马来酸酐-苯乙烯-丙烯酸高级酯稠油降粘剂MSA的研制

利用自制的丙烯酸高级酯单体与其它单体共聚合成了一种新型油溶性聚合物降粘剂马来酸酐 苯乙烯 丙烯酸高级酯三元共聚物MSA。研究了该共聚物的合成工艺以及单体配比、加入量、分子量、加入温度等因素对稠油降粘效果的影响 ,得出了最佳单体配比及合成工艺。将该降粘剂工业产品用于吐哈吐玉克油田稠油泵上掺稀举升工艺 ,只要加入 10 0— 2 0 0mg/L降粘剂MSA ,在稀油掺入量比原来降低 5 0 %以上时仍能维持正常生产 ,对该稠油具有明显降粘效果。

FMA污水絮凝剂的研制与应用

针对吐哈温米油田采油污水的特点研制了一种多核无机聚合物污水絮凝剂FMA ,其结构特征是分子中含有多种具有不同电化学特性的金属和非金属元素。本文探讨了反应机理 ,评价了FMA的絮凝特性。FMA与杀菌剂及地层水具有良好的配伍性。FMA具有一定的阻垢性 ,加量为 5 0mg/L时对钙镁垢的阻垢率即达 90 %以上。用FMA处理过的污水不易结垢 ,也不会增加页岩的膨胀性。现场试验表明 ,FMA在 5 0— 40 0mg/L加量时使温米油田污水悬浮物去除率达 93 %以上 ,含油去除率达 99%。FMA生产工艺简单 ,成本低廉 。

吐哈盆地红南-连木沁油田溶解气扩散特征及其扩散量计算

通过对吐哈盆地台北凹陷红南-连木沁油田的中、上侏罗统和白垩系油藏溶解气组成在纵向上的分布特征分析,认为大约在埋深小于1 450 m的白垩系油藏溶解气扩散作用强烈,不仅使甲烷含量显著降低,乙烷、丙烷等组分含量相对升高,而且也降低了溶解气油比,扩大了油藏的地饱压差。根据Fick第二扩散定律,模拟计算白垩系油藏溶解气中甲烷从中新世后期到第四纪末期扩散作用的累计散失率为82%。

高炉水淬矿渣固井液配方与性能研究

用乌鲁木齐钢厂的高炉水淬矿渣(BFS),MTC激活剂BAS 1和分散剂MT 1,吐哈油田5口井使用的聚合物钻井液配制了一系列高(1 81～1 84g/cm3)、低(1 56～1 66g/cm3)密度高炉水淬矿渣固井液(BFSCF)并在不同温度下(65℃,85℃,93℃)对其性能进行了评定。列表给出了BFS的组成,钻井液的性能,各BFSCF的配方与性能(包括稠化时间,24小时强度,流动度及API滤失量)。实验结果表明,温度较高时BAS 1的加量应减小;在高密度BFSCF中BAS 1加量为3%～4%,低密度BFSCF中BAS 1加量大于4%;增大MT 1加量使高温(93℃)下BFSCF稠化时间延长;加入少量水泥可改善低温(65℃)下BFSCF的早期强度;高温(93℃)BFSCF的强度可达到30MPa以上。加入水泥的一种BFSCF的强度随65℃下养护龄期的延长而提高。BFSCF具有良好的沉降稳定性。表6参2。

调整井防窜水泥浆体系的优选与实践

油气水窜是调整井固井中遇到的突出问题。针对吐哈油田调整井固井的特点 ,从多种商品油井水泥外加剂中筛选出了 4种外加剂 :分散剂USZ ;降滤失剂RC80 0 ,缓凝剂Tw2 0 0R和防气窜剂KQ B ,通过配方优选实验 ,用强华G级油井水泥 (HSR)和 4种外加剂配制成了适用于不同井温条件的 4种调整井固井水泥浆配方 ,给出了配方组成和在相应条件下的性能。探讨了该水泥浆体系的防窜机理 :RC2 0 0的阻力作用 ;KQ B的保压作用 ,USZ的触变作用。指出该防窜水泥浆体系用于吐哈油田各区块 2 0 0多口调整井固井时 ,固井合格率为 10 0 % ,优质率为95 %。

加强新疆三大盆地区域勘探早日实现油区战略接替

新疆三大盆地（塔里木、准噶尔、吐哈）的油气资源十分丰富，其石油总资源量占全国的２１．４％，天然气总资源量占全国的２４．０％。但是油气资源探明率却很低，分别为８．８％和１．１％，因此，发现油气田的机遇率是很高的。近几年的勘探实践证实，新疆三大油田的新增储量丰度高，单井产量高，只要加强综合研究，坚持勘探程序、坚持地震先行、坚持以盆地为全局的综合区域勘探，就一定能发现与盆地相称的大油气田。

