孤岛油田中二北Ng3-4注聚前整体调剖技术应用

在对孤岛油田中二北Ng3-4单元进行注聚开发中,为了改善长期注水开发造成的层间、层内矛盾,控制聚合物的窜流,发挥聚合物驱油作用,根据区块注入井压降曲线、指示曲线等油藏动、静态资料,采用PI决策技术对单元存在大孔道的注入井进行整体剖面调整。通过室内实验筛选,确定采用“无机颗粒型+木质素磺酸钙冻胶型”复合堵剂、多段塞组合调剖工艺。现场应用表明,该工艺的实施能够大幅度提高水井压降指数,改善层间、层内矛盾,有利于提高后续聚合物驱油效果。     

孤岛稠油乳化降粘剂FH-02应用性能研究

FH-02是加有抗钙镁离子剂的非离子、阴离子表面活性剂混合物。报道了该剂对孤岛稠油的乳化降粘性能。FH-02溶液用孤岛油田回注污水配制,实验温度50℃,根据静置时脱水率和SV值确定乳状液稳定性。孤岛稠油与0.5%FH-02溶液按体积比80/20、70/30、60/40混合时形成稳定性递减的O/W型乳状液,体积比50/50时形成很不稳定的W/O型乳状液,最佳油水体积比为70/30。在该体积比下,0.5%~1.5%的FH-02溶液与孤岛稠油形成稳定性相近的O/W乳状液,FH-02水溶液的最佳质量分数为0.54%;FH-02质量分数由0.1%增至0.5%时,与粘度21230 mPa.s的稠油形成的乳状液粘度由5485 mPa.s降至303 mPa.s,乳化降粘率由74.16%增至98.57%。0.5%的FH-02水溶液与粘度3546~21230 mPa.s的6种稠油形成的乳状液,粘度在82~303 mPa.s范围,乳化降粘率≥97.7%。对于粘度12871 mPa.s的稠油,FH-02的乳化降粘率(98.8%)高于孤岛油现用3种乳化降粘剂(95.7%~96.6%)。FH-02不影响现用4种原油破乳剂的效能。表6参7。     

聚驱后SDCM-1/聚合物二元复合体系提高采收率研究

表面活性剂 SDCM-1为天然羧酸盐的氧乙烯基化产物.用矿化度4.5 g/L的矿化水配制的SDCM-1溶液,与孤岛河滩区原油之间的最低界面张力(70℃),在SDCM-1浓度大于1.0 g/L时达到10-4 mN/m数量级.2.0 g/LSDCM-1 1.6 g/L HPAM溶液黏度超过原油黏度(70℃),与原油间的界面张力(70℃)在56 min时可降至稳定的最低值3.2×100mN/m,此即为所选二元复合驱配方.在岩心驱油实验中,水驱后、注聚后(1.6mg/L,0.3 PV)、注二元复合体系(0.3 PV)并水驱后采收率分别为42.31%,5.21%,18.07%.在平板夹砂模型上采用相同工艺驱油,按所撮图像驱替面积测算各驱替液波及体积,注入水为51%,聚合物为48%,0.1、0.2、0.3 PV二元复合体系分别为54%、60%、64%,后续注入水为68%;用软件计算的水驱、注聚后、二元复合驱并水驱采收率,分别为44%,8%,16%.该体系是可用于聚驱后油藏的高效表聚二元复合驱油体系.图9表1参14.     

油酸钠蠕虫状胶束的性质及驱油效率研究

分别通过稳态、动态流变的方法和冷冻蚀刻透射电镜、室内模拟驱油实验和平板夹砂微观模型驱油实验,研究了由碳酸钠诱导形成的油酸钠蠕虫状胶束的流变学性质及形貌和蠕虫状胶束驱油配方的驱油效果及驱油微观机理。结果表明,在油酸钠(NaOA)溶液中,加入一定量的Na2CO3能够形成蠕虫状胶束;孤岛东区稠油注聚驱后,蠕虫状胶束驱油配方(w/%,1.83 NaOA 4.24 Na2CO3)的室内模拟驱油可提高采收率25%原始石油地质储量(OO IP);平板夹砂微观驱油模型显示蠕虫状胶束驱油体系进入模型中,能够使注聚后束缚残余油重新启动、变形,渐渐形成油墙向出口处运移,蠕虫状胶束驱油体系能够有效扩大波及体积,提高洗油效率,从而提高驱油效率。     

清污分流、分隔治理苎蔗脱胶废水工程实例

苎蔴脱胶废水具有有机物浓度高、色度深、碱性强、水温高、成分复杂等特点.平均CODcr为3 000～4 000 mg/L,BOD5600～700 mg/L,废水B/C＜0.3,属于难生化处理废水.采用"清污分流"、"分隔治理",即物化单独处理与生化综合处理相结合的工艺对其进行治理,设计处理水量为6 500 mS/d.工程稳定运行1 a多,出水水质完全达到<污水综合排放标准>(CB 8978-1996)的一级排放标准.     

聚合物微球的粒径影响因素及封堵特性

为了更好地推广和应用新型聚合物微球逐级深部调剖技术,对该技术的主体聚合物微球的粒径影响因素及封堵特性进行了研究。结果表明,适量的NaCl有助于微球的溶胀,Ca2+和Mg2+的存在会抑制聚合物微球的溶胀;总矿化度越高,微球膨胀速度越慢;温度越高,微球体系的膨胀速度越快;膨胀15d、粒径为4μm的微球对渗透度为400×10-3μm2的岩心的封堵效果最好。用膨胀15d的微球对不同渗透率填砂岩心进行封堵实验,结果表明封堵效率与渗透率成反比;对高渗透岩心,提高聚合物微球浓度对封堵效率影响甚微。微球膨胀粒径的大小决定着封堵机理,也是决定封堵效果的重要因素。     

低温环氧树脂防砂剂的研究

针对孤岛油田现行化学防砂剂在低温井、套变井防砂效果不理想的问题,依据树脂防砂机理,以固结岩心抗压强度为指标,通过树脂用量、固化剂用量、偶联剂用量实验研制了一种低温下具有较高固结强度的环氧树脂防砂剂,同时考察了固化时问、温度和化学介质对固结岩心抗压强度的影响.实验结果表明:环氧树脂防砂体系的最优配方如下(以石英砂质量为基准计):树脂4%+固化剂0.4%+偶联剂0.2%.按该配方在60℃水浴中固化反应24 h得到固结岩心的抗压强度高(8.5～16.8 Mpa),渗透性好(≥1 4.1μm2),对油、水、盐、酸、弱碱介质有较好的耐受性和较好的耐温性.固化剂中的-NH-与环氧树脂中的环氧基的反应是固化反应的主要机理.