抗高温抗海水降滤失剂的研究与性能评价

以AA、AM、AMPS、DMDAAC为单体进行四元共聚反应,合成出了两性离子聚合物抗高温抗海水降滤失剂。考察了单体配比、pH值、引发剂加量等因素对聚合物降滤失性能的影响,确定了最佳聚合条件为:4种单体AM、AA、AMPS、DMDAAC的质量比为4∶4∶1∶1;聚合体系的pH值为6.5;最佳引发剂浓度为0.075%。对合成产物进行高温高盐条件下的降滤失性能评价,结果表明,该聚合物在海水中的降滤失效果显著,在海水浆中的抗温能力在220℃以上,解决了聚合物在高温高盐情况下易降解的问题,能够满足海洋高温钻井对降滤失剂的需求。

壳聚糖对阳离子乳液聚合物改性及絮凝性能

采用反相乳液聚合技术,以甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、丙烯酰胺及N,N-二甲基丙烯酰胺作为聚合单体,通过引入壳聚糖对阳离子乳液聚合物进行改性处理,研究了壳聚糖对阳离子乳液聚合物功能化改性后的结构特性,评价了改性后的阳离子乳液聚合物在再生纸废水及含油污水处理中的絮凝性能。结果表明:在壳聚糖质量分数为8%、改性阳离子乳液聚合物投加量为28 mg/L时,再生纸废水的化学需氧量(COD)去除率可达97%~98%,悬浮物去除率可达96%;而在改性阳离子乳液聚合物投加量为6 mg/L时,对含油污水的脱油效率可达98.43%。

渤海油田海水基环空保护液的开发

随着渤海油田采出液含水逐年升高,油气井和注水井油管、套管腐蚀损坏问题日益严重,并且从降低成本考虑,有必要开发一种水基环空保护液。根据海上平台淡水缺乏的特点,在分析渤海水质情况的基础上,优选出了效果较好的杀菌剂YHZWJ-15和防垢剂BHF-701A,研究出了抗高矿化度盐水的缓蚀剂BHH-509,通过几种单剂复配之后的稳定性实验,开发出一种适用于渤海油田的以海水为基液的环空保护液,其基础配方为海水+0.5%YHZWJ-15+0.01%BHF-701A+0.01%硫脲+0.5%BHH-509。通过挂片实验,该海水基环空保护液对管柱的腐蚀速率可降到0.0051 mm/a。

无机垢清洗剂的研究与开发

针对渤海油田井底结垢现象比较突出的问题,文章详细分析比较了国内外酸化解堵的类型,最终选择了固体有机酸和固体无机酸复配的酸液体系.首先,通过测定不同浓度下酸液的溶垢效果,确定了复配酸的最佳配比为：10％有机酸A＋5％无机酸B,然后根据有机酸A与铁锈的反应机理,在室内采用氨水调节体系的pH值,通过实验发现在pH值为3～4的范围内,能够最大程度的去除铁锈;其次,在室内按照静态挂片腐蚀率测定方法,评价了几种单一缓蚀剂及复配缓蚀剂对体系的缓蚀效果,发现复合型缓蚀剂0.05％硫脲＋0.5 ％HYH-201F对体系具有很好的缓蚀作用;最后,为了便于清洗液后期的返排,防止形成乳状液堵塞孔道,筛选出了表界面张力较低的助排浓缩液,最终得出无机垢清洗剂的基本配比为：10％有机酸A＋5％无机酸B＋1％助排浓缩液＋0.05％硫脲＋0.5 ％HYH-201F.

制备微粉用均相沉淀剂水解动力学

本文考察了碳酸二酰胺浓度、碳酸二酰胺水解反应温度以及水解反应时间等参数对碳酸二酰胺水解反应转化率的影响情况,得到了不同浓度、不同水解温度、不同反应时间与其转化率的关系.实验结果表明,这些因素对碳酸二酰胺水解转化率都有不同程度的影响,但水解反应的温度对碳酸二酰胺的水解转化率的影响最为突出.同时,各影响因素的确立为制备粒径可控的纳米级微粉提供依据.

低腐蚀破胶剂的研究

针对氧化类的破胶剂引起的腐蚀问题,研究开发了一种复合型缓蚀剂BHH-DRH1,通过室内评价认为其很好地抑制了破胶剂JPC的腐蚀,推荐现场加注量为1.0%。该技术在南海某油田进行试用,取得了预期效果。

制备微粉用均相沉淀剂水解动力学

考察了碳酸二酰胺浓度、水解反应温度以及水解时间等参数对碳酸二酰胺水解反应转化率的影响情况 ,得到了不同浓度、不同水解温度、不同反应时间与其转化率的关系。实验结果表明 ,这些因素对碳酸二酰胺水解转化率都有不同程度的影响 ,但水解反应温度对碳酸二酰胺的水解速率的影响最为突出。

