酸液稠化剂TT-1的性能研究

以丙烯酰胺、丙基氯化铵、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸、丙烯酸为单体,以过硫酸铵和亚硫酸氢钠氧化还原体系为引发剂,在45℃,单体总浓度为25%,引发剂加量为单体质量0.12%和氮气保护条件下,用水溶液聚合方法制备了一种酸液稠化剂TT-1并对其性能进行了评价,结果表明TT-1的酸溶性好,酸溶时间约为22 min;增黏能力强,60℃时2.5%的TT-1可使酸液黏度在40 mPa·s以上,剪切稳定性好,在170 s-1剪切速率下表现出了较强的抗剪切稀释能力;在NaCl和CaCl2总浓度为10%条件下表现出良好的抗盐性能,与常用酸液添加剂的配伍性好.     

酸液稠化剂TP-1的合成及性能

国内稠化剂产品多表现出受剪切影响大、酸液增黏能力弱、现场配制时间长等缺点.为了提高酸液黏度,降低酸液在地层中的反应速度,采用反相乳液聚合的方法合成了分子量在(800～1100)×104的酸液稠化剂TP-1.性能评价试验结果显示,稠化剂TP-1的酸溶时间小于10 min,具有很好的溶解能力;TP-1对酸液的增黏作用明显,(4%TP-1+20%HCl)酸溶液90℃下表观黏度达到46 mPa·s,120℃下表观黏度27 mpa·s.同时TP-1表现出较强的耐剪切能力和良好的配制稳定性,有利于酸化措施效果的提高.     

新型稠化剂改善稠化酸性能

中国稠化剂产品大多性能比较单一，耐温性、耐剪切性及缓速性等综合性能差。为此，以煤油作为连续相，以Span-80和OP-10为乳化剂，用反相乳液聚合法合成了耐高温、耐剪切的酸液稠化剂MD-1，考察了引发剂用量、乳化剂浓度和单体浓度对聚合反应的影响，得到最佳反应条件。对稠化剂MD-1进行酸液性能评价认为，该稠化剂在酸液中增粘性能好，热稳定性较好，抗盐、抗剪切能力强，其各方面性能与中国同类产品CT1-6相近。     

新型酸液稠化剂MDNC的反相乳液聚合及性能研究

以甲基丙烯酰氧基乙基三甲基氯化铵(DMC)、丙烯酰胺(AM)和N,N-亚甲基双丙烯酰胺为原料,采用反相乳液聚合法合成了新型酸液稠化剂MDNC。通过实验,研究了引发剂浓度、乳化剂浓度、单体摩尔配比及单体浓度等对聚合反应的影响,确定出了最佳聚合反应条件;并对MDNC稠化剂酸液性能进行了评价。MDNC稠化剂在酸液中增粘性能好,热稳定性较好,抗盐、抗剪切能力强,具有较好的应用前景。     

耐高温海水基压裂液稠化剂性能评价

为满足耐温180℃海水基压裂液的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮、顺丁烯二酸单十二烷基酯钠盐、N-十六烷基丙烯酰胺为原料,以亚硫酸氢钠-过硫酸铵为引发剂,制得缔合型聚合物稠化剂SWF-T180,评价了SWF-T180的增黏、抗盐、溶胀、耐温性能及其配制海水基压裂液的性能。研究结果表明,稠化剂SWF-T180增黏效果显著,加量超过0.6%时溶液黏度快速增加;SWF-T180具有良好的抗盐抗钙镁能力和速溶性能,在海水中溶胀8 min后的溶液黏度达到最终黏度的84.3%,耐温达180℃;由1%SWF-T180和0.6%交联剂配制的海水基压裂液在180℃下剪切90 min的黏度为60数70 mPa·s,具有良好的剪切恢复性能,满足海上180℃储层压裂施工的要求。图9表1参18     

