石油磺酸盐组成及其油水体系界面张力的关系研究

通过萃取与反萃取法分离出系列石油磺酸盐的活性组分,经电喷雾质普法分析其当量分布并计算其平均当量,以气相渗透压法测得其脱磺酸基后亲油基的平均相对分子质量,并采用旋转滴法考察石油磺酸盐及其活性组分与油/水体系的界面张力。结果表明,石油磺酸盐中活性组分的组成在低及高当量区间的分布差异最大,具有宽当量活性组分分布的石油磺酸盐由于分子间结构的互补而具有适当的亲水亲油平衡,其油/水体系的界面张力能达到超低。

形状记忆筛管自充填防砂完井技术

针对独立筛管防砂完井无法支撑井壁、有效期短的问题,以及砾石充填防砂完井工艺复杂、易砂堵、费用高的不足,提出了利用一趟管柱实现长裸眼环空充填的形状记忆筛管完井技术。在优化设计形状记忆筛管机械结构的基础上,研究了形状记忆筛管生产工艺,研制了形状记忆防砂筛管,并对其性能进行了试验评价,形成了形状记忆筛管自充填防砂完井工艺。现场试验结果表明,形状记忆防砂筛管膨胀性能优越、能完全充填环空和炮眼,且膨胀后的渗透性好、挡砂精度高。形状记忆筛管自充填防砂完井技术施工工艺简单、能适应不规则井眼,具有很好的推广应用价值。

完井用多孔隙形状记忆聚合物的性能影响因素研究

由单一相对分子质量多元醇制备的多孔隙形状记忆聚合物的性能无法满足完井的要求,需要采用不同相对分子质量多元醇制备多孔隙形状记忆聚合物。为给制备适用于不同井下条件的多孔隙形状记忆聚合物提供依据,通过改变不同相对分子质量多元醇的质量比,制备了不同的多孔隙形状记忆聚合物,并测试其力学性能、玻璃化温度、热敏性能和观察其孔隙结构,分析了不同相对分子质量多元醇的质量比对其性能的影响规律。低相对分子质量与高相对分子质量多元醇的质量比越大,多孔隙形状记忆聚合物的硬度、压缩强度和弯曲强度越高,玻璃化温度、热形变温度、形变恢复温度和开孔率越低,泡孔尺寸越大,孔型系数和泡孔壁厚越大,结构的各向异性越强。研究表明,通过调整制备原料中不同相对分子质量多元醇的质量比,可获得具有一定力学强度,同时满足不同井下温度条件形状恢复、对不同粒径地层砂具有滤砂过流功能的完井用多孔隙形状记忆聚合物。

形状记忆筛管膨胀性能测试

为了解形状记忆筛管在井下环境的膨胀性能,根据该筛管在井下的膨胀原理,研发了能够模拟井下环境的形状记忆筛管膨胀性能测试系统,进行了形状记忆筛管样机膨胀性能测试,分析了循环流体排量和温度对响应温度、膨胀速度和膨胀力的影响。研究结果表明:随着循环流体排量增大,响应温度随之升高,膨胀速度降低;当循环流体温度不低于初始响应温度时,随着循环流体温度升高,膨胀速度增大;循环流体的排量和温度对最终膨胀力的影响较小。测试结果为形状记忆筛管的设计和应用提供了依据。

天然气水合物井完井用形状记忆材料研制

为了能够更加有效地解决天然气水合物井在完井过程中的出砂问题,保证天然气水合物井的稳产与高产,开展天然气水合物井完井用形状记忆材料的研制。选用PCL/PM 200体系,采用物理发泡与化学发泡并用的方法,一步法合成了开孔型形状记忆聚氨酯泡沫;在此基础上,对其力学性能、玻璃化转变温度、形状记忆性能、泡孔结构、耐温性能等性能进行了表征与测试。实验测试结果表明,该材料体系合成工艺简单,形状恢复率高,力学性能好,开孔性均匀,耐温性能好,具有玻璃化转变温度,符合温敏型形状记忆材料的变化规律,能够满足天然气水合物完井用形状记忆材料的性能要求。将该体系用于生产天然气水合物井完井用的形状记忆材料,制造形状记忆筛管,为日后天然气水合物的试采和商业开发提供了一种新型的且行之有效的完井手段。

