新型防垢剂膦基聚丙烯酸的研制

以含有羧基官能团的烯类单体和次磷酸钠为原料采用水溶液法合成了一种新型防垢剂膦基聚丙烯酸,并采用碳酸钙沉积法对其性能进行了评价。结果表明,新型防垢剂膦基聚丙烯酸的最佳合成条件如下:次磷酸钠/丙烯酸质量比为0.15∶1,催化剂含量为1.0%,引发剂双氧水加量为15%,反应时间为4h,反应温度为90℃;膦基聚丙烯酸的加量以60mg/L较为适宜;膦基聚丙烯酸的防垢率随着温度的升高而降低,且防垢率都在88%以上,说明膦基聚丙烯酸具有较好的耐温性;膦基聚丙烯酸与杀菌剂SJ66和SJ99进行复配后都具有协同增效的作用,且膦基聚丙烯酸与SJ66复配后的增效最显著。

基于小波神经网络预测多相动态管道腐蚀速率

利用小波神经网络模型预测多相动态环境下油气集输管道腐蚀速率。首先通过室内多相动态腐蚀实验,获得了不同工况条件下的挂片腐蚀速率,用于训练和检验小波神经网络预测模型,然后利用多因子方差分析研究了温度、压力、流率、硫化氢含量、二氧化碳含量、溶解氧含量、含水率、盐含量和p H对腐蚀速率的影响程度,实现了各因素的有效性筛选,最后在确定隐含层节点数基础上通过训练、测试建立起适宜的小波神经网络预测模型,并进一步验证了模型可靠性。结果表明:除了压力外,各因素对腐蚀速率均有十分显著的影响,属于有效输入信号。当隐含层节点数为17时,8-17-1型小波神经网络结构表现出良好的准确性和稳定性。利用Levenberg Marquardt优化算法对模型进行了反复训练,直至其均方根误差小于容许收敛误差限0.001,预测值与实际值近似呈线性关系,训练、测试阶段决定系数分别为0.9992、0.9967,相关性较高,模型预测值和验证值亦不存在显著差异。因此小波神经网络预测模型对多相动态环境下油气集输管道腐蚀速率具有良好的预测能力。

高能气体压裂技术在陇东油区的应用实践

边底水油藏是长庆油田陇东油区内一个重要的油藏类型 (开发区块有 12个 ,动用地质储量 2 5 97×10 4 t,占全厂含油面积的 17 3% ) ,存在着油层物性好、压力系数偏低 ,油层易受到伤害的特点 ,尤其是其储层地质条件的局限性 ,给其开发过程中增产措施的选择带来一定困难。近几年通过在具代表性的华池油田、元城油田的开发实践中的不断研究、试验、探索 。

K262B型160吨压力机的改装

K262B型160t压力机是仿苏产品,由于原结构的先天不足,多年不能正常使用。其主要问题为:曲轴转动采用刚性离合器,冲击大,不能点动调整;曲轴上的制动器只能在上止点起作用,不能使滑块(压力头)停止在任何位置;安装模具和调整极为困难;滚键常失灵,难于维修,起动时电机易烧等。

清洁压裂液返排液驱油体系性能评价及矿场应用

为实现清洁压裂液返排液体系的重复利用,针对一类新型纳米复合清洁压裂液体系展开室内研究,评价了返排液作为驱油体系的界面活性、润湿性、乳化性能以及吸附性能。在此基础上,对驱油体系提高低渗透油藏岩心水驱后的采收率进行了研究。结果表明:在驱油体系质量分数为0.08%,温度为60℃的条件下,与脱气原油之间的界面张力即可达到10-3m N/m数量级,可以使稠油黏度降低率达到95%以上,并具有良好的乳化性能;驱油体系能够使亲水岩石表面转变为中性润湿;驱油体系中的表面活性剂在岩心中的最终滞留量为2.8 mg/g,而纳米颗粒的滞留量为8.8mg/g。岩心模拟驱油实验结果说明,驱油体系可以使饱和脱气原油低渗岩心水驱后的采收率平均提高17.26%,取得了良好的驱油效果。矿场试验结果表明,增油效果显著。

长3油层组储层缓速酸解堵体系研究及应用

针对长3油层组储层渗透率低、易受无机垢污染的特点,分析了注入水结垢及矿化度对储层渗透率的影响,筛选了缓速酸酸化体系,并在3口井上进行了现场试验。结果表明,对于渗透率低于0.05mD的岩心,矿化度从14000mg/L降低一半时,渗透率降低7%,HCG缓速酸具有较高的溶蚀能力和较好的缓速性能,HCG对砂岩的溶蚀率为63.85%,比油田在用酸液HCA高47%,而且其缓速性能好于HCA。缓速酸体系在55℃下反应8h后可以使岩心的渗透率提高30倍,对2口水井和1口油井的现场试验表明,该体系起到了较好的增产增注效果,单口油井增油258t,2口水井的増注有效期在100d以上。

