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  • 钻井液用抗高温聚合物增黏剂的制备与性能评价(79)
  • 张现斌1,3,李 欣2,陈安亮1,3,陈蕾旭1,3,陈程斌1,3,何 鹏1,3,付明顺3,谢彬强1,2
  • 2020.1:1-6[摘要](79) [PDF]()
  • 针对当前钻井液增黏剂耐温抗盐性能较差,无法满足深部高温储层钻探要求的问题,以2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)为单体,利用自由基共聚法制备了耐温抗盐聚合物增黏剂ANAD。采用正交实验法优化ANAD的合成条件,采用红外光谱仪、核磁共振波谱仪等表征ANAD的分子结构,采用热重分析仪测定ANAD分子链的热稳定性,评价了ANAD在基浆中的耐温抗盐性能,分析了ANAD的增黏机理。结果表明,在引发剂2,2'-偶氮二异丁基脒二盐酸盐(AIBI)加 量0.5%、单体摩尔比n(AMPS)∶n(NVP)∶n(AM)∶n(DMAM)=37.70∶31.10∶31.10∶0.10、反应温度55℃的条件下制备的ANAD抗温性能优良,分子链初始分解温度为328℃,在淡水基浆和15%盐水基浆中的抗温能力分别为230℃和180℃。ANAD的抗剪切性能良好。ANAD具有大分子侧链、刚性基团及极性基团磺酸基团,其抗温、抗 盐、增黏和抗剪切性能均优于国内常用增黏剂80A51.
  • 一种保护碳酸盐储层的可液化钻开液的研发 与性能评价(67)
  • 王胜翔1,张 帆2,林 枫1,程 爽1,王 雷1
  • 2020.1:7-10[摘要](67) [PDF]()
  • 针对伊拉克Missan油田储层的特点以及水平井裸眼完井的需要,设计了一种无需破胶的可液化钻开液体系,通过考察流型调节剂VIS-B、降失水剂STARFLO、润滑剂Lube加量对钻开液性能的影响,确定了非破胶可液化钻开液体系的基本配方,评价了该钻开液体系的抗温性能、抗地层水污染能力、抑制性能以及完井液对钻开液体系泥饼的破胶能力和储层保护效果。研究结果表明,配方为淡水+0.2%NaOH+0.2% Na2CO3+16% NaCl+ 3% KCl+1.0% VIS-B+3% STARFLO+0.5% 碱度调节剂DUALSEAL+5%酸溶性暂堵剂JQWY+1.5% Lube+40% HCOONa(1.28 g/cm3)的钻开液体系,抗温可达130℃,滚动回收率达到了95.34%,并具有较好的抗高矿化度地层水侵污能力;体系形成的滤饼在酸性条件下可溶解,不需要破胶处理。储层保护效果评价表明,该体系侵污的岩心经配套的完井液处理后,渗透率恢复值可达97.58%。该钻开液体系无需破胶处理,能减少作业程序,降低作业成本,提高生产效率。
  • 一种两性离子聚合物“油包水”乳液滑溜水减阻剂的研制与现场应用(51)
  • 冯玉军1,王 兵2,张云山2,顾行彦2,张 胜
  • 2020.1:11-16[摘要](51) [PDF]()
  • 滑溜水压裂液是页岩气体积压裂技术的重要载体和实现手段,通常使用阴离子聚丙烯酰胺“油包水”乳液作为减阻剂,但存在抗盐性及与黏土稳定剂配伍性差的问题。为解决上述问题,室内合成了系列两性离子聚合物“油包水”乳液减阻剂SCJZ,在考察其溶解分散性和减阻性及其与小阳离子黏土稳定剂配伍性的基础上,构建了以减阻剂为主剂的滑溜水体系,评价了该滑溜水体系的性能,并进行了现场应用。结果表明,单体AM、AA、AMPS、DMDAAC质量比为70∶20∶5∶5下所合成的两性离子聚丙烯酰胺“油包水”乳液减阻剂SCJZ-2,其相对分子质量可达到1200万以上,完全溶解时间小于3 min,30 s即可溶解分散发挥减阻作用,有利于实现滑溜水压裂液的在线连续混配。该减阻剂与3种常用的小阳离子黏土稳定剂具有良好的配伍性。该减阻剂在清水及模拟地层水中均具有良好的减阻性能,10 m/s线速度下的减阻率可达到75%左右。使用清水及模拟地层水配制的滑溜水体系(0.1%减阻剂SCJZ-2+0.1%氯化胆碱+0.2%烷基葡萄糖苷)均可满足表面张力低于28 mN/m、防膨体积低于3 mL、减阻率大于70%的标准要求,在现场应用效果良好。
  • 耐高温海水基压裂液稠化剂性能评价(37)
  • 陈 磊,鲍文辉,郭布民,王杏尊,李 梦,孙厚台
  • 2020.1:17-21[摘要](37) [PDF]()
  • 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60~70 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。
