NWS-Ⅰ型黏稳酸体系配方研制及性能评价

针对高泥质疏松砂岩油藏开发中后期,常规酸化易导致储层出砂加剧和近井地带堵塞等问题,开展了黏稳酸砾石充填防砂工艺技术研究,研发了具有解堵、携砂、稳砂等功能的NWS-I型黏稳酸体系:6％ HCl+3％ ZNW+0.1％非离子聚丙烯酰胺+0.05％柠檬酸铝YL-1+1％防膨剂+1％铁离子稳定剂+1％XP缓蚀剂+0.5％ CF-5B助排剂.岩心经黏稳酸处理后,失重率由1.58％降至0.55％,出口处pH值≥4.7,有效作用距离在2.0m以上.砾石在黏稳酸中完全沉降所用时间大于10 min,混砂均匀,沉降速度均一,悬砂性能良好.黏稳酸在30、60、80℃下剪切120min后的黏度保留率分别可达83.3％、68.7％、59.7％,流变性较好.黏稳酸浓度从200增至1000 mg/L时,岩心伤害率从0.6逐渐增至1.27.与土酸相比,该体系抑制二次沉淀的能力强.胜利油田现场5口试验井施工后,产能提高了1.54倍,施工成功率100％,有效期长.     

高泥质砂岩油藏黏稳酸携砂液体系研究与应用

针对高泥质疏松砂岩油藏开发中后期开采中常规酸化易导致储层出砂加剧和近井地带堵塞等问题,开展了黏稳酸携砂充填防砂工艺技术研究,研制开发了具有解堵、携砂、稳砂等功能黏稳酸携砂液体系,其基本配方为6%HCl+3%ZNW+0.1%HPAM+0.05%交联剂+添加剂。该体系具有较好的缓速酸化解堵、携砂充填防砂和抑制二次沉淀等性能,酸化有效作用距离在2.0m以上,黏度保留率达60%以上。现场5口试验井施工后产能提高了1.93倍,施工成功率100%,有效期长,最长生产时间已超过400多天,较好的解决了高泥质疏松砂岩油藏开发中后期出砂和堵塞的开发难题。     

一体化变黏滑溜水在江苏油田的应用

通过对减阻剂浓度、防膨剂浓度和助排剂浓度的优化研究,形成非交联体系中高黏滑溜水配方为0.10%～0.30%减阻剂+0.20%防膨剂+0.10%助排剂和低黏滑溜水配方为0.08%～0.10%减阻剂+0.10%防膨剂。此外对低中高黏滑溜水进行了携砂、降阻、破胶、岩心伤害性能系统性评价,并在X平台三口致密油井和HZ区块五口页岩油井进行了现场试验,应用效果良好。     

新型氮气泡沫压裂液体系研究及其在煤层气储层中的应用

针对沁水盆地某煤层气区块前期使用活性水压裂液体系压裂施工效果不理想等问题,通过室内实验研制了一种适合煤层气储层的新型氮气泡沫压裂液体系,具体配方为0.2%起泡剂SK-1+0.3%起泡剂SK-2+0.2%稳泡剂WP-11+2.0%防膨剂KCl+N₂。室内对该压裂液体系的综合性能进行了评价,结果表明：该压裂液体系在地层压力条件下能保持较长的泡沫半衰期,具有良好的起泡能力和泡沫稳定性;体系在40℃下剪切120 min后黏度仍能保持在90 mPa·s以上,具有良好的流变性能;此外,与常规氮气泡沫压裂液、活性水压裂液和胍胶压裂液体系相比,新型氮气泡沫压裂液体系具有更好的携砂能力、较低的滤失量以及较低的煤岩心渗透率损害率,能够适应煤层气储层压裂施工的需要。现场试验结果表明,与同区块内前期使用活性水压裂液的2口煤层气井相比,使用新型氮气泡沫压裂液体系施工的3口煤层气井见气时间明显缩短,日产气量明显提高,说明研制的新型氮气泡沫压裂液体系取得了较好的压裂施工效果。     

高渗稠油油田保护储层修井液的研发

高孔高渗的渤海S稠油油田采用水源井水修井后,漏失量大、产能恢复效果差。为了降低外来工作液对储层的损害,开发了保护储层的修井液体系。通过室内实验优选了配制前置液所用的边界膜清洗剂、降黏剂、阻垢剂和助排剂,评价了暂堵液的增黏性及其对岩心的封堵性能和破胶后岩心渗透率的恢复率。研究结果表明,配方为15%边界膜清洗剂GXXJ+1.5%降黏剂JN-01+0.5%阻垢剂ZG-02+1%助排剂ZP-01的前置液的洗油率、降黏率均达到90%以上,能够抑制钙镁垢形成,可将返排压力降低50%以上。配方为3%油溶性暂堵剂BH-ZD+0.7%增黏剂BH-VIS+3%破胶剂JPC(海水配制)的暂堵液在压力3.5数4 MPa、温度60℃的条件下封堵效果良好,破胶后岩心的渗透率恢复率在80%以上。采用该前置液加暂堵液体系修井能够有效预防有机质沉淀、油水乳化和无机垢堵塞等储层伤害。该体系已在S油田应用,修井后工作液漏失量低且产能恢复较好。     

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.     

