无机颗粒堵剂悬浮性及悬浮机理研究

针对无机颗粒堵剂在注入过程中悬浮性较差的问题,通过对4种添加不同悬浮剂的无机颗粒堵剂的析水体积、沉淀体积的分析来评价不同类型悬浮剂的无机颗粒堵剂的悬浮性,得出黄原胶(HJ)和Na_2SiO_3有较好的复配作用,HJ/Na_2SiO_3复合悬浮剂(0.48%)对无机颗粒堵剂的悬浮效果较好,体系的中部密度减小值仅为不加悬浮剂体系的三分之一,HJ/Na_2SiO_3复合悬浮剂体系可有效增强体系的悬浮稳定性。结合斯托克斯沉降公式和悬浮体系中部密度的变化研究了无机颗粒堵剂体系的悬浮机理。     

管内高压智能封堵机器人

为满足国内管道快速维修的需要,开展了管道智能封堵技术研究。在介绍管内智能封堵机器人的封堵作业流程后,描述了封堵机器人的结构组成,包括双向清管式封堵单元、远程控制系统和地面控制中心,给出了主要技术参数。随后简要介绍和分析了封堵机器人的性能试验情况,包括通过性能试验、双向通信和压力试验以及解封试验。试验证明封堵机器人可在一段管道内实现多次封堵和解堵作业,大大缩短管道停输时间,且操作简单,封堵性能良好,能够封堵20MPa的高压,无渗漏。该智能封堵机器人的研制成功为国内管道维抢修技术提供了补充。     

土库曼斯坦亚速尔地区盐膏层及高压盐水层钻井液技术措施

土库曼斯坦亚速尔哲别油田2230～2860m存在多套盐膏层及高压盐水层,矿化度高、安全密度窗口窄,施工难度极大。研究应用了钙处理的复合盐水钻井液体系,利用对钻井液的钙处理提高了抗高浓度钙镁离子污染的能力,保证了钻井液性能的稳定;应用近平衡压力钻井技术与随钻堵漏技术相结合,使用延时膨胀堵漏技术为主的复合堵漏技术较好地解决了井漏及安全密度窗口窄的难题。现场顺利完成了4口井的施工,为以后该地区钻井施工的顺利进行提供了技术保障。     

交联聚合物微球的制备及岩心封堵性能研究

通过反相微乳液聚合,得到一系列交联聚合物微球,利用岩心驱替等方法对孤岛污水配制的交联聚合物微球体系的封堵能力进行了研究,考察了岩心渗透率和聚合物浓度对封堵性能的影响,并利用不同浓度聚合物进行了岩心驱油实验。实验结果表明:所合成的交联聚合物微球能够溶于油田污水,不会出现絮凝现象;该交联聚合物微球可以进入岩心内部吸附、滞留、聚集并形成封堵;岩心驱油效果显示污水配置的交联聚合物溶液能够较好地提高采收率,可将模拟油的采收率提高14%～15%,不同浓度溶液对采收率大小没有影响,但浓度大时驱油速度会提高。     

用于钻井堵漏的特种凝胶屈服应力研究

特种凝胶是一种处理钻井恶性漏失的堵漏剂,其屈服应力与凝胶的可泵性、施工管线的安全性和在地层的堵漏效果等密切相关。为此,采用先进的HAKKE RS6000流变性锥板系统及锯齿板系统研究了特种凝胶（ZND-2）的屈服应力,分析了稳态方法和动态方法测试之间的关系,并与钻井液常用屈服应力评价方法的结果进行了对比,还分析研究了屈服应力恢复与时间的关系。结果表明,选用控制应力模式的应变-应力双对数曲线拐点和应力扫描测试的线性黏弹区与非线性黏弹区界限能够准确的获取凝胶的屈服应力,凝胶屈服应力在温度低于50 ℃时随温度增加而小幅增加,屈服应力在剪切作用停止后恢复速度快,是有利于堵漏成功的因素。     

雁木西油田堵水技术研究与实践

雁木西油田油藏厚度大,储层为中孔中渗至中孔高渗,非均质性较为严重,注水开发后,注入水沿高渗透层锥进,造成注入水波及体积小,严重影响了注水开发效果。针对雁木西油藏物性条件及注水开发现状,通过大量的配方筛选和模拟试验,研究出了YM-1高强度颗粒堵剂和树脂强凝胶堵剂。通过室内模拟试验和现场3口井的应用说明,这两种堵剂有效封堵了高渗透层,耐冲刷能力强,现场应用性能较好,改善了雁木西油田注水开发效果。     