  • 基于ARGET ATRP原理控制就地聚合体系成胶时间(40)
  • 邵明鲁1,岳湘安1,贺 杰2,李 环2,廖子涵2,王励琪3
  • 2020.1:22-28[摘要](40) [PDF]()
  • 针对传统自由基聚合引发方式在油藏中控制就地聚合成胶时间难以实现的问题,提出了以电子转移活化再生催化剂原子转移自由基聚合(ARGET ATRP)引发体系代替传统引发剂,优选了络合还原剂,考察了ARGETATRP引发体系中引发剂1,2-二溴乙烷,催化剂三氯化铁,络合还原剂维生素C各组分加量对成胶时间的影响,采用优选的 ARGET ATRP 引发体系评价就地聚合调剖体系在岩心中的注入性和封堵性。研究结果表明,在80℃条件下,当1,2-二溴乙烷加量为0.35%~0.4%、引发剂加量为0.012%~0.02%、络合还原剂维生素C加量为0.18%~0.26%时,可调节各组分加量使就地聚合体系成胶时间大于24 h,成胶强度达I级;当矿化度低于7000mg/L时,成胶时间随矿化度增大而延长,而凝胶强度由I级降至E级。岩心评价实验表明就地聚合体系具有良好的注入性,ARGET ATRP 引发体系可以在岩心中引发聚合单体交联成胶,成胶后对岩心的整体封堵率达到77.71%。因此,基于ARGET ATRP原理对就地聚合体系在油藏中的成胶时间调控具有可行性。
  • 高温高矿化度油藏深部调驱体系性能评价及应用(40)
  • 钟万有,赵 波,韩世寰,贺承祖,余建波,李玉金,张文辉
  • 2020.1:29-34[摘要](40) [PDF]()
  • 为满足青海、塔里木等特殊油藏的高温、高矿化度环境,用耐温耐盐聚合物SD6800、交联剂、改进剂和稳定剂制得适用于超高温、超高矿化度油藏的深部调驱剂,研究了调驱剂的耐温性、注入性、流动性、封堵性、耐冲刷性、驱油性能,并在塔里木油藏进行了矿场试验。研究结果表明,调驱剂最佳配方为:0.5%~2.0% SD6800、SD6800与交联剂质量比50∶1、0.2%改进剂、0.1%稳定剂。随着SD6800、交联剂或改进剂浓度增加,成胶速度加快,表观黏度增大,但交联剂或改进剂浓度过高,调驱剂易交联过度导致脱水;稳定剂可清除游离氧离子,提高调驱体系稳定性;温度升高,成胶速度递增,强度增强,但同时调驱剂的弹性和稳定性变差。调驱剂在150℃、矿化度 25×104mg/L 的条件下可长期稳定 60 d 以上。调驱剂具有良好的抗温耐盐性、流动性、封堵性能、耐冲刷性能。矿场应用结果表明,调驱体系可有效缓解油藏层内和层间矛盾,封堵高渗通道,改善油藏吸液剖面,提升井口压力,降低视吸水指数,增油降水效果明显。
  • 无机地质聚合物凝胶堵剂的性能评价(39)
  • 刘进祥1,2,卢祥国1,2,张云宝1,2,3,夏 欢3,张 楠1,2,谢 坤1,2,曹伟佳1,2,曹 豹1,2
  • 2020.1:35-40[摘要](39) [PDF]()
  • 针对胶结疏松易形成大孔道的高温高矿化度油田,以渤海油藏储层和流体为研究对象,用增黏剂蒙脱土、交联剂氢氧化钠、缓凝剂柠檬酸和主剂粉煤灰等制得无机地质聚合物凝胶堵剂,研究了堵剂的成胶速度及影响因素、耐温耐盐性能、封堵效果、液流转向效果以及封堵后的调驱效果。结果表明,随着主剂与交联剂浓度和温度的增加,无机地质聚合物凝胶成胶速度增大。配液水矿化度对无机地质聚合物凝胶成胶效果基本无影响,配液水中较高浓度的碳酸根和碳酸氢根会延长聚合物胶液的交联时间。当岩心水测渗透率大于18800×10-3 μm2 时,无机地质聚合物凝胶对岩心的封堵率随渗透率的增加而增大,且封堵率均大于90%。无机地质聚合物凝胶的耐冲刷能力和液流转向效果较好,可对高渗透层大孔道有效封堵,提高低渗岩心分流率。对于大孔道或特高渗透条带,封堵长度越大,增油降水效果越好。无机地质聚合物凝胶的封堵效果好于常规的聚合物凝胶和淀粉胶,可用于高温高矿化度油田大孔道的封堵。
  • 新疆油田石油磺酸盐组分分离及性能评价(41)
  • 陈权生1,栾和鑫1,岳新建1,聂小斌1,郭 勇2,王 帅2
  • 2020.1:41-44[摘要](41) [PDF]()
  • 为了分析评价新疆油田石油磺酸盐样品中具有较优界面活性和乳化性能组分的结构特征,采用液相色谱分离方法,通过内径21 mm、长250 mm的疏水型反相色谱柱对石油磺酸盐进行精细组分切割,并对各组分的结构、界面活性和乳化性能进行表征。结果表明,用液相色谱分离方法可将石油磺酸盐样品进行有效切割,获得14种结构与组成差异较大的组分。从中筛选出1种具有最优界面活性和乳化性能的组分;该最优组分的平均相对分子质量为432.5(不含Na+),相对分子质量分布范围为390~470,并集中在405~ 445之间。最优活性组分在石油磺酸盐样品中的含量为20.34%。通过严格筛选和控制反应原料油和生产工艺,可提升石油磺酸盐样品的性能。
