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针对低渗油藏注水开发过程中对储层微裂缝简单调驱后,注入水易沿高渗条带发生绕流造成开发效果严重受限的问题,评价了泡沫体系起泡、稳泡性能和一种改性淀粉凝胶成胶性能,开展了泡沫微观调驱和裂缝性低渗岩心复合体系协同驱油实验,并利用径向流模型模拟油藏实际井网对复合体系协同驱油适应性进行了验证。实验结果表明:起泡剂和稳泡剂最佳质量分数分别为0.5%和0.1%,改性淀粉凝胶体系成胶后具有较高强度和突破压力;注入泡沫体系后水驱,小孔隙微观驱油效果较前期水驱提高14.21%,其在渗透率级差约为30时具有更好的调剖性能;裂缝性低渗油藏水驱过程中,采用改性淀粉凝胶联合泡沫协同驱油效果最佳,其较注入单一改性淀粉凝胶或泡沫体系后水驱采收率可分别提高22.17%和46.07%,且径向流模型验证实验表明该协同驱油方法在裂缝性低渗油藏的适应性较好。 相似文献
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对羰基合成醋酸色度超标的控制方法进行分析,运用技术改造和操作优化的方式,对羰基合成醋酸产品在色度超标上的原因,以及如何采用羰基合成醋酸色度超标控制的工艺、方法,降低羰基合成醋酸成品中铁离子和碘含量,达到对羰基合成醋酸产品色度稳定的目标,实现优质的羰基合成醋酸有机产品的生产。 相似文献
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低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究 总被引:4,自引:0,他引:4
所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。 相似文献