AM/AMPS/DMAM三元共聚物的合成及性能研究

为提高驱油用聚合物的耐温抗盐性,采用N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)通过氧化还原引发剂体系聚合方法合成了AM/AMPS/DMAM三元共聚物,用正交实验法确定了最佳合成方案为:温度40℃,pH值为11,引发剂浓度为0.18%,单体浓度为13%,DMAM加量为2%。对共聚物的耐盐性及热稳定性进行测试,在标准盐水中共聚物为2500 mg/L,温度为30℃时,粘度可达到35.3 mPa.s;温度为90℃时,粘度为9.70 mPa.s。结果表明,AM/AMPS/DMAM三元共聚物具有较好的抗盐性能和增粘性能,但抗温效果并不明显,有待进一步改进。

哈得4东河砂岩油藏注水水质标准研究

塔里木哈得4东河砂岩油藏将由注矿化度25 g/L的地表水(清水)转为注矿化度240 g/L的采油污水。清水与污水配伍性差,应分注,注清水时需采取防垢措施。实验考察了与注入水腐蚀性、地层伤害性有关的诸因素,推荐了清水和污水水质控制指标。要将A3钢在清水和污水中的腐蚀率控制在0.076 mm/a以内,溶解氧浓度均应小于0.89 mg/L(尽管污水对溶解氧的耐受性强),TGBI、B、SRB菌数应分别小于103、102、102个/mL。根据储层岩心注模拟水伤害实验结果并考虑油田生产情况,为了使储层岩心渗透率的伤害率低于15%,注入水(清水、污水)中悬浮物粒径应控制在5μm以下,悬浮物含量小于7.5 mg/L,TGBI、B、SRB菌数应分别小于104、103、102个/mL,Fe3+浓度应小于2 mg/L,含油量应小于10 mg/L。图11参6。

硅酸盐颗粒材料封堵大孔道的研究

本文针对孤岛油田开发过程中由于地层非均质性严重而导致的汽窜、水窜等问题,开展了硅酸盐颗粒型堵剂封堵技术的研究,评价了≤0.8mm、0.8～1.2mm和≥1.2mm粒径范围的硅酸盐颗粒悬浮液固结体的抗压强度、渗透率等性能指标并进行了现场应用。结果表明:在相同实验条件下,粒径小的硅酸盐颗粒所形成的固结体的抗压强度高、渗透率低;所形成的固结体耐温性能良好。现场施工时,借鉴孤岛油田防砂的经验,根据储层渗透率以及地层砂粒度中值来选择硅酸盐颗粒粒径的大小及组合方式,一般采用粒径≤0.8 mm的硅酸盐颗粒悬浮液作为前置段塞,粒径0.8～1.2 mm的颗粒悬浮液作为后置段塞,共实施了8口井,现场试验证明该技术对改善注气剖面和产液剖面,提高注汽、降低油井含水效果显著。

稠油污水处理高效反相破乳剂应用现状

总结了稠油污水的特点及造成稠油污水难处理的原因,介绍了反相破乳剂的作用机理,提出了作为反相破乳剂的要求,评述了国内稠油污水处理的反相破乳剂的应用现状,分析了稠油污水处理用反相破乳剂的发展方向。

碱驱过程中硅酸盐垢的形成机理,影响因素及解决途径

阐述了碱驱过程中硅酸盐结垢岩石溶解模型、离子交换模型、通道渗透模型、沉积成垢模型的“四模成垢”机理, 以及在结垢过程流体状态、温度、离子浓度、岩石组分等因素对其的影响,同时探讨了解决途径——包括对不同地层条件碱的选择、防垢剂的筛选及其它辅助控制途径。

