聚驱条件下高含水井层合理打开时机

在聚合物井网投产的最初阶段,为了让驱油效果更佳以及经济效益最大化,使用了对特高含水油井关井的措施,此外对高含水饱和度油层实施分步射孔也进行了暂时的关闭。本文从聚合物流体性质出发,参考油层中的渗流特征,对油层中聚合物溶液浓度随时间和位置发生的变化进行了分析。此外,构建了有关的模型,这样就可以对高含水层补孔时机对聚合物前缘推进速度、合物驭油效果进行分析,最终确定了聚驱条件下高含水井层合理打开时机。     

P110SS抗硫套管在高含硫气井环空保护液中的整体性能研究

利用高温高压反应釜模拟普光气田的气井油套环空工况环境,研究了抗硫套管钢P110SS在环空保护液中的腐蚀规律和与镍基合金电偶腐蚀规律,并对P110SS抗硫套管的整体性能(抗挤强度、管体屈服强度和抗内压强度)进行了计算分析研究。结果表明,在无H2S/CO2条件下,环空保护液对P110SS保护效果非常好,电偶加速P110SS腐蚀的效果不显著;P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度、抗内压强度下降很小。在p(H2S)为5.0 MPa、p(CO2)为3.0MPa的条件下,环空保护液保护效果不好,P110SS腐蚀严重,腐蚀速率呈百倍增长,电偶加速P110SS腐蚀的效果显著;P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度、抗内压强度下降严重。     

缝洞碳酸盐岩凝析气藏注水替凝析油实验

缝洞型碳酸盐岩油气藏是一种复杂、特殊类型的油气藏,其储层以缝洞和裂缝-孔洞为主,具有双孔隙网络特征及较强的非均质性,渗流规律复杂,实现该类油气藏的高效开发是诸多石油工作者关心并一直致力于研究的问题.借鉴在缝洞型碳酸盐油藏中应用效果较好的“注水替油”方法,建立了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏“多级压力注水替凝析油”方法,并以高含凝析油的TZ86井为例,采用露头碳酸盐岩经过人工造缝造洞技术制成全直径缝洞型岩心,在原始地层条件(140.6℃,58 MPa)下进行了多级注水替凝析油物理模拟实验,结果表明采用多级注水替凝析油方式开发缝洞型碳酸盐岩凝析气藏可取得较好效果.     

高盐废水中盐的处理方法的研究现状

针对高含盐废水的特性和水中的污染物性质,主要介绍了高含盐水的处理方法。通过近期的文献资料调研,详细介绍了含盐废水的浓缩、蒸发结晶和出盐方式。针对不同的水质和盐含量,采用的处理方式存在差异,但最终的目标都是将水和盐分离,实现水的回收再利用,达到工业高含盐水的处理。     

吐哈气举伊朗解开发难题

在北阿扎德甘油田完成强腐蚀、高含蜡油藏气举作业技术进入中东市场,2011年08月04日,随着NAZ-2井气举管柱的入井,吐哈油田工程技术研究院进入伊朗油田市场后已完成2口井气举作业,填补了国内大直径气举工具两项技术空白。阿扎德甘油田位于伊朗的西南部城市Ahwaz以西80km处,其中北阿扎德甘油田开发一期工程共部署48口生产井,以水平井、大斜度井和双分支井为主,气举作业技术难度大。特别是高含硫、高含蜡、高矿化度、高含     

气田含醇含油污水混凝处理研究

长庆气田高含醇含油污水具有含醇高、含油高、含铁高、矿化度高、pH值低的特点，污水腐蚀性强、结垢严重，絮凝过程形成的絮体聚结力小、沉降慢，因此直接影响甲醇回收系统的正常运行。本实验应用化学氧化方法对长庆气田高含醇含油污水进行了混凝处理研究。结果表明，污水pH值为7.3～7．5、H2O2用量为175mg／L、PAC用量为30mg／L、阳离子PAM（平均相对分子质量为1200万）用量为2．0mg／L时，处理后的水中总铁含量降至1．0mg／L以下，凝析油含量降至30mg／L以下，达到了甲醇精馏塔的进料要求。     

哈萨克斯坦肯基亚克油田“三高”隐患井综合治理技术应用

因盐下油藏高含H2S,95/8″技术套管不防硫,为杜绝H2S对技术套管的腐蚀,采用了插管封隔器完井管柱,但由于管柱内外串通,从投产初期环空始终有较高压力,并随着油压的变化而变化,因此,本井一直存在重大安全隐患。又由于测压期间坐压力计但不能脱手,下剪切工具剪断钢丝,油管内落鱼,出现工程问题,采取复合压井、起换油管及井内落物打捞、注悬空灰塞、套铣回接筒、下套管、固井、测声幅、钻塞等打捞等一系列工艺技术,通过应用一系列新技术,8017井经安全隐患治理后成功恢复了高产,并且作业后的产量高于作业前的产量,生产7个月后,目前日产油量仍维持在350t的水平,为中哈油气股份公司取得了较好的经济效益。     

天然气净化厂酸性原料气管道的焊接及焊后热处理工艺

采用氩电联焊成功地应用于川东北高含硫化氢气田天然气净化厂原料气管道的焊接,总结了L245NS、L360QS、ASTM A106 Gr.B等抗硫材质管道的焊接及焊后热处理工艺。