HC油田N138区注入水配伍性研究

分析了HC油田N138区注入水(Z9Z、Z5)和地层水(N17-22、N20-18)共4个水样的pH值及离子组成。结果表明,试验水样pH值在7左右,注入水中SO4^2-质量浓度高于地层水SO4^2-质量浓度,但Ba^2+、Sr^2+质量浓度比地层水中的低。分别将注入水与地层水按不同比例混合后的水样进行结垢量测定,结果表明,Z9Z水样与N17-22、N20-18水样以1∶4混合后结垢量分别达到最大值886.32mg/L和710.48mg/L,Z5水样与N17-22、N20-18水样以3∶2混合后结垢量分别达到最大值278.41mg/L和280.07mg/L,Z5水样与地层水的配伍性要好一些。对注入水与地层水进行了结垢趋势预测,结果表明,混合后N17-22水样结碳酸钙垢的趋势会减小,N20-18水样结碳酸钙垢的趋势会加大,注入水与地层水均有硫酸钡结垢的趋势,大部分有硫酸锶结垢的趋势,但均无硫酸钙结垢的趋势。对收集的垢样进行了微观形貌及EDS分析,结果表明,注入水与地层水混合后主要结硫酸钡、硫酸锶及碳酸钙垢。在实际生产中,可用选择EDTMPS作为阻垢剂对水样进行防垢,最佳用量为50mg/L,阻垢率达到90%以上。

F油田长8超低渗油藏控制因素研究

鄂尔多斯盆地F油田长8油层储层为三角洲前缘的水下分流河道砂体,生储盖组合极佳,理论上应该有较大的成藏规模,但实际成藏规模小,油藏连续性差。经分析认为,有利的生烃条件、三角洲前缘沉积环境、局部鼻状构造和排驱压力大是控制该区长8油层组油藏分布的关键因素,是造成F油田特殊成藏规律的主要原因。

MA-MAC-VA共聚阻垢剂的合成及性能研究

以马来酸酐、丙烯酸甲酯和乙酸乙烯酯为原料合成了一种阻垢剂,通过正交实验法确定了最佳的合成条件:n(MA)∶n(VA)∶n(MAC)=1∶1.2∶0.2,引发剂含量为7%,反应温度为50℃,反应时间为7h。该条件下合成的阻垢剂对硫酸钡垢的最大阻垢率为97.81%。同时研究了温度、加量、时间等因素对阻垢性能的影响。

长3储层复合防垢剂的筛选及性能评价

针对长3储层注水结垢问题,选取9种防垢剂测试了其在不同温度和加量时的防垢效果,通过正交试验优化了配方组成,考察了防垢剂在地层水和注入水的混合水样中的防垢效果。优选出复合防垢剂SCA的配方组成为:w_((PPMA))∶w_((PMPA))∶w_((PASP))=1∶2∶2。在70℃、加量为30mg/L和55℃、加量为15mg/L时,复合防垢剂在地层水中的防垢率分别为97.94%和98.50%;55℃下在不同比例的注入水和地层水的混合水样中加入15mg/L的SCA未见垢产生。

鄂尔多斯盆地胡尖山油田延长组长6_1储层特征及控制因素分析

根据岩心观察、铸体薄片、压汞曲线等分析资料,对胡尖山油田长61储层的岩石学特征、孔喉特征和储集空间等进行了研究,并对控制储层特征的影响因素进行了分析。研究表明,胡尖山油田长61储层岩性主要为极细-细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度和结构成熟度较低,储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔,片状和弯片状喉道为主要渗流通道。储层物性主要受沉积相和成岩作用的控制。

鄂尔多斯盆地合水地区长6油层组储层特征研究

综合应用岩心描述、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、及压汞曲线等资料，对鄂尔多斯盆地合水地区长6油层组储层的岩石学特征、物性特征、孔喉特征等进行了深入细致的研究。结果表明，合水地区长6储层属于低孔、特低孔一超低渗、特低渗储层，而影响储层储集性能的主要因素为沉积环境及成岩作用。

合水地区长8油层组超低渗透储层特征及主控因素分析

根据测井资料、岩心观察、铸体薄片等资料,对合水地区长8油层组储层的岩石学特征、物性特征和孔喉特征及成岩作用等进行研究。结果表明,合水地区长8油层组储层属低孔-特低孔、超低渗-特低渗储层,岩性主要为细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩,发育粒间孔和溶孔,储层物性主要受沉积作用和成岩作用的共同影响。

