海上稠油低温热化学机理研究与应用

稠油油田存在汽窜、含水率上升、低产低效井等问题。针对存在问题,提出了低温热化学技术,利用自主研发的适应于海上稠油油田高效开发化学体系-磺酸盐类化学体系L⁃B,协同低温蒸汽的热作用,达到降本增效并提高驱油效率的目的。该体系的静态洗油效率达28.7%。在56 ℃与原油的界面张力为0.086 mN/m,相比于原油与地层水的界面张力降低了99.3%。120 ℃驱油效率可达65.00%,相比于同等温度蒸汽驱提高了8.50%,达到了200 ℃的驱油效果。该技术在渤海某油田应用后,单井最高日产油达32 m3,提高了52.4%,对海上稠油油田提高原油采收率研究具有一定的指导和借鉴意义。     

基于传质扩散理论的高渗油藏窜流通道量化方法

海上高渗砂岩油藏胶结疏松,注入水冲刷作用对储层改造作用明显,其窜流通道在平面上呈“纺锤形”,垂向上有明显“贼层”特征。目前窜流通道的时间域、空间域连续量化方法存在数学模型和求解过程过于复杂的缺陷。考虑窜流通道平面、垂向特征,建立降维方法,将高渗油藏注采井间窜流通道三维物理模型变为平面和剖面两个二维物理模型的叠加;根据注入水在平面上纺锤形分布和注入化学剂浓度分布的相似性,及注水倍数、含水饱和度和渗透率变化倍数的单调相关性,提出了基于“饱和度差异”的“等效扩散系数”概念,建立了包含产出端含水率的平面数学模型;针对“贼层”是无效水循环主要通道的特征,定义了稀释倍数,实现了产出端含水率的解析求解,建立了窜流通道厚度、渗透率级差和等效扩散系数的快速量化方法。矿场算例应用结果显示,暴性水淹井和快速水淹井窜流通道厚度分别为0.04 m、0.38 m,渗透率级差分别为22、8,和示踪剂解释结果吻合;解释得到的等效扩散系数同时表征了储层微观非均质性和油水黏度比导致的指进程度及窜流通道波及面积的大小。     

18位高精度模数转换器FS511的原理和应用

介绍模数转换器FS511的主要性能参数、工作原理和引脚功能,给出了FS511的应用电路。FS511具有转换精度高,功耗低的特点。     

调剖剂/调驱剂组合方式与油藏适应性研究 ——以渤海油田储层地质和流体条件为例*

为明确调剖剂与调驱剂组合方式注入目标储层的可行性,通过室内实验计算调剖剂与调驱剂在岩心中的 阻力系数、残余阻力系数以及封堵率,分析其压力特征和分流率特征,确定调剖剂与调驱剂组合方式与目标储层 适应性的优劣。结果表明：在70 ℃、0.9 mL/min的注入速率下,初低黏延缓交联型调剖剂可进入岩心最适宜渗透 率的范围应在1000×10^-3～3000×10^-3 μm² 之间,且封堵率大于95%,封堵性能和液流转向效果均较好;“纳米型” 和“超分子型A”聚合物微球非连续性调驱剂可进入岩心最适宜渗透率的范围均应在500×10^-3～1000×10^-3 μm² 之间,且“超分子型A”调驱剂在岩心中的水化膨胀性能、深部调驱能力要优于“纳米型”调驱剂。调剖剂/调驱剂 组合方式提高低渗层的动用程度随着储层非均质性的增强而降低,级差大于8后,调剖剂/调驱剂组合方式的液 流转向效果有所减弱。     

海上油田含聚合物污水水质对储层保护技术的影响

研究含聚合物(含聚)污水水质对储层的伤害为确定含聚污水回注储层的可行性提供了依据。以渤海绥中36-1油田含聚污水为例,利用偏光显微镜、扫描电镜、核磁共振仪等,通过岩心动态损害实验分别对污水中的乳化油、悬浮物和产出聚合物浓度及粒径中值进行了评价,分析了含聚污水回注对储层的伤害机理。结果表明,含聚污水中油、悬浮物、聚合物三者的协同作用是主要伤害源,且对储层的伤害程度随着单一水质指标的增大而增加;由于聚合物分子的吸附聚集作用而形成高强度的可变形团状集合体,是造成岩心孔隙喉道堵塞的关键因素;含聚污水进入储层对孔喉的堵塞形式是优先堵塞大-中孔喉,并逐步由内滤饼向外滤饼的堵塞形式转化。优化含聚污水水处理工艺及现行加药方式,是解决含聚污水处理问题的关键。     

耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP的合成及性能

针对目前乳化降黏剂在稠油油藏化学驱和压裂采油过程中存在耐温抗盐性差的问题,以双酚AF(BPAF)、对羟基苯磺酸(PHSA)和辛基酚聚氧乙烯醚(OP-10)为原料,采用两步三段法合成了一种耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP,以耐温抗盐性、降黏性为指标,优化了降黏剂AFOP的合成条件,利用IR、GPC对AFOP的结构进行了表征,考察了在高温高盐情况下降黏剂AFOP对几种稠油的降黏效果,并与油田用降黏剂在高温高盐下的降黏效果进行了对比。研究得出AFOP最佳合成条件为BPAF、PHSA和OP-10的摩尔比为1∶4∶6,羟甲基化阶段碱性条件下在80℃下反应1.5 h,酸性条件下在80℃反应3 h,最后在100℃下缩聚反应6 h。在矿化度为8246 mg/L的模拟盐水体系中300℃下高温老化24 h后,质量分数1%的AFOP溶液与稠油间的界面张力仍能达到10-1mN/m数量级,油水比为7∶3时对渤海稠油的降黏率仍能保持在98%以上。乳化降黏剂AFOP具有优良的抗盐耐温性能,能够满足海上高温高盐油藏稠油开采的需要。图3表4参23     

测定啤酒中H2S的一种简易方法

在空气硫化氢分析仪的基础上,增加一个透气膜采样单元,建立了一种快速测定啤酒中硫化氢含量的方法。仪器对硫化氢具有非常优异的选择性。实际测定变异系数０～８％,回收率几乎达到１００％     

聚驱油田产出聚合物对注入水水质的影响实验研究

采用常规水质分析方法测定了产出聚合物对注入水主要水质指标产生的影响,结合原子力显微镜、环境扫描电镜等微观分析手段,直观地展示了滤膜悬浮物的形貌特征。研究表明：产出聚合物以絮凝或包裹水中细粒的悬浮物形成絮团的形式使注入水悬浮物含量显著增加,含聚污水乳化层的存在导致含油率测定值偏低,同时产出聚合物还导致注入水结垢速率与腐蚀率增加,且产出聚合物浓度越高,注入水水质变化趋势越明显。     

海上稠油油藏“调驱+热采”提高采收率实验研究

渤海稠油油藏具有原油黏度高、油层渗透率高和非均质性严重等特点,常规注水开采时油井产能低,开发效果差,亟待采取强化措施来改善水驱开发效果。以油藏工程、物理化学和热力学等理论为指导,以仪器分析、化学分析和物理模拟等为技术手段,以渤海NB35-2油藏储层地质和流体为实验平台,开展了调驱、热力采油和"调驱+热力"联合作业增油效果实验研究和机理分析。结果表明,与采用蒸汽发生器向岩心内注入高温高压蒸汽的实验方法相比,通过在岩心中不同区域饱和不同黏度原油来模拟热流体注入即热采过程,不仅能够更好地模拟热采过程中储层内原油黏度分布,而且技术简单。与单独热采或调驱措施相比较,"调驱+热采"联合作业增油效果较好,并且采收率增幅大于二者之和,产生了协同效应。"调驱+热采"联合作业优化工艺参数:Cr~(3+)聚合物凝胶段塞尺寸范围为0.025PV~0.075 PV,C_P为1 200~1 600 mg/L,m(聚):m(Cr~(3+))=(180:1)~(270:1)。热流体作用范围小于3/10注采井距,作用范围内原油黏度50~120mPa·s。     

温度对旅大5-2油田热水驱回注管线腐蚀的影响规律

采用高温高压腐蚀试验,研究了温度对旅大5-2油田热水驱回注管线腐蚀行为的影响,并采用扫描电镜、能谱仪和X射线衍射仪,分析了温度对管线腐蚀的影响机理。结果表明：在60～260℃范围内,管线的腐蚀速率随着温度的升高先增加后减小,峰值出现在150℃,不同温度下管线的腐蚀速率均超过0.076 mm/a的标准值;不同温度下形成的腐蚀产物膜差异较大,在60～110℃下腐蚀产物很少,在130℃及150℃下形成了Ca_0.1Mg_0.33Fe_0.57(CO₃),产物较多、较为疏松,在180℃下产物膜为Ca_0.1Mg_0.33Fe_0.57(CO₃),分为致密底层和疏松表层;在260℃下形成了较致密的薄层CaCO₃产物膜。