耐盐耐高温三元聚合物压裂液稠化剂的制备与性能评价

为获得在超高矿化度及210℃高温条件下使用的压裂液稠化剂,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和丙烯酰吗啉(ACMO)为原料制备了三元聚合物稠化剂(APC-30),考察了APC-30的增黏性、耐温耐盐性和稳定性;研究了APC-30与有机锆交联剂BPA混合交联后形成的冻胶压裂液的耐温耐剪切性、黏弹性和破胶性能。结果表明,在单体质量比AM/AMPS/ACMO=70∶24∶6、复合引发剂K_2S_2O_7-NaHSO_3加量0.4%、抑制剂HCOONa加量1.2%的条件下制备的APC-30的增黏性、耐温耐盐性及稳定性均优于二元聚合物压裂液稠化剂AP-30。在矿化度450 g/L、温度200℃、剪切速率170 s~(-1)的条件下,APC-30的黏度保留率为35%。具有六元杂环结构的吗啉基团的引入可明显提高压裂液冻胶的耐温抗剪切能力。APC-30压裂液冻胶在210℃、170 s~(-1)下剪切2 h的黏度为175.8 mPa·s。APC-30压裂液冻胶具有高弹低黏的特性和优异的压裂悬砂能力,破胶液残渣含量低、易返排,可用于油田现场压裂施工。     

耐高温酸液稠化剂的合成与性能评价

为了构造可长期适用于深穿透酸压工艺的稠化酸体系,以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺基-2 甲基丙磺酸（AMPS）为原料,以及是否引入疏水单体AT100,分别制备了阴离子稠化剂PAP-1和疏水缔合稠化剂 PAP-2,考察了各反应条件对稠化剂性能的影响,并使用黏度计和高温流变仪对最佳反应条件下制备的稠化剂进 行了性能研究。确定了稠化剂PAP-1的最佳合成条件为：AM、AA和AMPS物质的量之比为90∶9∶1,引发剂占单 体总质量的0.03%,单体质量分数为25%,反应温度为55℃;稠化剂PAP-2最佳合成条件除疏水单体占其余单体 物质的量0.2%,其余与稠化剂PAP-1的一致。研究结果表明：常温下,0.8%稠化剂PAP-1和PAP-2在20%盐酸中 的酸溶时间分别为20、50min,酸液黏度分别39和54mPa·s,且与其余添加剂配伍性好。质量分数为0.8%的稠 化剂PAP-1和PAP-2与添加剂复配后,在160℃、170 s^-1下酸液黏度分别为10、31 mPa·s,黏度保留率分别为 25.6%和57.4%。相比于稠化剂PAP-1,稠化剂PAP-2具有更优异的增黏耐温性能。因此,稠化剂PAP-2完全满足 酸化压裂现场要求,在深井及超深井中有着良好的应用前景。     

两性离子型酸液稠化剂研究

以丙烯酰胺(AM)为主单体,阳离子单体二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和阴离子单体2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)为辅进行三元共聚制得一种酸液稠化剂。将2.5%稠化剂溶于15%的盐酸中,发现其溶解性能好,并且在90℃条件下,其热稳定性在60%以上;当体系温度在90℃以下时,稠化剂的表观粘度大于20mPa.s;随着温度升高,稠化剂的粘度下降幅度明显小于PAM,并且其剪切稳定性能达80%以上,明显好于PAM;通过缓速实验发现其缓速性能良好,能有效提高酸化效果。图4表1参3     

AM／DMDAAC／AA三元聚合物在酸化中的应用

针对碳酸岩盐油藏,在室内合成了一种适用于该油藏酸化技术的新型稠化剂NG——AM／DM- DA AC／AA三元聚合物,并对稠化剂NG进行了酸液性能评价。该稠化剂在酸液中增稠效果好,抗剪切能力强,热稳定性较好,与各种酸液添加剂有很好的配伍性,还有较好的抗盐能力。与国内的同类产品CT1 -6进行了对比测试,结果说明:稠化剂NG在性能上可以与国内的同类产品媲美,具有较好的开发应用前景。     

用作酸液稠化剂的阴离子聚合物的合成

采用阴离子型单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和丙烯酰胺（AM）共聚，合成出了一种用作酸液稠化剂的阴离子聚合物。探索了两者共聚的合成条件，研究了聚合方法、引发体系、引发温度、单体比例、单体浓度以及溶液pH值等因素对共聚物分子量的影响，以使所合成的稠化剂对酸液具有较高的稠化能力和良好的热稳定性；同时，以分子量、稠化酸黏度和溴值为评价指标，研究了不同引发体系引发所得共聚物的性能。结果为：对于氧化还原引发剂体系，最佳引发剂用量为总溶液质量的0．01％，适应聚合的起始温度应为10～20℃；对偶氮引发剂体系，最佳引发剂用量为总溶液质量的0．02％，初期聚合在30℃条件下反应4h，反应后期升温至50℃保温1h时，稠化剂样品的性能最好。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