  • 高温高盐油藏封堵裂缝用聚乙烯醇交联聚合物颗粒的制备与性能评价(43)
  • 张宇豪,张贵才,葛际江,徐元德
  • 2020.1:45-51[摘要](43) [PDF]()
  • 聚乙烯醇-环氧氯丙烷交联聚合物交联时间短,在温度为130℃、矿化度为22×104mg/L的环境下脱水率高、黏弹性差。通过在交联过程中加入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)含量不同的丙烯酰胺(AM)-AMPS共聚物以及不同颗粒增韧剂对交联聚合物进行改性。通过测定交联时间、脱水率和储能模量,对交联聚合物制备条件进行了优选,评价了交联聚合物的稳定性和封堵性。结果表明,聚乙烯醇-环氧氯丙烷交联聚合物的最佳制备条件为:8%聚乙烯醇、4%环氧氯丙烷、1% AM-AMPS共聚物(AMPS>70%)、3%黏土,反应温度30℃。改性后的交联聚合物交联时间在1~2 h可调,储能模量大于2000 Pa;在温度为130℃、矿化度为22×104mg/L的条件下具有低脱水率和较好的黏弹性,在盐水中浸泡90 d的脱水率小于10%,黏弹系数为0.07。交联聚合物颗粒对裂缝的封堵效果良好,封堵率可达92.61%;颗粒尺寸与最小孔喉直径的比值介于1到2时,封堵效果最好。改性聚乙烯醇-环氧氯丙烷交联聚合物交联时间可控,耐温耐矿化度能力强,黏弹性好,可用于高温高矿化度的裂缝、溶洞以及大孔道的封堵。
  • 用于非均质性油藏封堵的复合凝胶组成优选与性能评价(40)
  • 刘义刚1,张云宝1,2,李彦阅1,王 楠1,卢祥国2 ,曹伟佳2,谢 坤2
  • 2020.1:52-57[摘要](40) [PDF]()
  • 针对渤海QHD32-6油田储层非均质性加剧,低效和无效循环现象严重的问题,以该油田储层岩石和流体为模拟对象,用聚合硫酸铝铁、丙烯酰胺、尿素、引发剂过硫酸铵、交联剂N,N'-亚甲基双丙烯酰胺配制了复合凝胶,对各组分加量进行了优化,研究了剪切、地层水稀释、黏土矿物、原油、酸液、老化时间对复合凝胶成胶效果的影响。结果表明,复合凝胶各组分对凝胶成胶时间的影响从大到小依次为:丙烯酰胺>尿素>聚合硫酸铝铁>引发剂过硫酸铵>交联剂N,N'-亚甲基双丙烯酰胺。复合凝胶适宜的配方组成为:3.4%~ 5.0%丙烯酰胺、1.0%~3.0%聚合硫酸铝铁、0.4%~0.8%尿素、0.04%~0.08%引发剂和0.01%~ 0.10%交联剂。复合凝胶初始黏度较低,成胶黏度较高,表现出良好的注入性和潜在的封堵能力。复合凝胶具有良好的抗稀释性、抗剪切性、耐油性、稳定性和快速解堵性,适合于非均质性较强油田的调剖封堵作业。
  • 弱胶结砂岩储层分子膜稳定剂体系的制备与性能(38)
  • 李常友1,陈 雪1,李 鹏1,张川庭1,马朋举2
  • 2020.1:58-61[摘要](38) [PDF]()
  • 针对弱胶结砂岩储层阳离子稳砂剂体系耐冲蚀性能差、稳砂有效期短问题,研发了一种集合树脂胶结剂强度好、季铵盐渗透率伤害小等特点MS型分子膜稳定剂体系,并对其分子结构、分子膜耐冲刷性、稳砂抑砂性、流体渗流性能进行了评价。研究结果表明,MS分子膜稳定剂体系具有较高强度,拉伸强度为2.5 MPa、断裂伸长率可达112%,耐冲蚀性能较好。MS稳定剂具有较强的稳砂抑砂能力,MS稳定剂质量分数为2%、处理量2.0 PV、处理时间8 h时,出砂浓度低于0.15 g/L;MS稳定剂具有阻水不阻油的功能,质量分数2%、注入体积2.5 PV、处理时间8 h时,岩心水相渗透率从510×10-3μm2降至450×10-3μm2,而油相渗透率几乎未变,在782×10-3μm2左右。稳定剂MS通过物理吸附、化学胶结实现对弱胶结地层微粒原位稳定,达到防止出砂目的。
  • 气藏污水回注井表面活性剂降压增注技术(38)
  • 郭程飞1,2,3,蒋光迹1,韩静静1,郭现红4
  • 2020.1:62-66[摘要](38) [PDF]()
  • 针对气藏污水回注井回注压力升高、回注能力降低的生产问题,根据油藏注水井表面活性剂降压增注的技术思路,开展气藏回注井储层条件下的降压增注技术研究。通过考察表面活性剂和回注水的配伍性及润湿反转能力,优选了杂双子表面活性剂ZS-11,并采用该表面活性剂进一步开展相渗实验和降压增注实验。研究结果表明,杂双子表面活性剂ZS-11在高温(130℃)、高矿化度(80000 mg/L)回注储层条件下,具有配伍性好、润湿反转能力强的特点,可将岩心润湿性由亲水向中性润湿转变。驱替实验结果表明,杂双子表面活性剂ZS-11溶液(有效物含量0.2%)能使水测渗透率分别为1.42×10-3、1.78×10-3、5.27×10-3、10.53×10-3 μm2的岩心的液相相对渗透率提高21.2%~ 52.8%,气液两相渗流区间增大9.3%、等渗点饱和度降低3.3%~6.2%,特别对低渗岩心降压效果更为明显,降压幅度达到41.0%。实验结果为解决气藏污水回注压力高的生产问题供新思路及方法。