形状记忆充填层膨胀后的性能测试实验

为研究形状记忆筛管在出砂井井底发生膨胀后的工作性能,对膨胀后的形状记忆充填层进行取样,通过实验分析其性能特征。结果表明:采用自主研发的聚合物复合材料制备的形状记忆充填层的岩心样品的力学性能符合温敏型材料的变化规律;不同位置的3块岩心的绝对渗透率基本相同,形状记忆充填层的均质性好;岩心的压差变化小,形状记忆充填层的抗堵塞性能好;该形状记忆充填层具有良好的渗透性能、挡砂性能和耐酸碱性能,能够满足指定出砂井的生产要求。形状记忆充填层膨胀后的性能测试实验能够直观地分析形状记忆筛管膨胀后的工作性能,为环空自充填防砂完井技术的材料选择与现场应用提供实验方法和依据。

磺酸盐驱油体系在多孔隙砂岩中的滞留与吸附损耗

采用两相滴定法分别考察磺酸盐驱油剂在砂岩表面的吸附损失及在多孔隙砂岩中的驱动损耗。结果表明:磺酸盐类驱油剂在砂岩表面的吸附损失主要与砂岩的表面积正相关;在驱动过程中,多孔隙介质的孔隙体积及孔喉结构是造成驱油剂滞留损失的主要原因;在砂岩表面的吸附及在多孔隙介质中的滞留都会使驱油剂在溶液中的有效质量浓度急剧减小;通过组分间的增溶作用,增加磺酸盐驱油剂在水相中的溶解性能,减少溶液中游离分子的数量,能够降低磺酸盐驱油剂的损失。

石油磺酸盐组分的结构与性能关系

以绥中低凝环烷基馏分油为原料,以三氧化硫为磺化剂,在单管降膜式磺化反应器中合成了石油磺酸盐NPS。采用溶剂萃取法将NPS按平均相对分子质量的不同分离为若干组分,采用元素分析、1H-NMR及13C-NMR表征各组分的分子结构,并测定了它们的界面张力、临界胶束浓度(CMC)和在孤岛地层砂上的吸附量。采用室内模拟驱油实验考察了NPS各组分的驱油性能。结果表明,NPS的界面化学性质与其分子结构密切相关。NPS浓度在CMC左右,其吸附量达到最大值;NPS各组分的界面活性和吸附性质有较大差异。NPS各组分的驱油效率不同,NPS与Na2CO3、NaOH、NaCl及Na2SO4等电解质复配后,油-水界面张力降低,驱油效率大大增加。

NPS石油磺酸盐在孤岛地层砂上的吸附性能

在70℃研究了NiX3石油磺酸盐在孤岛洗油地层砂上的静态和动态吸附。NPS为以渤海绥中低凝环烷基馏分油为原料，在实验室单管降膜式磺化反应器中用SO3磺化得到的石油磺酸盐，M=439．6。NiX3在孤岛地层砂上的最大吸附量为1．123mg／g砂，出现在CMC值（～3．0g／L）附近，NPS水溶液浓度进一步增大时吸附量略有下降。当NPS水溶液浓度为2．5g／L时，其吸附量随NaCl加量的增大（0-40g／L）而持续增大；当外加盐浓度为5．0g／L时，CaCl2、MgCl2、NaCl、Na2SO4使NPS吸附量由1．013mg／g砂分别增至2．338、1．541、1．501、1．484mg／g砂，NaHCOs、Na2CO3、NaOH使NP3吸附量分别降至0．884、0．643、0．614mg／g砂；随外加HPAM浓度增加（0-6．0g／L），NPS的吸附量出现最大值（超过1．7mg／g砂），最大值对应的HPAM浓度为3．0g／L。70℃下通过长30cm的地层砂填充管连续注入2．5g／L的NPS水溶液共10h，测得无盐溶液的动态吸附量为0．503mg／g砂，外加盐的影响相似，NaOH、Na2GO3使动态吸附量降低，Na2SO4、NaCl使其增大。对实验结果作了解释和讨论。图3表2参10。