进口天然气盈亏平衡定价对市场的影响——以广州市中亚天然气为例

2011年11月底土库曼斯坦天然气经过中亚—中国天然气管道和西气东输二线管道正式向位处华南的广州市供气。然而,由于中国天然气价格与国际气价脱节,天然气进口业务陷入进口越多亏损越多的尴尬境地,提高进口气入关后的价格将有助于缓解长期以来的进口气购销价格倒挂问题。为此,以广州市为例,测算了中亚天然气盈亏平衡时不同天然气用户的气价;采用天然气与可替代能源等热值直接成本对比法,按各类天然气用户实际支付可替代能源的现有价格等热值折算分析了对应的中亚天然气价格可承受能力。结果表明:从价格承受能力来看,居民用户和公共福利用户基本上是可以承受中亚天然气盈亏平衡定价;工商业用户也有一部分可以承受上述定价,但对燃料成本占总成本比重较大的用户,承受能力则较弱;天然气发电用户无法承受上述定价,中亚天然气发电只能扮演调峰角色。考虑到西气东输管道输送的既有国产气,也有进口气,为此提出:可以将国产气的出厂价与进口气的成本价加权平均,作为西气东输天然气的"出厂价"。     

稠油热采储层精细油藏描述研究进展

就稠油热采储层精细油藏描述的技术现状看:国外已经形成了完整的研究方法和技术体系,特别是在利用地震技术对油藏开发过程监测及剩余油分布规律的精细刻画等方面,具有相当高的研究水平;国内在储层单砂体的精细刻画、隔夹层研究以及储层在热采过程中的变化规律等方面,进行了大量的研究工作,取得了一定进步。稠油热采储层研究的关键问题为地层精细划分与对比、沉积微相研究、隔夹层发育规律描述、储层综合分类评价和地质建模研究等。在此基础上认为,稠油热采储层精细油藏描述研究的主要发展方向为井震结合断裂系统的精细刻画、地质体分类评价、稠油热采储层变化规律研究、剩余油分布规律的四维地震监测和隔夹层封隔能力的物理模拟与数值模拟验证等五大方面。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

连续管钻井定向器技术现状与发展建议

连续管钻井定向器是连续管钻井的核心工具,它通过调整马达工具面来控制井眼方向,决定了连续管钻井过程中轨迹控制的技术水平,但是目前国内还处于产品空白阶段。为此,重点介绍了国外Schlumberger、Weatherford、Baker Hughes和Sperry-Sun等公司的液压定向器、电驱动定向器和电液驱动定向器的工作原理及技术特点,阐述了国内连续管定向器的研究现状及国外连续管定向器的最新发展动态。最后针对国内连续管钻井定向器研究存在的问题及技术难点提出了具体发展建议:1加快电液和电控等高端定向工具的研究速度;2加强对定向器锁紧装置的研究;3形成高端定向器从操作、定向到锁紧的一整套理论,以此对定向器进行精确、合理的设计指导。     

四川盆地震旦系灯影组天然气的差异聚集分布及其主控因素

为了揭示四川盆地震旦系灯影组油气藏之间的成生联系和古今气藏的转换机理,采用地质、地球物理与地球化学研究方法相互支撑,宏观、中观与微观研究结果相互印证的思路,利用多年来的钻探资料对该盆地灯影组天然气的差异聚集分布及其主控因素进行了研究。结果表明:①距今100 Ma以前灯影组古油藏的原油原位裂解形成早期超压古气藏,而在距今100~20 Ma期间,四川盆地持续隆升,特别是构造高点的迁移和威远构造的初步形成,使得早期超压古气藏调整形成晚期超压古气藏;②随着距今20 Ma以来隆升幅度的加大,威远构造上覆地层被快速剥蚀,盖层封盖能力大大降低,保存条件变差,致使灯影组天然气从威远构造顶部地表下三叠统嘉陵江组天窗开始泄漏和逸散,启动了四川盆地华蓥山以西地区灯影组天然气的差异聚集和逸散过程,位于资阳、金石和龙女寺—磨溪—安平店—高石梯等气藏构造圈闭溢出点以外的天然气沿灯影组顶部不整合面向威远构造运移聚集,并通过其顶部的嘉陵江组天窗向地表逸散,气藏压力系数由异常高压向正常压力过渡。四川盆地震旦系灯影组天然气的差异聚集分布模式与经典油气差异聚集理论既有相同点又有差异性,对该区天然气的勘探有着重要的启示和指导作用。