  • 两性-阴离子表面活性剂体系的构建及其防水锁效果(50)
  • 李小平1,黄维安1,李 轩1,裴 成2,张荣辉3,王曾定1,赵福豪1
  • 2020.1:67-72[摘要](50) [PDF]()
  • 针对低渗储层水锁损害问题,提出使用表面活性剂改变储层润湿性进而达到防水锁效果的方法。考察了阴离子表面活性剂(SDAS-1、SDAS-2)和两性表面活性剂(SDAS-3、SDAS-4)及其复合体系降低表面张力、改变储层润湿性和减小毛细管力的能力,并研究了最优复合体系的防水锁性能。研究结果表明,表面活性剂单剂均可减缓砂岩储层表面的强亲水性;复合体系优于单剂,拟黏附功降低作用明显,表现出协同增效作用。通过优化浓度和配比,构建的SDAS-3/SDAS-1体系在低浓度下即可将表面张力降低至24.37 mN/m,使石英亲水表面向中性润湿转变,拟黏附功低至11.22。最优体系配比为1∶1,各组分浓度为1×10-4mol/L,相比于标准盐水,岩心对表面活性剂溶液24 h的自吸量由2.58 g降低至0.85 g,渗透率损害率由73.40%降低至21.40%,油相通过砂管的时间降低了50%,表明所构建体系有良好的防水锁效果。
  • 高温高盐油藏聚合物微球-CO2复合驱的适应性(37)
  • 邹积瑞1,2,岳湘安1,2,邵明鲁1,2,王励琪3
  • 2020.1:73-79[摘要](37) [PDF]()
  • 高温高盐非均质油藏调剖困难,高含水期无效水循环严重。本文以二乙烯苯、丙烯酰胺为单体,采用乳液聚合方法通过调整脱水山梨醇油酸脂的量制备了粒径为2.89~57.05 μm的聚(二乙烯苯-丙烯酰胺)耐温耐盐微球。考察了合成聚合物微球的表面形貌、热稳定性、在水中的分散性、膨胀性及长期热稳定性,并进行了注入封堵性实验和驱替实验。研究结果表明:聚(二乙烯苯-丙烯酰胺)微球的耐温可达370℃,在2.69×105mg/L矿化度水中具有良好的分散性能,90℃下粒径为10.81 μm的聚合物微球24 h后膨胀率为12.85%,且具有长期热稳定性。在高温高盐环境下,粒径为10.81 μm的聚合物微球在渗透率1700×10-3μm2的岩心中有良好的注入性和封堵性;水驱后,微球调剖+CO2驱的注入方式能更高效发挥微球的“调”和CO“2 驱”的作用,驱油效果优于直接CO2驱和微球调剖+水驱,可以在高含水期提高原油采收率22.65%,高温高盐非均质油藏高含水期有必要进行“聚合物微球调剖+CO2驱”复合作业来提高采收率。
  • 冀东浅层稠油油藏CO2/N2复合气体吞吐提高采收率的可行性(56)
  • 郝宏达1,侯吉瑞2,黄捍东1,赵凤兰3,刘怀珠4
  • 2020.1:80-85[摘要](56) [PDF]()
  • 冀东浅层稠油油藏开展CO2吞吐取得了较好的增油效果,但长期注CO2导致的井筒腐蚀等生产问题日益凸显;N2是优良的增能介质,且来源广、性能稳定,将二者结合形成复合气体,是冀东油田CO2吞吐后的储备技术之一。为对比不同注气介质的增油效果,分别设计了5种摩尔比例的CO2/N2复合气体(1∶0(纯CO2)、4∶1、7∶3、1∶1 和0∶1(纯N2)),并开展了相应的注气膨胀实验和注气吞吐物理模拟实验。注气膨胀实验结果表明,CO2与稠油的作用能力要明显好于N2;复合气体与原油的作用能力介于纯CO2与纯N2之间,且随着复合气中CO2比例的增加,其溶解降黏和溶解膨胀的效应越明显;当注气量超过20 mol%、摩尔比例超过7∶3时,复合气体对稠油的降黏率可达40%以上。注气吞吐实验结果表明,体积比2∶1(摩尔比4∶1)的复合气体经过4轮吞吐后可提高采收率17.03%,接近纯CO2的增油效果;该比例的复合气体可实现CO2溶解降黏和N2增能的协同效应,有效提高稠油油藏采收率。
  • 改善低渗油藏二氧化碳气驱油效果的耐温泡沫凝胶体系的构建(40)
  • 杨子浩,罗智忆,林梅钦,吕其超,李晓晨
  • 2020.1:86-92[摘要](40) [PDF]()
