封堵分段,化学堵剂定点封堵及中心管控水的组合治水方式,既能大幅降低现场作业时间及成本,又能有效确保工艺效果。现场试验效果显著,有效期超过8个月。     

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。     

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。