高温气井非均质碳酸盐储层自转向酸的研制与应用

针对高石19井区西北部气井温度高、常规自转向酸高温降黏导致酸化效果不理想的问题,以含芥酸酰胺羟磺基两性表面活性剂黏弹性转向剂、抗高温酸化缓蚀剂、阳离子低聚物抗温剂等为原料制得自转向酸。评价了自转向酸的抗温性、缓蚀性、缓速性能和自转向性能,并在天东110井进行了现场应用。结果表明,自转向酸适宜的配方为20% HCl+8%转向剂EP-306B+2%铁离子稳定剂TYL+2%酸液缓蚀剂GSY+1%酸液缓蚀增效ZXJ+1%阳离子低聚物DJW+6%有机酸YJS。自转向酸的抗温性和缓蚀性能较好,在150℃下与岩屑反应后的最高黏度为48 mPa·s,对钢片的腐蚀速率为49.8 g/（m2·h）。自转向酸的缓速性能良好,与岩屑反应40 min后酸液质量分数仅降低3%。对高110井渗透率倍数为21.4的2块岩心进行酸化,对低渗透率岩心的改造率为72.2%,具有良好的自转向性能。在天东110井自转向酸酸化中取得预定的酸化效果,残酸返排率达到70%,实现储层有效均匀改造。该自转向酸体系在高温气井非均质地层具有良好的酸化效果。     

高压砾石充填工艺在红浅1井区的应用

随着新疆油田红浅1井区、红003井区稠油区块的不断开发,越来越多的井需要防砂。滤砂管防砂技术已不能满足防砂需要。采用高压砾石充填工艺,对充填砾石尺寸、砾石充填量、筛管缝宽、泵注程序、砾石充填管柱进行了优化设计。设计结果与防砂施工基本一致,防砂施工效果良好。     

大港油田多涂层预包防砂支撑剂研制与应用

针对浅层低温（低于50 ℃）防砂井化学材料难以固结、影响防砂效果的问题,研制了一种不需要外固化剂,就具有低温快速固化且高强度特点的多涂层包胶防砂支撑剂。从树脂胶结体系选择、固化体系选择、外包胶材料及包胶工艺选择、颗粒配方等方面进行了多涂层预包防砂支撑剂配方的研究。研制的防砂支撑剂分为A剂和B剂,其中A剂为树脂胶结支撑剂,B剂为树脂固化支撑剂。对该支撑剂进行了性能评价,包括固化温度和固化时间对人工岩心固结强度和渗流能力的影响评价、耐酸碱介质性能评价、岩心稳定性及其他性能评价。性能测试发现,A剂和B剂按质量比1∶1充分混合,在25 ℃下固化4 h后抗压强度能达到6 MPa以上,液相渗透率大于1 μm2。该防砂支撑剂在大港油田现场应用4口井,结果表明,该防砂支撑剂能够解决低温出砂井、生产大压差井、注水井和侧钻井的防砂难题,且防砂效果良好。      

耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术

针对常规泡沫树脂体系耐温性较差和辽河油田疏松砂岩稠油油藏化学固砂储层伤害大与有效期短的问 题,以环氧树脂、酚醛树脂、疏水纳米SiO₂、硅烷偶联剂等为原料制得纳米改性树脂基液,然后加入固化剂、乳化 剂、起泡剂、稳泡剂等添加剂制得泡沫树脂固砂体系。评价了该体系的固化温度、固砂强度、渗透性能、耐温性能 和非均质多层注入性能;研发了配套的泡沫发生器,形成了耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术,并在辽河油田 进行了现场应用。结果表明,泡沫树脂固砂体系的最优配方为：20%～30%树脂基液+8%～12%酚醛胺类固化 剂+0.3%乳化剂OP-10+0.5%起泡剂有机硅表面活性剂+0.1%固体稳泡剂纳米SiO₂+0.1%聚合物稳泡剂聚乙二 醇+57%～71%清水。该体系的起泡体积约为发泡前的7 倍、半衰期大于20 min,可在35 ℃以上固化,固化后耐 温可达280 ℃,既具有低温固化的特点,又具有耐高温的特点。在不同温度下固化的泡沫树脂固结岩心的抗压 强度达到5 MPa以上,固砂强度高,满足疏松砂岩固砂强度的要求。对用0.25～0.42 mm石英砂制得的固结岩心 的固砂渗透率达到4.8 μm²,优于常规树脂固砂剂（1.9 μm²）。在非均质多油层中可明显防止高渗透层突进,改善 固砂剂注入剖面,实现均匀固砂。现场试验取得良好的防砂效果,验证了该技术可实现均匀固砂和低伤害特 性。利用泡沫树脂流体特性实现非均质多油层均匀固砂,达到了提高化学固砂效果和防砂有效期的目的。