  • 二氧化碳气驱对低渗油藏的开发与利用具有明显的优势,但是在驱油过程中极易产生气窜,造成二氧化碳过早突破含油带。为了抑制气窜,提升气驱效果,在聚丙烯酰胺溶液中加入起泡剂和交联剂等,制得泡沫凝胶封堵体系。通过测定凝胶强度、黏度、泡沫体积、泡沫半衰期等评价了其耐温性能,借助光学显微镜和扫描电镜分析其耐温机理,并通过人造低渗裂缝型岩心评价其封堵性能。结果表明,在100℃、矿化度10 g/L的条件下,配方为0.3%聚丙烯酰胺、0.245%酚类交联剂、0.0348%醛类助交联剂、3%稳泡剂黄原胶、0.075%起泡剂非离子表面活性剂和0.4%除氧剂硫脲的泡沫凝胶的稳定性较好,半衰期可达10 d。泡沫凝胶的微观形貌表明,液膜中的聚合物在高温下发生聚合反应形成凝胶相,网状凝胶液膜结构使得泡沫凝胶具有优异的耐温性能。泡沫凝胶可在低渗裂缝型岩心形成强度较高的封堵,在开度为0.1 mm的人造低渗裂缝型岩心中形成封堵后的气驱突破压力达到1020 kPa,具有封堵气窜通道,控制气窜的能力。
  • 低界面张力阴离子双子表面活性剂黏弹流体的 构筑与性能评价*(33)
  • 胡睿智1,唐善法1,2,金礼俊1,MUSA Mpelwa1,冯树云1,姜昭文1
  • 2020.1:93-101[摘要](33) [PDF]()
  • 为了有效提高我国低渗、特低渗油藏采收率,提出了构筑低界面张力阴离子双子表面活性剂黏弹流体的思路,以满足驱油剂同时提高波及效率及洗油效率、注入性好、无色谱分离的要求。本文以阴离子双子表面活性剂分子结构对其溶液黏度、黏弹性、界面活性影响为研究基础,构筑了GCET黏弹流体,并评价了其主要性能及油藏环境适应性。研究表明,羧酸盐双子表面活性剂溶液流变性及界面活性优于磺酸盐双子表面活性剂的;疏水链碳数较大(m=18),间隔基团碳数适中(s=3)的羧酸盐双子表面活性剂溶液流变性能较好;疏水链碳数较大(m=18),间隔基团碳数较小(s=2)的羧酸盐双子表面活性剂溶液界面活性较高。以此,优化分子结构设计并构筑的GCTE流体具有良好的黏度行为、黏弹性、界面活性及油藏温度及矿化度适应性。在模拟矿化度(12000 mg/L)条件下,0.5%的GCTE黏弹流体黏度12.68 mPa·s;溶液黏弹性较好(=0.366<1、松弛时间=11.302 s);稳态油水界面张力达到2.93×10-3mN/m。GCTE黏弹流体在非常规油藏提高采收率方面具有良好的应用前景。图17表12参27
  • 低渗透油藏内烯烃磺酸盐微乳液体系配方优选 及性能评价*(49)
  • 赵柏杨,夏连晶
  • 2020.1:102-108[摘要](49) [PDF]()
  • 为获得驱油性能良好的高分子内烯烃磺酸盐(IOS)体系,通过正交实验法确定了C24-28IOS/t-戊醇/Na2CO3/NaCl微乳液最优配方,通过微观驱油实验分析了IOS微乳液的驱油机理,通过低渗透岩心驱油实验研究了微乳液的驱油效果,评价了微乳液的性能并在大庆榆树林油田进行了现场应用。结果表明,配方为0.3% C24-28IOS、 0.6% t-戊醇、1.25% NaCl、1.25% Na2CO3的内烯烃磺酸盐微乳液接近达到中相状态。微乳液能与油形成低界面张力,降低残余油饱和度,提高采收率;微乳液具有乳化增黏作用,在驱替过程中能起到控制流度的作用从而扩大波及体积;同时由于微乳液的弹性,其变形的微观力对提高驱油效率起着重要作用。室内岩心驱油实验结果表明,IOS微乳液增油降水效果明显,与水驱相比,微乳液驱驱油效率提高9.16个百分点、含水率降低8.2个百分点。低渗透油藏高含水开发后期注入IOS微乳液能起到明显的增油效果。图27表3参19
  • 适用于含聚回注水的疏水缔合聚合物的综合性能*(39)
  • 阙庭丽,关 丹,焦秋菊,帕提古丽·麦麦提
  • 2020.1:109-114[摘要](39) [PDF]()
  • 新疆油田化学驱采用高矿化度含聚回注水作为注入水。研究了含聚回注水配制的普通聚合物HPAM和疏水缔合聚合物KYPAM的増黏性、流变性、黏弹性、长期稳定性、不可及孔隙体积(IPV)和驱油性能。研究结果表明:KYPAM 具有特殊的空间网状结构,在含聚污水中具有更好的增黏性、流变性、黏弹性;在含聚回注水中KYPAM 的抗老化能力好于 HPAM,经过 90 d 的老化后,质量浓度 1500 mg/L 的 KYPAM 溶液的黏度保留率为81.4%,而HPAM溶液的只有40.2%;在渗透率150×10-3 μm2左右岩心中,质量浓度为1500 mg/L的 KYPAM溶液的IPV为19.6%,而HPAM溶液的IPV为22.1%,KYPAM启动相对小孔喉的能力比HPAM高;在渗透率150×10-3 μm2左右的人造砾岩岩心中,水驱后注入0.5 PV的浓度为1200、1500 mg/L的聚合物溶液,KYPAM的驱油效率比HPAM的高2%~3%。图11表5参19
  • 部分水解聚丙烯酰胺和聚乙烯醇混合溶液的流变性*(35)
  • 刘希明1,田玉芹1,刘伟伟1,唐延彦1,张冬会1,侯万国2
  • 2020.1:115-120[摘要](35) [PDF]()