大修解堵清洗技术研究及现场应用

针对海上平台修井作业特点,阐述了为选择适应于海洋平台作业的大修解堵洗井液技术所进行的室内先导性实验评价以及后续的现场应用情况。该技术以热化学洗井为主,洗井助排液、前置液洗井为辅,通过热化学反应产生的大量热能及气体有效地解除井筒及近井地带的有机物堵塞,提高油井产量,缩短了油井修井作业后的恢复期。

甲酸根含量测定方法研究与讨论

甲酸钾、甲酸钠是甲酸盐钻完井液体系的主要材料,其优良的性能得到了大家的认可,但甲酸根在不同环境下检测的原理不同,检测方法及误差较大。该文细化了氧化还原法的反应原理,通过理论及实际验证确定了甲酸根的滴定条件:氢氧化钠0.5mol/L×7m L、高锰酸钾0.1mol/L×25m L、浓硫酸2mol/L×5m L、碘化钾1.6g、反应温度75±5℃、反应时间为30min。

抗高温暂堵液的研究开发

通过对各种抗温性封堵剂的对比,确立了以环保型生物材料-淀粉的改性为主要研究目标。由于醚化改性淀粉的抗温性一般不超过120℃,无法满足渤海油田高温井(140℃)的修井作业,因此在室内重点研究了交联接枝改性淀粉的合成。通过引入丙烯酸、丙烯酰胺单体及磺酸基团,然后不断调整几种药剂之间的比例,以满足其抗盐抗温性能及后期干燥粉碎的要求,最终开发出一种能够抗140℃高温的阴离子型暂堵剂ATS,其易降解、无残渣,抗温时间可达3天,对地层伤害很小。最后通过实验,确定抗高温暂堵液的基础配比为0.4%~0.6%VIS+1.5%~5%ATS,该技术在渤海油田QK18-1-5D井得到了成功的应用。

PEM及GCL废弃钻井液体系处理室内研究

本文针对渤海油田在用PEM及GCL钻井液体系进行实验室脱水试验研究,分别评价出适合两种体系的处理剂及对应的加药浓度,同时提出化学药剂与脱水设备相结合的处理工艺,对渤海油田的废钻井液处理工作有一定的指导意义。

一种低压井泡沫冲砂液开发

低压油气井修井冲砂过程中,常规入井液与储层压差大易产生漏失,造成储层伤害。为解决修井液与储层适用性,开发评价了一种适合于低压油气井作业的新型冲砂液体系。该体系具有密度可调、储层配伍性好、携砂能力强、封堵能力强和反相驱替渗透率恢复高等特点,解决了水平低压油气井冲砂困难、后期产能恢复周期长和减产的难题,现场作业应用效果良好。

清防蜡工艺技术浅谈

从原油结蜡的机理、存在状态以及影响结蜡的各种因素入手,有针对性地进行清防蜡技术的介绍,包括机械清蜡技术、热力清防蜡技术、固体防蜡技术、微生物清防蜡工艺技术、改变油管表面性质防蜡技术、化学药剂清防蜡技术、磁防蜡技术等。

防膨型洗井助排液体系研究与应用

针对海上平台修井作业特点,阐述了为选择适应于海洋平台作业的防膨型洗井助排液所进行的室内先导性实验评价以及后续的现场应用情况。该体系以低表面张力和界面张力的表面活性剂为主,防膨剂、防垢剂为辅,通过有效地协同效果,降低了洗压井作业过程中的地层污染,缩短了油井修井作业后的恢复期,对储层起到了良好的保护作用。

番禺油田软管保护工作液开发与应用

番禺新平台投产前,将连通在用海管与新平台软管。连通后,在用海管输送的原油将进入低温软管,但温降将造成流动原油析蜡、凝固,堵塞海管。为保证新平台正常投产,采用多功能清洗剂充填海管内部空间,防止堵塞物的产生和生产时清除有机阻塞物,确保安全生产。

防膨抑砂射孔液在渤海A油田的应用

针对渤海A油田5%~10%高粘土含量、50~300mD岩心渗透率的中低渗储层,研发一种防膨抑砂射孔液体系。体系配方的药剂为有机胺类小阳离子粘土防膨剂(BH-FP03)+阳离子表面活性剂(BHQ-04)+无机盐A(NH4Cl)+无机盐B(KCl)。室内实验评价结果表明,这种防膨抑砂射孔液在地层温度条件下,防膨率可以达到85.1%,防塌效果好;针对不同矿化度的作业用水,粘土含量质量分数为10%、渗透率在50~300mD的人工岩心,防膨抑砂射孔液的渗透率恢复值均大于80%。经渤海A油田B井射孔作业表明,使用防膨抑砂射孔液进行射孔后,启泵投产6天后达到预期水平,防膨抑砂射孔液具有良好的储层保护作用。

GCL钻井液体系的研究及应用

本文通过对体系处理剂的优选和配方实验完成了GCL钻井液体系研究工作,并在JZ25-1 A15井进行了现场使用,证明该体系具有很好的润滑性、页岩抑制性和封堵防塌性,解决了强水敏性地层的井壁稳定等问题,满足了该区块钻井作业需要。