小型化水质改善技术在海上油田的应用

针对海上某油田注入水长期不达标的问题,在生产水水质分析与认识的基础上,结合平台具体条件,制定了紧凑型旋流溶气气浮(CDFU)+两级精细过滤,并辅以水处理药剂的小型化水质改善工艺。CDFU具有结构简单、占地面积小、摆放灵活、抗波动性强等特点,可有效克服平台空间限制、来水波动大的难题;高效水处理药剂能够解决生产水中高含量H_2S导致的水质发黑问题。该工艺在现场应用中取得良好效果,出水水质平均ρ(油)4.25mg/L,平均ρ(悬浮物)0.45mg/L,平均粒径中值1.35μm,满足A2回注水指标要求,工艺可行性得到验证。该小型化水质改善技术的试验成功对于海上油田含硫生产水处理具有重要的借鉴意义。     

渤海稠油油田适度出砂对储层物性影响实验研究

适度出砂开采是提高稠油油井产能的一种有效手段,为了深入认识稠油出砂开采的增产机理,以渤海某稠油油田砂样为研究对象,通过室内实验开展了适度出砂对储层物性影响研究。实验结果表明:地层适度出砂能显著改善储层物性,在一定范围内,出砂量越多、出砂粒度分布越均匀、出砂粒径越小,储层物性改善程度越大;泥质对储层渗透率的影响远比细粉砂大,泥质排出程度越高、岩心渗透率改善程度越大。本文研究成果可为渤海稠油油田出砂开采提供理论依据。     

降粘解堵型清洗体系在渤海油田的研究与应用

渤海稠油油藏原油粘度高、胶质沥青质含量高,易在筛管及近井地带处形成有机垢堵塞,导致渗流通道减小,降低油井产油量。针对稠油中有机垢堵塞导致产量下降问题,研制出适合稠油油藏的降粘解堵型清洗体系HC-1。HC-1由优选后溶剂油为主剂,添加一定量表面活性剂、高效降粘剂和互溶剂研制而成,并采用沥青质溶解速率仪、马尔文3000激光粒度仪和岩心流动试验仪等,测试HC-1溶沥青速率、分散性、降粘率、洗油率及储层保护性能。结果表明：20%降粘解堵型清洗体系HC-1溶解沥青速率为2.95 mg/（mL·min）,对原油降粘率为97.37%;体系水溶液乳化分散成纳米和微米级别液滴,乳状液粒径体积粒度中值D_v50为175 nm;对原油清洗效率为97.11%,岩心渗透率恢复值为96.92%,对原油清洗和储层保护性能良好。降粘解堵型清洗体系在L油田修井过程中现场应用3井次,清洗后油管外壁无油污,作业后日产油量为作业前的1.19～1.76,应用效果显著。     

驱油用醇醚羧酸盐的合成与表征

以聚氧乙烯烷基醇醚为原料，利用羧甲基化法合成了驱油用醇醚羧酸盐。用两相滴定的方法测定其产率，并通过核磁共振、红外光谱等方法对原料及产物进行表征。优选出的最佳合成条件为：以乙醇为溶剂，氯乙酸钠和氢氧化钠分别分2次加入，取代时间为4h,取代温度为60℃,聚氧乙烯烷基醇醚、氯乙酸钠和氢氧化钠物质的量比为1∶2∶4。     

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。     

自生热修井液的评价及应用

渤海稠油油藏油井在开发生产过程中,近井地带存在有机与无机的复合堵塞,以胶质、沥青质等重质组分的有机堵塞为主,此外随着开发时间的延长,地层压力系数在逐渐减小,常规检泵作业过程中漏失逐年严重,加剧了复合堵塞的程度,针对此类情况,研发了一套自生热修井液体系,该体系具有"热、调、洗、溶"综合功能,适用于解除重度有机垢、微量无机垢形成的复合堵塞。论文重点针对自生热修井液体系的作用原理开展了实验评价,实验结果表明,在引发温度60℃的条件下,体系的峰值温度高达135℃,峰值压力高达6.1 MPa,体系综合洗油效率为94%,体系中1 kgYG-A可溶解无机垢CaCO_3和MgCO_3分别为42 g和69 g。截至目前,自生热修井液体系在渤海油田累计应用约25井次,均在检泵作业期间施工作业,措施成功率高达80%,自生热修井液的应用前景广阔。