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《化学工业与工程技术》2019,(2):65-68
稠油油藏具有黏度高、沥青质和胶质含量高及流动性差等特点,在生产过程中易造成严重的储层损害,降低油井产量,进而影响油田的整体开发效果。针对海上某稠油油藏在开发过程中易造成储层损害的情况,对降黏剂、缓蚀剂及助排剂进行了优选,开发了一种适合稠油油藏的新型复合降黏解堵增产体系,其配方(w)为:2.5%JNJ-1+2.5%JNJ-2+2.5%HYJS-3+3.0%NH_4HF_2+1.0%HSJ-3+1.0%ZPJ-3。新型复合降黏解堵增产体系性能评价结果表明:该体系与地层水具有良好的配伍性,对沥青质和有机垢具有良好的溶解能力;同时该体系还具有良好的缓蚀性能、助排性能、防膨性能及稠油降黏性能,且残渣含量低。模拟岩心驱替试验结果表明:新型复合降黏解堵增产体系不仅能够有效解除地层堵塞,还能进一步改善储层以满足稠油油藏解堵增产的目的。 相似文献
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实验考察了胜利孤东稠油井下催化水热裂解和乳化/催化水热裂解降黏效果。所用催化剂为水溶性铁镍钒体系,Fe3+∶Ni2+∶VO4+=5∶1∶1,100 g稠油与30 g 0.5%催化剂水溶液在240℃反应24小时。原始黏度(50℃)11.0和8.36 Pa.s的两种稠油裂解并静置除水后,黏度降低76.2%和75.6%,室温放置60天后降黏率下降小于3个百分点,气相色谱显示裂解后轻组分明显增加,红外光谱显示稠油组分发生脱羧反应且芳环数减少。讨论了稠油催化水热裂解反应机理。所用化学助剂JN-A在油水中均可溶,耐温达250℃,耐矿化度达50 g/L,其水溶液以30∶100的质量比与稠油混合时形成低黏度的O/W乳状液。当水相含1.0%JN-A和0.5%催化剂时,两种稠油水热裂解后的反应混合物为O/W乳状液,黏度仅为319和309 mPa.s,静置除水后的稠油降黏率增加到86.5%和87.3%,其中的轻组分含量进一步增加。该井下乳化/催化水热裂解复合降黏法成功地用于孤东两口蒸汽吞吐井,稠油井作业后初期采出的原油黏度由~9 Pa.s降低到1 Pa.s左右,随采油时间延长而逐渐升高,约50天后超过4Pa.s。图2表6参5。 相似文献
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本文运用单位位移函数法建立了空间杆系-层模型动力平衡方程,使动力平衡方程的阶数仅与选取的单位位移函数数量有关,而与楼层数无关,大大减小了计算的自由度数,减少了占用的计算机内存,加快了运算速度,在文献(1)的基础上,推导地形矩形截面双轴弯曲恢复力模型的数学表达式,减少了计算单元刚度矩阵所需的参数。在上述理论模型的基础上,编制了三维弹塑性动力分析程度。 相似文献
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用化学试荆长链烷基季铵盐CSAa制备了两种VES压裂液并研究了相关性能,其组成(CSAa/水杨酸钠/氯化钾/正丁醇,以g/dL为单位)如下:1.0/0.3/1.0/0.2;2.0/0.6/0.5/0.1。在耐温性测定中,1.0g/dL CSAa压裂液的黏度由30℃时的75.0mPa·s降至50℃时的37.5mPa·s;2.0g/dL CSAa压裂液的黏度由40℃时的225mPa·s逐渐降至55℃时的110mPa·s,再降至60℃时的65.0mPa·s.在1701/s剪切2h后,剪切温度为42℃时1.0g/dL CSAa压裂液的黏度下降26%,剪切温度为53℃时2.0g/dL CSAa压裂液黏度下降9%。陶粒沉降速度测定结果表明,40℃、42℃时的1.0g/dL CSAa压裂液(黏度分别为60和54mPa·s)和50℃、53℃时的2.0g/dLCSAa压裂液(黏度分别为180和145mPa·s)携砂性能良好,而45℃、50℃时的1.0g/dLCSAa压裂液和55℃、60℃时的2.0g/dL CSAa压裂液,携砂性能则较差或很差。认为VES压裂液的携砂性能来源于棒状胶束网络,并不全由压裂液黏度决定。还考察了VES压裂液的破胶性能。图1表2参5。 相似文献