  • 采用蠕动实验研究了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和聚乙烯醇(PVA)混合溶液(总质量分数为0.20 %)的流变性(零剪切黏度),主要考察了体系组成比(以HPAM在聚合物中所占质量分数表示,RPH)和电解质(NaCl)浓 度(cNaCl)对流变性的影响,并对HPAM和PVA分子间相互作用机理进行了探讨。结果表明,PVA可通过氢键与HPAM 络合(或交联)形成高分子复合物,其络合 PVA/HPAM 摩尔比约为 90。RPH 在 0~0.7 范围内,HPAM 和PVA混合产生黏度降低效应,其中在RPH = 0.2时黏度降低效应最强。而RPH在0.7~ 1.0范围内,基本无黏度效应。加入NaCl可使混合溶液(RPH = 0.20)产生复合增黏效应,表明聚合物复配可提高HPAM溶液的抗盐能力。本研究加深了对聚合物相互作用行为的认识,为基于HPAM的复配体系在强化采油工程中的应用研究提供了重要信息。图6参31
  • 下二门油田聚合物驱后多段塞组合驱技术*(36)
  • 李 岩1,2,郭 艳1,2,王 熙1,2,张 卓1,2,张连峰1,2,任霄宇1,2,林 硕1,2
  • 2020.1:121-127[摘要](36) [PDF]()
  • 下二门H2Ⅳ层系经过0.5 PV聚合物驱,剩余油分布更加零散,为了优选成本低且能大幅度提高原油采收率的化学驱方式,通过对区块剩余油赋存形态和原油组分分析,依据不同化学驱方式对不同形态剩余油的动用效果,确定该区块的多段塞组合的驱替方式。研究结果表明:配方为1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性剂二元复合驱体系具有较好的长期热稳定性,老化360 d后界面张力仍能保持10-2 mN/m数量级,黏度保留率85%以上。聚合物浓度和渗透率相同时,二元体系注入压力低于聚合物的。聚合物浓度为1500 mg/L时,表面活性剂浓度为500~ 5000 mg/L时,二元复合体系中表面活性剂吸附量低于单一表面活性剂的吸附量。表面活性剂浓度大于1000 mg/L时,二元体系的洗油效率高于40%。双层非均质岩心驱油实验表明,在聚合物驱后实行多段塞组合驱可提高采收率21.51%,比单一聚合物驱和二元复合驱分别提高12.69个百分点和5.33个百分点。最终确定该区块剩余油的动用方式为以聚合物驱为主、复合驱为辅的低成本的多段塞组合“0.05 PV调剖+0.35 PV聚合物驱+0.15 PV二元复合驱+0.05 PV调剖”。图6表12参14
  • 一种微生物采油功能性激活剂激活特性及驱油性能*(33)
  • 陈琼瑶1,刘 涛1,于 瑶2,李彩风1,曹嫣镔1,林军章1
  • 2020.1:128-132[摘要](33) [PDF]()
  • 为了解决常规激活剂在油藏深部的激活作用较弱的问题,胜利油田石油工程技术研究院研发了以长碳链高分子多糖为碳源的长效功能性激活剂,本文研究了该功能性激活剂的好氧激活、厌氧激活特性及该功能激活剂的驱油效果。研究结果表明,该功能性激活剂激活后菌数达到5×108个/mL以上,延长激活时间超过60 d,好氧激活微生物后乳化指数高达95%,厌氧激活微生物后产气压力达到0.058 MPa。经功能性激活剂激活后微生物代谢产物对原油的乳化分散及产气效果明显提高,功能性激活剂驱替岩心后在空白基础上提高驱替效率14.1%,比常规激活剂的提高4.5%,且岩心内剩余油明显向岩心出口端运移。功能性激活剂能够有效激活好氧及厌氧微生物生长代谢产生驱油作用,具有广阔的现场应用前景。图6表3参19
  • 2-D智能纳米黑卡微观驱油机理可视化实验*(53)
  • 吴伟鹏1,2,侯吉瑞1,2,屈 鸣1,2,闻宇晨1,2,梁 拓1,2,杨景斌1,2,赵梦丹1,2
  • 2020.1:133-137[摘要](53) [PDF]()
  • 由中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院自主研发的2-D智能纳米黑卡是一种具有尺寸小、比表面积大等优势的片状纳米材料(尺寸为80×60×1.2 nm,比表面积约57m2/g)。本文使用不同孔隙度、渗透率的二维可视化模型,进行2-D智能纳米黑卡微观驱替可视化实验。通过分析岩心渗透率、颗粒浓度和注入速率等因素对驱油效果的影响,研究在微观条件下该纳米材料的微观渗流机理和运移规律。研究表明,该材料具有优异的亲水亲油平衡性,能够改变岩石表面润湿性,在两相界面产生楔形渗透压,形成微观回旋流,相对于以往如SiO2等球型纳米颗粒,具有更大的表面接触性。2-D智能纳米黑卡可有效驱替地层剩余油,剥离微小孔喉壁面上的油膜,扩大低渗层波及体积,提高原油采收率。图38参22
