海上稠油乳化堵塞解除技术研究

针对海上稠油油井乳化堵塞问题,室内分析了胶质、沥青质含量对原油油包水乳状液的影响,通过静态实验,考察了防乳破乳体系对稠油的防乳、破乳性能和油溶性降黏体系的溶沥青质能力、降黏性能;通过动态驱油实验,考察了两种药剂的解堵降压效果和驱油效果。实验结果表明,原油中的胶质、沥青质是稠油形成油包水乳状液的天然乳化剂,且含量越多,乳液越稳定。浓度为0.5%防乳破乳体系的防乳率为83%,破乳率为89%,具有良好的防止和解除乳化堵塞的能力;浓度为5%的油溶性降黏体系的降黏率为90%,溶沥青质速率为3.20 mg/(m L·min),可快速溶解稠油中的沥青质,降低原油黏度。动态驱油实验表明,油溶性降黏体系与防乳破乳体系可降低注入压差0.8 MPa,约为原压差的30%,驱油效果表明,两种体系的加入可使其驱油效率提升5%。化学体系可有效解除稠油乳化堵塞的问题,同时还可进一步提高洗油效率,加快采收速度,提高采收率。     

渤海稠油热力吞吐用耐温抗盐化学体系的室内实验研究

筛选、复配出适用于渤海稠油热力吞吐用耐温抗盐化学体系,该体系由磺酸盐类甜菜碱两性表面活性剂LHSB、苯磺酸盐类阴离子表面活性剂ABS及抗盐辅剂A组成,体系各组成浓度为0.3%LHSB+0.2%ABS+0.05%抗盐辅剂A。室内实验表明,该体系可耐温200℃,耐NaCl容忍度30000mg/L、CaCl_2容忍度1000mg/L。经过200℃老化6h后,该体系50℃下与渤海稠油的界面张力为0.097mN/m,相对于原油与地层水的界面张力降低了99.2%。与煤油浸润后的模拟岩心之间润湿角为8°,可使岩石表面由油湿转变为水湿。在剪切速率16.2s~(-1)、实验温度50℃下考察不同油水比下的降黏率,随着含水率的增加,该体系可形成比较好的水包油乳状液,体系降黏率达到98%以上,低含水率下亦不发生反相乳化。弱动力下,原油与体系即会发生乳化,静置1h后分层脱水,说明体系乳化分散效果好。该体系静态洗油率达20%。200℃下驱替效率达61.3%,相对于水驱可提高11.5个百分点。     

基于 Algor 有限元软件的杆管偏磨研究

运用Algor有限元软件对抽油杆柱和油管进行实体建模和网格划分,以抽油杆柱力学规律和运动模型为基础,建立了抽油杆柱仿真运动模型,以抽油机悬点运动规律、抽油杆柱下端（泵柱塞）受力和杆柱沿程重力分布为约束条件,计算分析了在一个抽汲周期内不同时刻抽油杆柱沿程径向位移分布规律、最大径向位移和中性点分布特征,对比分析了扶正器安装前后抽油杆柱径向位移的变化,为防偏磨扶正器安装设计提供理论依据;以油井的现场偏磨情况与理论仿真结果进行对比分析,验证了仿真结果的正确性。     

稠油热水驱用耐温纳米冻胶堵剂室内研究

针对稠油热水驱水窜问题,研究了一种耐温高强度且具有长期稳定性的环保型纳米冻胶堵剂,并从微观形貌、冻胶中水相存在状态角度分析了纳米二氧化硅增强冻胶稳定性机理,对其封堵性能进行了评价。结果表明：最优冻胶组成为0.5%（质量分数）阳离子丙烯酰胺类共聚物+0.1%（质量分数）潜在醛类交联剂/苯二酚类交联剂(A/B)+0.3%（质量分数）硫代尿素类除氧剂+0.5%（质量分数）纳米二氧化硅,冻胶采用潜在醛类交联剂/苯二酚类交联剂作为交联剂,毒性小,安全环保,150℃下冻胶成胶强度0.094 MPa,180 d脱水率小于3%,成胶强度高,稳定性长;冻胶微观结构是带有小孔的板状结构,孔洞中结合水含量较少,同时,纳米二氧化硅的加入使得冻胶的结合水含量上升,这说明纳米二氧化硅可以提高冻胶的亲水性,抑制冻胶脱水;150℃老化2 d后冻胶的封堵率高于98%,耐冲刷性能和长期封堵性能显著。该研究对于提高稠油热水驱开采效果具有重要意义。     

纵向双层缝洞油藏橡胶颗粒调流适应性

为解决纵向双层缝洞油藏地层强非均质性引起的油井暴性水淹和产量递减等问题,利用一种新型橡胶颗粒调流剂,通过有机玻璃刻蚀模型微观驱替实验,进行纵向双层缝洞油藏水驱规律和注入参数优化研究.结果表明,油水两相流动时,固体介质对流体流动的阻力几乎为零,而重力作用表现突出,因此纵向双层缝洞油藏经注入水驱替后仍然存在大量连通性较差的...     