塔中11油田志留系注入水水质标准研究

针对塔中11油田开发的实际情况,室内研究了溶解氧、CO2、细菌对注入水腐蚀性的影响;评价了悬浮物含量、悬浮物粒径、细菌和Fe3+对岩心渗透率的影响程度,确定了塔中11油田志留系注水水质指标。试验结果表明:注入水中含氧量应≤0·5mg/L,CO2含量应≤2·5mg/L;腐生菌TGB含量应≤104个/ml,铁细菌IB含量应≤103个/ml,硫酸盐还原菌含量应≤104个/ml;悬浮物粒径应≤5μm,悬浮物含量应<7·5mg/L,Fe3+含量应≤5mg/L。回注污水含油量应<10mg/L。

油田污水处理高分子絮凝剂的发展现状

介绍了国内外油田污水处理用的高分子絮凝剂的种类、使用性能和应用进展情况。研究发现:与阳离子型和阴离子型高分子絮凝剂相比,两性离子型高分子絮凝剂具有pH值适应范围宽、抗盐性好、絮凝及沉降脱水能力强等应用特点。提出了油田污水处理用高分子絮凝剂的发展方向。

高含硫化氢井作业前套管气脱硫处理工艺及效果

孤岛部分稠油区块原油含硫量高在2%以上,稠油热采过程中原油中的含硫有机成分分解。生成硫化氢气体在套管内富集,对安全生产和作业造成危害。通过开发高效脱硫剂体系,将硫化氢转化为硫磺,同时研制一套可移动式撬装脱硫处理装里,实现对套管气中硫化氢的高效吸收,使处理后套管气中硫化氢含量低于最高容许浓度,并便于对不同区块的含硫油井进行处理,以解决因硫化氢影响稠油热采井作业安全的问题。

一种新型聚合物的合成与性能研究

耐温抗盐型聚丙烯酰胺的研究,已经引起石油工程技术人员的空前关注。为了合成较为理想的疏水缔合型耐温抗盐聚丙烯酰胺,从分子设计入手引进疏水性单体Q11,与AM、AMPS采用溶液聚合合成聚合物AM/Q11/ AMPS。通过对聚合物特性粘数和表观粘度的测定,确定聚合物是否具有较高的分子量和较好的耐温抗盐性能。实验结果表明,聚合物样品分子量比较高,在高温、高盐、高钙条件下,合成的疏水缔合型聚丙烯酰胺具有良好的增粘性和较强的热稳定性。

采油污水资源化利用技术研究

孤岛油田已进入中后期开发,采用了注水、蒸汽吞吐、注聚等多种"三次采油"措施,加之边底水活跃、油藏影响及边缘区块注水难度较大等因素,加剧了注采不平衡的矛盾,剩余污水现象突出;另外,注聚、稠油热采造成了清水资源的极大消耗,也是产生剩余污水的主要原因。为了解决孤岛油田剩余污水出路问题,实现油田可持续发展,在孤四污水处理站进行了含聚污水深度资源化利用技术的研究与试验,净化污水的同时降低含盐量和硬度,使最终出水配聚黏度高于清水配聚指标,进而实现污水代替清水配聚合物母液,达到污水再利用的目的。

水平井出砂临界井底流压模型的求解问题

通过地应力场的坐标变换,完善了不同完井方式下水平井出砂临界井底流压的计算模型,提出了具体的求解方法,以井壁稳定的实际物理意义为依据将解分为不同的情况,并选取实际地层参数对水平井出砂临界井底流压计算分析,研究结果可为油田现场生产提供参考。

电气浮-过滤-离子交换/电渗析组合工艺处理油田污水

针对胜利油田部分区块污水富余与热采注汽需用清水的矛盾,提出富余污水利用电气浮-过滤-离子交换/电渗析法深度处理后达到锅炉注汽用水替代注汽锅炉用清水的技术思路。对电渗析与离子交换进水比率为2∶1的处理污水路线产生的制水成本进行计算,其中运行成本7.85元/立方米,污泥、浓水处理及设备维护成本1.3元/立方米,总制水成本9.15元/立方米。预计试验规模产水量3 000 m3/d,则年节约清水费用525.6万元(当地工业用水价按4.8元/立方米计),年节约无效回灌费用876万元(无效回灌费用按8.0元/立方米计),年创经济效益399.6万元。