  • 分散剂对沥青质稳定性与稠油稳定性的改善效果*(32)
  • 王秋霞1,赵 琳2,张 华1,张龙力2,韩晓冬1,姜翠玉2
  • 2020.1:138-143[摘要](32) [PDF]()
  • 为了更加客观、准确地评价分散剂对稠油稳定性的改善效果,研究了5种分散剂对孤岛稠油和馆陶稠油沥青质和稠油稳定性的改善效果,包括含磺酸基的阴离子型分散剂AA、斯盘系列分散剂NA1、油酸、月桂酸、棕榈酸。结果表明,分散剂对沥青质和稠油的稳定性均具有一定的改善效果,其中AA和NA1可明显降低沥青质的聚集程度,对沥青质的稳定分散作用最强;分散剂对沥青质稳定性的改善效果普遍优于对稠油整体稳定性的改善效果。分散剂对沥青质稳定性的改善效果随分散剂浓度增大而增大,沥青质完全裸露在体系中易与分散剂作用;分散剂对稠油整体稳定性的改善效果随分散剂加量增大先增大后降低,分散剂对稠油稳定性改善用量存在最佳值。沥青质稳定性的提高对于稠油整体稳定性的提高具有重要影响,但稠油稳定性的改善还受到胶质、芳香分和饱和分等的影响。图12表3参20
  • 渤海S油田聚合物驱采出液油水界面膜的稳定性分析*(47)
  • 刘义刚1,谢良波2,赵 鹏1,韩玉贵1,宋 鑫1,李 壮2,韩志鹏2,刘 园2,李 轶2
  • 2020.1:144-149[摘要](47) [PDF]()
  • 为了明晰渤海S油田聚合物驱采出液油水界面膜稳定性的影响因素,通过对乳状液油水界面流变性、Zeta电位和界面张力等性质的表征,评价了聚合物类型、疏水缔合聚合物质量浓度和水相矿化度对原油乳状液稳定性的影响。研究表明:相对于线性聚合物,疏水缔合聚合物对于渤海S油田的原油乳状液具有明显的增稠、增黏效果,能够明显改变油水界面电性,增加油水界面活性,增强油水界面膜强度,具有更好的原油乳状液稳定效果。同时,疏水缔合聚合物的质量浓度与乳状液的界面膜弹性呈线性关系,随着聚合物质量浓度从0 mg/L增加至800 mg/L,乳状液的界面膜弹性从4 Pa增加到17 Pa。当聚合物质量浓度增至400 mg/L时,聚合物在油水界面上的吸附接近饱和。水相矿化度对原油乳状液的稳定性也有较大的影响,当矿化度在0~ 9417.7 mg/L时,乳状液的稳定性主要受界面电性的影响;当水相矿化度在9417.7~ 18835.4 mg/L时,乳状液的稳定性主要受油水界面膜结构强度的影响。图12参17
  • 伊拉克米桑油田破乳剂的评价与应用*(53)
  • 李湘山,魏 强,陆 原,郭海军
  • 2020.1:150-154[摘要](53) [PDF]()
  • 伊拉克米桑油田外输原油含盐量经常高于合同规定的28 mg/L的要求,影响油田提产计划,亟需优化破乳剂。为此,基于米桑油田原油处理工艺,通过考察脱水温度和乳化次数对破乳脱水效果的影响,确定了米桑油田破乳剂的评价条件,通过电脱法和瓶试法优选复配出破乳剂HYP-243,并在米桑油田进行了现场试验。结果表明,在破乳剂质量浓度 80 mg/L、温度 60℃、乳化次数 150 次的评价条件下,烷基酚醛树脂型聚醚破乳剂 YFPC-541、酚胺树脂型聚醚破乳剂YFPG-242、脂肪胺型聚醚破乳剂YFPC-140以质量比4∶1∶0.5复配制得的破乳剂HYP-243脱水速率快、终脱水量大、脱出水水质干净,破乳脱水效果优于在用破乳剂RP-968。现场试验结果表明,HYP-243加量为75 mg/L时的洗盐效果显著,在加量降低10 mg/L的条件下,水洗罐出口原油含盐均值从573mg/L降至358 mg/L,外输原油含盐均值从36 mg/L降至22 mg/L,满足米桑油田外输原油含盐小于28 mg/L的控制指标,有利于米桑油田提产计划的顺利实施,保障米桑油田的平稳生产。图6参16
  • 适用高温、高Cl-工况下的缓蚀剂合成及评价*(36)
  • 赵海洋,石 鑫,刘冬梅,魏晓静,高秋英
  • 2020.1:155-158[摘要](36) [PDF]()
  • 为了满足我国西北油田高温、高矿化度的恶劣开采条件,本文合成了一种喹啉季铵盐缓蚀剂QA,利用红外光谱对合成的样品进行了分析,然后通过高温高压动态反应釜实验考察了缓蚀剂在高温和高Cl-工况下的缓蚀效果,并利用分子动力学模拟实验研究了所合成缓蚀剂的缓蚀机理。研究表明:喹啉季铵盐QA在140℃、Cl-浓度为30000 mg/L环境中对N80和P110钢的缓蚀效率在92 %以上,是一种缓蚀效果良好的缓蚀剂。此外,分子动力学模拟实验结果表明,缓蚀剂QA能够取代金属表面的Cl-,减少金属与Cl-接触,延缓Cl-在金属表面的腐蚀反应;同时缓蚀剂QA的存在使Cl-在金属表面的吸附能降低,从而延缓了Cl-对金属的腐蚀,起到缓蚀效果。图5表1 参16