可钻泵送桥塞研制与试验

可钻泵送桥塞是非常规油气资源水平井分段完井的关键工具。通过调研国内外页岩气完井及桥塞技术现状,研究了由2组锚定机构、多级肩保的楔形胶筒、外置式自锁机构以及啮合型防转机构等组成的可钻泵送桥塞。分析了配套工具和试验装置,并进行了系统的室内试验和关键技术的重点测试。试验和测试结果表明,桥塞设计结构合理、密封可靠、指标性能高,可以满足页岩气分段压裂完井的需求。最后建议在后期提高材料综合性能的基础上,桥塞及其配套工艺有待通过现场试验完善。

埕岛油田6A+B区块油藏动态调控

埕岛海上油田油层多,储层平面上和纵向上物性差异大,非均质性较强,采用分层注水工艺开发不能较好地控制整个油藏的水驱效果。针对埕岛油田采油速度低、含水上升较快等问题,提出一种新的最优油藏动态调控方法。该方法将油藏视为一个复杂的动态系统,以油藏开发生产净现值最大化为目标,通过求解描述油藏开发生产的优化模型,实时优化油藏的输入输出调控参数,获取该时刻最优的生产方案。利用该方法对埕岛油田6A+B典型区块进行的实例分析结果表明,获得的最优生产方案符合油田实际。

糠醇低聚物复合固砂剂的研究与应用

合成了有效物含量>95%的低分子量液体糠醇聚合物。在由100cm3粒径0.3～0.6mm的石英砂、2mL煤油、1mL油田污水、几滴异丙醇组成的固砂模型上,根据固结砂的抗压强度和渗透率筛选出了糠醇聚合物固砂剂各组分的用量:糠醇聚合物5g,固化剂对甲苯磺酸0.5g,稀释剂醋酸丁酯5g,后固化剂NaCl+HCl溶液100mL,预冲洗液(饱和NaCl溶液)80mL,后冲洗液(近饱和NaCl溶液)80mL。此配方固砂剂在40～60℃下48h形成的固结砂体,抗压强度为3.72～7.23MPa,在60℃下6h后固结砂体即可达到72h强度(7.28MPa)的70%。固结砂在12/3土酸和10%NaOH溶液中浸泡15天,强度基本不变。此固砂剂适用于中、低矿化度(<1.0×104mg/L)高含水油井的防砂。在胜利油田进行的井温50～60℃的20余井次防砂施工,成功率>95%,有效期平均10个月。表2参1。

基于温度场模型的地热井完井管柱结构优化

地热井的保温增效及节约成本问题成为了制约我国地热产业规模扩大化、产业升级化、能源结构优化的瓶颈之一。为此,结合地热井井身结构特点,建立井筒温度计算模型,通过现场测试数据对模型进行验证,井口产液温度误差仅为1℃。针对地热井热损失严重的井段,提出新的完井管柱结构,建立与之对应的案例;并应用所建温度模型和传热系数计算方法对所建案例进行计算。计算结果表明:改变完井管柱和环空介质能显著降低井筒热损失,仅改变完井管柱就能将井口产液温度提高6.1℃,使用隔热材料的泵管更能将井口产液温度提高10.1℃,最终从施工成本和材料成本考虑,优选了最经济有效的完井管柱。研究成果对地热井保温增效开发具有指导意义。