陇东地区油井结蜡机理及蜡沉积动力学研究

陇东地区油井井筒结蜡问题严重影响了油井的正常生产,不同于其他区块多在井筒中部结蜡的情况,LN区块在井筒深部泵口、尾管附近结蜡现象严重,大大制约了该区块油井的正常生产。文中以LN区块蜡样及原油为研究对象,通过蜡样组分、结构、碳数分布、溶蜡点及原油黏温曲线、碳数分布等的测定探索造成该区块结蜡严重的原因;并利用数学模型对该区块井筒结蜡过程进行研究,分析含水率、温度、流速等外因对油井井筒结蜡的影响。研究结果表明:造成该区块在井筒深部泵口、尾管附近结蜡的主要原因为原油中高碳数组分占比大、所结蜡为直链烷烃且碳链较长、蜡样中机械杂质及沥青质含量高;通过动力学分析表明:结蜡速率随含水率的增大而减小,随温度及流速的增大先增大后减小。

原油不同因素对20钢输油管道内壁腐蚀的影响

为了弄清实际工况中油、水和气三相混合时温度、流速和压力对20钢输油管道腐蚀的影响,自制了模拟生产现场的试验装置。利用正交试验和失重法探讨了庆阳合水地区输油管道20钢在不同温度、流速和压力原油下的腐蚀行为;利用扫描电镜(SEM)和X射线衍射技术对腐蚀产物进行了分析。结果表明:在80℃,3.0m/s,0.3 MPa下20钢的腐蚀速率最大,原油流速是20钢腐蚀的主要因素;20钢腐蚀产物呈片状和颗粒状,与基体结合松散、易脱落,对基体的保护作用较弱,其表面存在点蚀;不同流速下20钢的腐蚀产物组成基本相同,主要是Fe_3C和Fe_3O_4。

二氧化碳泡沫压裂的基本原理分析

国内泡沫技术研究较早,但在80年代末90年代初才将泡沫作为压裂液流体。四川石油管理局于1985年开始泡沫酸液的基础研究和泡沫酸酸化施工技术的研究,压裂中心于1990年开始N_2和CO_2泡沫压裂液的室内研究实验。目前为止,国内对泡沫压裂液的研究已比较成熟。

双子表面活性剂复配体系性能评价及在陇东油田的应用

针对陇东油田注水井出现欠注问题,以阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与双磷酸酯型双子表面活性剂XG等为原料,制得阳离子-双子表面活性剂复配体系XG-D。通过油水界面张力和润湿性能测试及室内岩心驱替等方法研究了XG-D的各项性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,XG-D与模拟地层水的配伍性较好,0.25%的XG-D可使油水界面张力降至0.01 mN/m,具备良好的降低油水界面张力的性能。XG-D的抗盐性较好。XG-D可吸附于亲油云母表面,使固体亲水表面转变为弱亲水表面,润湿性良好。岩心驱替实验结果表明XG-D具有较好的降压增注特性,可使注水压力降幅达49.88%,驱油效率提高6.4%。现场应用结果表明,可在陇东油田高压注水井用XG-D实现降压增注。

HS油田注水系统腐蚀原因分析

HS油田注水系统腐蚀严重,结合注水系统的水质,分析了腐蚀原因:矿化度和温度是影响注水系统腐蚀主要因素,除此之外,清水系统的4个站点的细菌含量以及采出水的SRB、硫化物含量均是影响腐蚀速率的重要因素。

聚丙烯酸酯类防蜡剂的合成与性能研究

油井结蜡是油井生产过程中经常遇到的问题。使用防蜡剂是解决这一问题最简单有效的方法之一。以丙烯酸和十六醇为原料，在引发剂和交联剂的作用下合成了聚丙烯酸高碳醇酯防蜡剂，采用静态防蜡法筛选出最优防蜡率的防蜡剂，对其合成条件及用量等因素进行了探究，并用红外光谱表征了结构。结果表明，利用红外光谱对合成产物的结构进行了表征，其结构与目标化合物一致；最佳合成条件为反应温度70℃、反应时间5h、引发剂用量0．15％、交联剂用量为2％；合成的聚丙烯酸十六醇酯防蜡剂在原油中的适宜加量为800～900mg／L。

井口多功能套管气回收装置的研制与应用

针对常规定压放气阀冬季冻堵,回压较高流程井组,低压套管气无法有效回收等问题,利用负压及热交换原理,创新设计了一种井口多功能套管气回收装置,解决回压高于套压井组套气无法回收,冬季低温冻堵的现象,提高了井口套气回收量及井口密闭集输水平。利用抽油机下行过程中压力降低的现象,在套管气回收装置前端设计地面管线流体防倒流装置,阻断了地面管线回压与套管气回收装置之间的压力传导,套管气回收装置套气入口端形成负压区,降低了套气回收的压力门槛,有利于套管气的回收,解决高回压井套气回收问题。同时将套管气回收装置活动元件设计在液流中间,最大限度地保证套管气回收装置活动元件与采出液进行热交换,提高了井口多功能套管气回收装置运行温度,解决了冬季低温冻堵的现象。