  • 滑溜水减阻剂的绿色配体-Fenton降黏试验*(32)
  • 谢 娟1,2,袁梦瑶1,惠海伟1,王新强1,2,屈撑囤1,2
  • 2020.1:159-160[摘要](32) [PDF]()
  • 滑溜水减阻剂EM50聚合物给压裂返排液处理带来一定难度。本文采用绿色螯合剂亚氨基二琥珀酸四钠(IDS)配体-Fenton法对减阻剂EM50进行氧化降黏处理。在单因素试验基础上,采用响应面法(RSM)研究影响降黏效果的3个主要因子n(IDS)∶n(Fe(Ⅱ))、Fe(Ⅱ)加量、H2O2加量的最佳水平及其交互作用。结果表明,在pH中性条件下,影响氧化降黏的主次因素依次为:n(IDSTA)∶n(Fe(Ⅱ))、Fe(Ⅱ)加量、H2O2加量;3个因素中,n (IDSTA)∶n(Fe(Ⅱ))与 Fe(Ⅱ)加量两个因素的交互作用显著;根据模型预测最优反应条件为:n(IDS):n(Fe(II))=1.4,c(Fe(II))=0.3mmol/L,φ(H2O2)=0.5%。在最优反应条件下质量分数0.1%的EM50溶液的平均降黏率为84.01%,与预测值相对偏差2.62%,说明建立的模型切实可行。降黏后进行混凝处理,压裂返排液SS、COD去除率分别为94.9%、89.2%。图7表4参26
  • 注采液中纳米级聚合物微球的检测方法*(36)
  • 薛芳芳1,马 波1,初立国2,程 辰1,刘保彻1,梁晓静3
  • 2020.1:165-168[摘要](36) [PDF]()
  • 油田注采液中纳米级聚合物微球的检测对纳米级聚合物微球堵水调剖机理研究具有重要意义,但目前关于这方面的报道尚属空白。为了实现油田注采液复杂体系中纳米级聚合物微球含量的快速、高效、准确检测,采用高效液相色谱法,通过选择合适的检测器、色谱柱和流动相条件,实现了油田注采液中纳米级聚合物微球和其它干扰物的先分离后检测,建立了一种简便、快速、准确测定油田注采液中纳米级聚合物微球浓度的方法:选用双羟基亲水色谱柱,250 mg/L NaH2PO4水溶液为流动相,绘制纳米级聚合物微球浓度~纳米级聚合物微球色谱峰面积(保留时间1.1 min处)的标准曲线,将得到的保留时间1.1 min处色谱峰面积带入标准曲线即可得到纳米级聚合物微球的浓度。该检测方法的线性范围是10~ 2000 mg/L,最小检出量为5 mg/L。该方法具有非常好的日内、日间精密度(RSD<5%)和加标回收率(>90%),可用于实际油田注采出液中纳米级聚合物微球的快速、准确检测。图4表1参13
  • 泡沫调驱体系研究进展*(40)
  • 姚 雪,孙 宁,吕亚慧,赵 光,戴彩丽
  • 2020.1:169-177[摘要](40) [PDF]()
  • 泡沫调驱体系具有来源广、成本低、低伤害以及选择性封堵等优点,能有效改善地层非均质性、提高采收率。目前的泡沫调驱体系主要有常规液相泡沫、聚合物强化泡沫、冻胶强化泡沫和颗粒强化泡沫。总结了不同类型泡沫体系的特点、强化泡沫稳定性机理及泡沫在地层中的渗流规律,介绍了泡沫调驱体系的现场应用,指出泡沫调驱体系面临的问题以及研究方向。图13参90
  • 离子液体表面活性剂用于提高采收率的研究进展*(42)
  • 张易航1,何 淼1,许明标1,2,舒 曼3,王 健4
  • 2020.1:178-179[摘要](42) [PDF]()
  • 离子液体具有毒性低、无腐蚀性、在水和有机液体中的溶解度高、耐恶劣环境等特点,被广泛应用于石油工业的各个领域,但作为油田驱油化学剂使用则相对较少。通过梳理离子液体的驱油机理、技术优势与局限性,介绍了离子液体作为表面活性剂驱油的影响因素、优缺点以及与各驱油剂的协同应用,指出了离子液体表面活性剂的发展方向以及今后研究过程中亟需解决的问题。参48
  • 改善蒸汽辅助重力泄油技术研究进展*(41)
  • 舒 展,裴海华,张贵才,葛际江,蒋 平,曹 旭
  • 2020.1:185-190[摘要](41) [PDF]()
  • 蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术广泛应用于超稠油油藏开采,但在开发过程中存在汽窜严重、热利用率低等问题。通过总结目前改善SAGD开发效果的主要技术方法,如气体辅助SAGD技术、溶剂辅助SAGD技术、泡沫辅助SAGD技术、化学添加剂辅助SAGD技术,介绍了改善SAGD技术的作用机理和提高采收率效果,指出了存在的问题并提出了使用建议。应综合考虑油藏地质条件与施工条件的差异,选择不同的辅助SAGD技术使经济效益最大化。参45
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