富马酸高级醇酯-醋酸乙烯酯共聚物的制备及其对柴油低温流动性能的影响

以C8～18富马酸高级醇酯(FA)和醋酸乙烯酯(VA)为原料、过氧化苯甲酰(BPO)为引发剂,共聚合成了FA-VA共聚物(PFA),并将其作为柴油降凝剂。在温度80℃、w(BPO)=1%(基于原料)、n(VA)∶n(富马酸十二醇酯)=3∶1的优化条件下,合成了富马酸十二醇酯-VA共聚物(PFA-12)降凝剂。通过对加入PFA降凝剂的大庆原油产-20#柴油的凝点和冷滤点,考察了PFA的降凝效果。实验结果表明,当PFA-12降凝剂在-20#柴油中的质量分数为0.1%时,PFA-12降凝剂可将柴油的凝点降低18.0℃、冷滤点降低7.0℃;将PFA-12、富马酸十四醇酯-VA共聚物、富马酸十六醇酯-VA共聚物、富马酸十八醇酯-VA共聚物4种降凝剂按质量比16∶2∶2∶2进行复配得到的复合降凝剂,可将柴油的凝点降低22.0℃、冷滤点降低8.0℃。     

油井两段塞堵水技术

本文针对孤岛油田高含水油井堵水问题,开展了交联聚合物+改性干灰砂堵水技术研究。通过对两段塞的堵剂性能以及岩心封堵实验的评价,确定了冻胶及改性干灰砂的配方,同时优化了现场条件下的施工参数及工艺流程。室内实验结果表明:交联聚合物堵剂封堵率达到92.3%以上,且性能稳定;无机交联堵剂制备岩心渗透率高,耐冲刷性能好,酸处理后可进一步提高岩心的渗透率,抗压强度高达3.77 MPa,60℃下的初凝时间约为3 h左右。采用油井两段塞堵水技术将聚合物冻胶和无机交联剂干灰砂堵剂按体积比20:1注入,前后两个段塞有机组合达到油井堵水防砂的目的,现场实施了5口井,单井平均增油1191 t,有效期11个月,效果明显。     

孔隙-裂缝性漏失层防漏堵漏技术

本文针对LZ地区地质特征,在分析钻井井漏的基础上,以架桥性材料有机智能可变形堵漏剂SY-5和膜承压材料双膜承压处理剂SY-20复配,探讨既能封堵孔隙-裂缝性地层漏失,又能适当提高地层承压能力的钻井液技术及施工工艺。实验结果表明:加入SY-5和SY-20后,钻井液的流变性能变化不大,但降滤失性能明显提高,加入1.5%SY-20+2.5%SY-5后,钻井液的API和HTHP滤失量分别从20.0 mL和38 mL降为8.5 mL和14 mL;SY-5与SY-20复配使用后能有效建立封堵膜,而且一旦形成就不会有钻井液漏失,砂床的承压强度由0提高到10 MPa,岩心承压强度由3.2 MPa提高到25 MPa。使用该技术在LZ地区孔隙-裂缝性发育的易漏失井段进行现场应用,安全钻井液密度由1.10 g/cm3提高到1.20 g/cm3,显著提高了地层的承压能力,解决了LZ地区沙河街组生物灰岩地层漏失技术难题。表3参3     

卫95块HSG-1油藏流体流向控制技术

油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度的加剧,平面上剩余油分布更加零散,措施挖潜的余地小,难度大,产量递减快。卫95块多轮次调剖后,I类油层的增油潜力越来越小,Ⅱ、Ⅲ粪油层受调剖污染,注水井吸水厚度逐渐减少,层间矛盾加剧,调剖措施效果逐年变差。调剖后注水压力上升,甚至注不进水,但吸水剖面改善不理想,启动新层的效果变差。因此,在卫95块开展以HSC—1油藏流体流向控制技术为主导技术的区块深部液流转向,试验5个井组．工艺成功率100％,区块自然递减降低5．6个百分点,PI值提高了2MPa,井组累计增油量1430t,平均井组增油量286t,自然递减得到了有效控制,区块开发形势好转。该技术可以改善区块水驱开发效果,减缓递减,保持持续稳产,并为下一步在该区块及类似特高含水油藏区块开展此项工作提供新的思路和方法。