吐哈油田岩芯资料数据库简介

吐哈油田岩芯资料数据库是一种关系型实用数据库。该数据库具有数据编辑、数据查询、统计计算三大功能 ;数据库将实物与岩芯资料一一对应并有机地结合起来 ,大大提高了存取岩芯样品和查找资料的速度 ,减少了简单重复工作的劳动强度 ,有力地支持了科研生产。

低温高强度堵剂T201的研制与应用

吐哈油田储层低渗 ,微裂缝相对较发育 ,地温低 ,长期注水后油井温度在 70℃左右 ,注水井温度 5 0～ 6 0℃。以成胶时间和凝胶粘度为主要评价指标 ,从HPAM /多元酚 /醛体系出发 ,通过组分及其用量的筛选 ,得到了低温堵剂T2 0 1的基本配方如下 :0 .2 %～ 0 .5 %HPAM +0 .0 3%～ 0 .0 4多元酚 +0 .2 %醛 +0 .4 %～ 0 .4 5 %延缓稳定剂亚硫酸氢盐 +0 .0 6 %～ 0 .0 8%催化剂铵盐 ;HPAM分子量为 6 .0× 10 6～ 8.0× 10 6,水解度 15 %～ 2 0 %。 0 .5 %HPAM的堵剂溶液室温、170s-1粘度为 2 2mPa·s,在 4 0～ 70℃下成胶时间为 17～ 5h ,形成的凝胶室温、1.5s-1粘度为 4 7～ 14Pa·s。T2 0 1更适合低温油藏。 2 0 0 1年实施的 12井次注水井调剖作业 ,成功率 10 0 % ,有效率 90 %。在施工中采取了如下工艺作法 :按井况调整堵剂配方 ;交联剂略过量 ;用低浓度聚合物溶液将注入的堵剂替至半径 2～ 3m处 ;控制注入压力。详细介绍了 4口注水井调剖施工情况及结果。图 4表 7参 1。

吐哈油田注入水水质分析误差及改进

报道了吐哈油田按行业标准SY/T 5 32 9 1994检测注入水水质中 4项指标的测定误差及误差来源 ,提出了改进建议。悬浮固体 (SS)测定中有时出现测定值小于零的情况 ,误差来源于SS值过小 ,接近称量误差以及滤膜溶失 ,建议在可能情况下加大水样量 ,使用溶失量小的或惰性的滤膜 ,使用双层滤膜可消除滤膜溶失造成的误差。粒径中值不能反映水质好坏 ,建议根据注水油藏物性和地质特点确定有关指标 ,例如吐哈油田低渗油藏注入的清水中 ,直径 >2 μm的颗粒数不应超过 2 .0× 10 4个 /mL。明显含油的水样有时测不出含油 ,误差来源于所用溶剂和检测方法 ,建议使用CCl4为萃取溶剂 ,以正十六烷、异辛烷等的混合物为标准油样 ,在红外区 3.14 μm处检测。油田现场较难实地测定腐蚀速率 ,推荐了一种注水井井口腐蚀速率测定器。表 2参 2。

无自由水压井液研制与应用

已进入开发中后期的吐哈油田大部分区块井底压力低,为此开发了无自由水压井液。通过固化剂(高分子吸水材料)等组分筛选,得到了压井液优选配方:清水+1.0%KEG-CA-3(丙烯酰胺接枝纤维素共聚物)+0.3%固化引发剂+0.5%胶体保护剂+1.0%KCl+0.4%NaHCO3;其表观黏度为50mPa·s,API和HPHT滤失量分别为19.6、29.0mL,在砂床上无滤失,进入砂床深度14.3cm。该压井液在80℃、30天老化过程中及在100℃热滚16小时后,流变性变化小,滤失量有所增大;储层岩心粉在该压井液滤液中浸泡16小时,膨胀高度仅为0.63mm(在清水中为3.04mm);在储层岩心实验中,注入并返排后油相渗透率>82%,切去污染端2cm后渗透率恢复率>96%,除去滤饼后在≤12MPa压差下不渗透。该压井液已成功应用27井次。与使用常规压井液的一口井相比,使用该压井液施工的一口井,作业后生产恢复稳定所需时间很短,产出的原油含水率低。