活性调堵剂WH-1性能评价

由于海上油田的特殊完井方式及调剖剂以聚合物凝胶为主,导致注入压力过高,出现注不够、注不进的现象,影响调剖实施效果。为降低注入压力,选用活性聚合物HX-PAM为主剂,水溶性酚醛树脂SG-1为交联剂,辅助添加剂WL-1控制成胶时间与强度,研发了注入性良好的活性聚合物调堵剂WH-1,并考察了WH-1的成胶性、稳定性、注入性、封堵性。性能评价结果表明,WH-1成胶时间为1～5 d,成胶强度(1～10)×10~4 mPa·s;WH-1的长期稳定性良好,75℃下储存180 d后体系保持完好,无脱水现象;WH-1封堵性能良好,封堵率大于90%;相同条件下,注入压力比常规堵剂的注入压力低35.0%。     

稀油反洗防井筒有机垢堵塞方法研究及应用

渤海JX1-1油田2D井区油井自投产以来频繁发生井筒有机垢堵塞现象。为了改善油井生产状况，开展了井筒治理对策研究，首先对2D井区原油组分及物性进行分析，然后对现场取得的有机垢的流变性、组分和元素组成进行实验分析。结果表明，2D井区原油为中等含蜡的普通稠油，析蜡点较高，兼具结蜡和沥青质沉积风险。有机垢主要为沥青质和其他的油质组分组成，且有机垢经高温预处理再重新冷却后其流变性将变得更差，因此常规热洗效果较差。借鉴掺稀采油技术，考虑利用邻井稀油反洗溶解分散2D井区井筒有机垢。通过井口采油树将B8井稀油直接导入B25井油套环空进行反洗，B25井在实施稀油反洗防井筒有机垢堵塞措施后，产油量增加27.5%，有效期达1年以上。现场实践证实，稀油反洗可以有效预防稠油井的沥青质沉积、结蜡等有机垢堵塞，对相似油田和区块具有一定的推广价值。     

暂堵酸化技术在渤海油田注水井的应用

对渤海油田暂堵酸化所使用的水溶性暂堵剂SZD-01进行了暂堵颗粒稳定性试验、暂堵颗粒水溶性试验、调整暂堵颗粒粒径试验和暂堵效果模拟试验,提出了暂堵酸化技术的选井原则及实施暂堵酸化技术的工艺程序。暂堵酸化技术在SZ36-1油田C4井的先导试验成功应用为其在渤海油田大面积使用提供了保证。截止2009年12月底,已推广应用了55井次,工艺成功率100%,效果显著。     

调剖用乳液聚合物交联体系的研究与性能评价

乳液聚合物是在线调剖技术中的一类体系,室内实验通过将乳液聚合物与4种交联剂交联,测定体系的热稳定性、耐盐性、抗剪切性、封堵性等指标。室内实验结果发现,交联体系成胶时间2至5 d可控,成胶强度可达10×104 mPa·s;50～90℃范围内均可以成胶,4种体系耐Ca2+/Mg2+能力不低于1 000 mg/L。凝胶具有较好的耐温抗盐性能,岩心模型封堵率可达98.7%。矿场试验表明,该凝胶体系具有施工可靠性强的优点,增油达5 600 m3。     

筛管完井水平井梯度智能控堵水试验研究

海上油田水平井多数采用筛管完井防砂,筛管与井壁之间存在轴向窜流,为解决水平井找水、分段控堵水难题,通过室内水平井控堵水模拟装置,开展基于电控阀控水管柱的梯度智能控堵水试验研究,分别测定筛管外环空化学封隔器(ACP)封隔强度、凝胶堵剂封堵率。结果表明:ACP每米环空抗压强度p2 MPa,凝胶堵剂封堵率f为95. 79%,封堵后,高、低渗透层出现"剖面反转现象",使原来产液少的低渗透管分流量Q由封堵前的9%上升至80%,超过了高渗透管的产出,低渗透管得到了较好动用,说明梯度智能控堵水技术具有较好堵水效果。     

渤海Q油田三种不同驱油体系传输运移能力对比研究

为筛选出更适合渤海Q油田的驱油体系,在模拟油藏条件(温度63℃,地层水矿化度4 500 mg/L,脱气原油地面黏度75 mPa·s)和驱油体系在进入油藏前受到炮眼剪切作用下,利用流变仪、动静态光散射仪、化学驱物理模拟装置等设备,分析交联聚合物微球(WQ)、聚表剂(HG)两种驱油体系的分子结构、溶液性能以及在岩心中的传输运移能力,并与普通聚合物(HPAM)进行比较。实验结果表明,三种驱油体系的传输运移能力大小排序为:HPAMHGWQ。     

酸化体系中石英的稳定性实验研究

利用X'Pert PR0 X-射线衍射分析仪和分光光度仪.系统地评价石英在一定温度下与常见酸体系反应的化学行为.重点分析酸液中可溶硅离子浓度变化特征及影响因素.研究表明.石英与HF、土酸反应快速强烈,前2h硅离子浓度波动大,是硅质沉淀形成的主要时期,与氟硼酸体系反应慢,达最大反应强度需12h.酸蚀后矿物结构无明显变化,...