海上热采注热管柱可下入性分析

随着海上热采注热管柱新工艺新工具的不断使用,管柱结构日趋复杂,且海上热采井多为水平井或大斜度井,热采注热管柱下入过程中,易发生刚性工具几何遇卡、因摩阻增加导致的管柱屈曲变形等下入过程受阻问题。为此,根据较大狗腿度管段处注热管柱与井眼的几何关系,建立了管柱的几何通过性模型;由注热管柱下入过程中的受力情况,建立了考虑管柱刚度的力学计算模型。根据建立的模型,以现场一口热采井为例,计算分析了现有热采注入管柱的可下入性,研究结果表明,该模型具有较高的准确性,为实现管柱的优化设计和保证注热管柱的可下入性提供了重要的理论依据和现场指导意义。     

耐温耐盐稠油降黏体系的研制与应用

渤海某稠油油田原油黏度大,胶质沥青质含量高,地层水矿化度较高,且油井完井方式为常规完井(管柱耐温≤120℃),热采吞吐温度受限,效果一般。为提高稠油常规井开采效果,室内研制了热采吞吐用耐温耐盐稠油乳化降黏体系CY-02,该体系由磺基甜菜碱类两性表面活性剂LHSB、以改性聚醚为主要成分的非离子表面活性剂PFC-1组成,正交实验确定其最佳配比为2∶1。考察了该化学体系的静态性能(耐温耐盐性、乳化降黏性能、乳液稳定性、界面张力、润湿性)和动态驱油效果。研究结果表明,该体系耐温≥120℃,NaCl容忍度40000 mg/L,CaCl2容忍度1500 mg/L;体系120℃老化24 h后仍具有良好的界面性能,在油水比7∶3时,可形成稳定的乳状液,50℃下体系对稠油的降黏率达98.8%;低含水率下亦不发生反相乳化;体系与原油的界面张力为10-2mN/m数量级;体系在煤油浸润后的模拟岩心表面的润湿角为10°,可使岩石表面由油湿转变为水湿;120℃下动态驱油实验表明,该稠油降黏体系对稠油驱与单独水驱相比,采油速度更快,最终采收率提高10.65%。渤海某稠油油井的现场施工效果表明该稠油降黏体系取得了良好的应用效果。图4表4参15     

季铵盐阳离子聚合物防膨剂对 W/O乳状液稳定性的影响

为揭示季铵盐阳离子聚合物防膨剂对热采稠油乳状液稳定性的影响规律,根据南堡35-2油田热采现场采出液特征,采用高温高压可视相态釜模拟配制油包水乳状液,研究了季铵盐阳离子聚合物防膨剂对油水界面张力、界面剪切黏度及乳状液表观黏度和破乳脱水率的影响。结果表明,随着防膨剂浓度的增大,油水间的界面张力降低,界面剪切黏度增大;防膨剂浓度一定时,随着剪切速率的增大,界面剪切黏度增大并最终趋于稳定。温度对乳状液体系的性能影响较大:防膨剂在55℃时几乎对原油的乳化不产生影响,防膨剂溶液与原油形成的乳状液不稳定;在乳化温度为100℃和150℃下形成的乳状液稳定性高,且其表观黏度随防膨剂浓度的增大而增大;防膨剂浓度一定时,随着乳化温度升高,乳状液的表观黏度明显增大,脱水率降低,150℃时含0.5%~10%防膨剂乳状液的脱水率均为0,稳定性良好。季铵盐阳离子聚合物防膨剂能降低油水间的界面能,提高界面膜强度,增加W/O型乳状液的稳定性。     

海上油田水平井蒸汽驱工艺研究与先导试验

为探索海上非常规稠油多轮次热采吞吐后有效接替开发方式,以渤海A油田Bm井组为例首次开展了海上油田水平井蒸汽驱先导试验。针对蒸汽驱开发面临井筒安全控制要求高、汽窜防治难度大、设备吊装摆放困难等问题,开展了水平井蒸汽驱关键工艺研究,包括水平井蒸汽驱注热安全控制工艺、高温堵调工艺等,并试制了一套适用于海上的小型化/分段卧式过热蒸汽锅炉及配套水处理设备。水平井蒸汽驱先导试验项目于2020年6月进行现场实施,过热锅炉及配套水处理设备运行平稳,水平井蒸汽驱井口、井下管柱工具性能稳定,现场通过注入泡沫段塞实现了液流调控和化学堵调增效的目的。截至2022年12月底,先导试验累产油20.70×10⁴m³、累增油5.97×10⁴m³,取得了良好的增油效果,为后续渤海油田蒸汽驱扩大应用奠定了基础,可为海上稠油热采高效开发提供借鉴。     

热采吞吐用热固性堵剂室内实验研究

渤海油田部分热采井进入第三轮次热吞吐,受边底水影响,部分热采井面临高含水威胁,如何使热流体热不沿大孔道突进、提高热波及体积是提高热吞吐效果迫切需要研究和解决的难题,因此研制出热固性堵剂并采用高温老化箱、材料试验机、岩心驱替装置,考察了热固性堵剂的耐高温性能、封堵性能并对堵剂注入工艺参数进行优化。结果表明,在150、200及250℃条件下,成胶后的热固性堵剂在300℃下加热48 h其抗压强度保留率均大于85%。热流体温度为300℃时热固性堵剂的封堵压差为1.2MPa。随着岩心渗透率由1达西增加至5达西,堵剂封堵压差逐渐变小,从2MPa降至0.6MPa。随着堵剂注入量的增加,热流体驱油效率逐渐增加,堵剂最佳注入量为0.2 PV。岩心出现窜流时,堵剂可提高热流体的驱油效率10%以上;堵剂的注入时机对热流体驱替效率的影响在1.38%以内。