砂岩孔隙型地热井提高热效工艺分析

针对国内砂岩孔隙型地热井井口水温相对较低、缺乏提高热效工艺的先导试验,开展了提高热效工艺与井口水温之间的适应性研究。采用开口系统稳定流动热力学模型,分别从地热井成井施工参数和井筒隔热工艺两个方面计算了多条件下的井筒水温曲线,对比了不同工艺方法下的增温效果、成本和可操作性。研究表明:小排量抽水时,沿程热损失和上层低温高渗井段主出水,综合导致井口水温较低;大排量抽水时,井口水温随着日抽水量的增大而增大,但增温幅度减小,日抽水量大于3 500 m^3/d时增温幅度非常小且趋势趋平;主出水井段越深,井口水温越高,合理设计地热井止水器和滤水管安装深度,使得底层高温热储层动用起来,可以增加井口水温8~18℃以上;单纯增加泵挂深度井口水温增加不大于0.2℃;采用氮气环空隔热、气凝胶隔热、降低水泥环导热系数和延长固井段长度,可以增加井口水温0.23~1.3℃,但是成本较大,实现相对困难;延长抽水钢管长度并外刷隔热涂层,井口水温增加0.6~1℃,预增成本相对较少,容易实现。拟合了井口水温与日抽水量之间的函数方程,该函数方程可以快速预测相似结构管柱砂岩孔隙型地热井不同排量下的井口水温。该研究结果可为砂岩孔隙型地热井井口水温预测、现场提高热效工艺方式的选择提供参考。

聚氨酯微孔弹性体加速老化评估及使用寿命研究

以改性MDI和聚醚多元醇为基本原料制备聚氨酯微孔弹性体,通过50℃、70℃和90℃水热老化试验,分析在特定老化温度条件下,聚氨酯微孔弹性体力学性能随时间的变化情况。结果表明,聚氨酯微孔弹性体的拉伸强度、断裂伸长率、硬度和压缩静刚度等性能在水热老化试验前期有短时间增加,然后都随时间减小。在较高温度的水热老化试验中,材料的力学性能降低较快。筛选压缩静刚度作为表征材料老化过程的性能指标,利用阿伦尼乌斯方程建立使用温度与寿命之间的模型,推算聚氨酯弹性体材料使用寿命。

聚合物对石油磺酸盐体系驱油效率的影响

以部分水解聚丙烯酰胺为例,考察聚合物对石油磺酸盐油/水体系的动态及平衡界面张力的影响,验证了在该体系中加入一定浓度范围内的聚合物只改变该体系界面张力达到平衡所需要的时间和变化过程,不影响该体系的洗油能力。改变聚合物和石油磺酸盐驱油体系注入顺序和方式的室内模拟驱油和驱替吸附实验表明,聚合物驱后再进行石油磺酸盐驱油体系可获得更高的驱油效率。通过动态吸附实验分析其原因在于滞留的聚合物通过氢键作用在岩石表面的吸附减少了岩石表面可吸附石油磺酸盐的吸附位,石油磺酸盐在地层表面的吸附损失减少;比较聚合物及石油磺酸盐的混溶体系,残留聚合物与石油磺酸盐通过疏水缔合作用所形成的缔合体数量较少,均相对增加了石油磺酸盐可吸附于油水界面上的分子数量,从而获得较高的驱油效率。

孤东油田防砂现状及技术对策分析

孤东疏松砂岩油藏胶结物以粘土为主 ,在注水开发过程中出砂日益加剧 ,近十年先后采用滤砂管、绕丝筛管砾石充填、水泥干灰砂、涂敷砂、脲醛树脂溶液等防砂方法 ,效果明显。文中对各种防砂工艺的应用效果进行了统计 ,分析防砂技术面临的新问题 ,制定了相应的防砂对策。

油井固砂中润湿剂的研究与应用

介绍了DMP-10润湿剂的合成工艺及其改善树脂对砂粒表面润湿性提高胶结强度的作用机理;探讨了固砂剂中影响胶结强度的5因素,并找出5因素的最佳用量。胶结强度达7.0 MPa以上的最佳条件为:温度60℃,固结时间48 h。

防砂用树脂使用性能的室内检测方法探讨

通过对国外相关资料的检索和国内主要疏松砂岩油田研究院所防砂用树脂性能评价方法调研,以及大量的室内实验,建立了一套科学可靠的防砂用树脂性能检测方法。主要对树脂性能检测过程中的关键操作方法进行了探讨。