下行定向钻孔氮气泡沫幂律多相流携渣解堵技术

为了解决下行定向钻孔煤屑堵塞、瓦斯抽采有浓度无流量技术瓶颈难题,提出下行定向钻孔氮气泡沫幂律多相流携渣、解堵技术,采用理论分析、数值模拟、现场工业试验等方法,对煤矿井下下行定向钻孔瓦斯抽采引起煤屑堵塞的原因、下行定向钻孔环空氮气泡沫幂律多相流携渣理论及实践应用进行了研究。通过含壁函数的湍流模型数值模拟耦合瓦斯流动和煤体变形,钻孔抽采后流体压力变化引起的孔壁弹性位移。通过三维库仑失效准则模型数值模拟求解抽采引起的压力变化以及压力变化引发的应力、应变、位移变化及下行定向钻孔塌孔风险。通过幂律多相流理论分析氮气泡沫的稳定性、泡沫在钻杆内、钻头处、环空间隙的流动性、泡沫中煤粉悬浮性能、环空间隙泡沫排渣的压力损失、泡沫向上排渣受力情况。在下行定向钻孔环空氮气泡沫幂律多相流携渣理论分析的基础上,设计了稳定氮气泡沫发生器、泡沫发生灌注系统、下行定向钻孔氮气泡沫钻进工艺、瓦斯抽采钻孔氮气泡沫二次解堵工艺,并进行下行定向钻孔氮气泡沫排渣现场工业试验。研究结果表明:钻孔壁摩擦曳力和弯曲处的离心力会造成煤屑颗粒聚集及孔壁坍塌风险增大,瓦斯携带的煤粉颗粒会撞击孔壁使孔壁变形或剥离,进而导致抽采钻孔塌孔堵塞;建立的涵括氮气泡沫稳定性、流动性、煤粉悬浮性能、环空间隙泡沫压力损失、排渣受力分析的下行定向钻孔环空氮气泡沫幂律多相流携渣、解堵技术理论体系能很好的为下行定向钻孔氮气泡沫排渣提供理论支撑;现场工业试验中氮气泡沫排渣钻孔相比水排钻孔,初始混合量和纯量分别提高了6.5倍和6.4倍,40 d混合量和纯量分别提高了10倍左右,说明氮气泡沫携渣、解赌技术可显著提高下行定向钻孔的瓦斯抽采效率。

超低渗油藏氮气泡沫驱合理交替周期研究

通过开展岩心驱替实验,对超低渗油藏氮气泡沫驱合理气液比和段塞尺寸进行了优选研究,以确定合理交替周期。结果表明,气液比1∶5和5∶1时提采幅度最高,在现场应用中,根据流体资源情况,可以选择注入较长的水段塞、较短的注气段塞或者较长的注气段塞、较短的注液段塞;优选了最佳段塞尺寸为0.2 PV,即井间注入量达到1PV时的合理交替周期数为5个。

超低渗油藏低含水阶段氮气泡沫驱注入参数设计

针对延长油田SJH区块大部分低含水井地层压力低、能量供给不足等特点,针对性提出了氮气泡沫驱注入参数设计方法。当水源充足时,设计每个注入周期注水段塞0.05HCPV、注气段塞0.01PV,充分发挥注入水对补充地层能量的作用,注入气段塞对水窜具有抑制作用;当水源不足时,每个注入周期推荐注气段塞0.05HCPV、注水段塞0.01HCPV,充分发挥注入气对补充地层能量的作用,注入水段塞对气窜具有抑制作用;当水源不足、且注入井注入压力较高时,每个注入周期推荐注气段塞0.05HCPV、注泡沫液段塞0.01HCPV。根据上述方法及油藏实际参数,对SJH区块低含水区进行了泡沫驱方案设计,预测实施泡沫驱效果良好。

氮气泡沫与压缩空气泡沫在模拟油品储罐多工况下灭火能力对比分析

通过试验模拟油品储罐在不同液位下,由于爆炸导致储罐罐顶不同开口程度下的火灾情形,对比氮气泡沫与压缩空气泡沫对柴油、120#溶剂油火灾的灭火性能。试验证明:泡沫系统的气源、储罐罐顶开口程度、存储介质及液位高度对灭火难度均有影响,油品挥发性越强灭火难度越大,低液位较高液位更难灭火,罐顶开口程度越小挥发性强的油品灭火难度越大,挥发性差的油品灭火难度越小;在罐顶25%开口、低液位情况下,120#溶剂油灭火难度大幅度提升,由于液位低,且开口小,罐内热积聚严重,对泡沫的热稳定性要求更高,灭火强度要求更高,灭火时间更长,氮气泡沫灭火时间较压缩空气泡沫减少15.3%,证明氮气泡沫热稳定性更强,且破裂后释放氮气的局部窒息作用有所体现。建议针对挥发性强的轻质油品储罐,应增加泡沫供给强度,优选氮气泡沫系统。

渤海油田氮气泡沫与水交替注入提高采收率室内实验研究

针对渤海油田层内非均质性严重及受海上作业条件的限制,在物理模拟实验研究的基础上提出采用氮气泡沫与水交替注入方式实现对老油田的挖潜控水。氮气泡沫与水交替注入实验结果表明,在累积注入泡沫体积相同(1倍孔隙体积)以及注水体积相同(3倍孔隙体积)的条件下,改变氮气泡沫的段塞大小和注入轮次,泡沫段塞分别为1,0.5和0.33倍孔隙体积时,泡沫驱的总采收率分别为5.2%,8.01%和12.92%;泡沫驱后水驱的总采收率分别为12.89%,14.69%和17.35%;综合采收率分别为47.73%,50.33%和60%;最终采收率较初期水驱采收率分别提高了20.08%,23.53%和31.68%。通过实验发现泡沫段塞越小,采用段塞式交替注入的效果越好;且段塞越多,提高采收率的效果越明显。当累积注入泡沫体积为1倍孔隙体积时,注入轮次越多,泡沫驱累积采收率及后续水驱采收率越高,且泡沫段塞驱油的采收率随着注入轮次的增加而升高。

注氮气泡沫控制水窜技术在油田高含水期的应用

基于大庆萨北油田高含水期油藏控制水窜的需要,研制了氮气泡沫驱替液。三管非均质岩心驱油实验结果表明,与聚合物驱相比,注氮气泡沫可以显著降低驱替前后高渗透岩心的出液比率和出水比率,氮气泡沫比聚合物能更有效地封堵高渗透带。现场应用结果表明,氮气泡沫驱替液能有效地抑制注入水沿高渗透部位的突进,提高驱油效率,使得整个试验井组产出液平均含水率由93.9%下降到90.2%,在产液量降低41t/d油量增加16.4t/d,半年内累计增油3 486t,增产和综合效益显著,该项技术适合大庆萨北油田高含水期进一步提高采收率,具有较好的应用前景。

常规稠油底水油藏氮气泡沫控制水锥技术研究

通过室内实验优选出发泡能力最佳的发泡剂,并对其浓度进行了优选实验,研究了岩心渗透率、岩心含油饱和度及气液比对泡沫阻力因子的影响。利用数值模拟方法,研究了用氮气泡沫控制底水锥进技术。在水锥锥进的生产井中,用高压注入氮气和发泡剂溶液,然后关井焖井一段时间后再开井生产,进行多轮次的氮气泡沫吞吐。利用数值模拟方法,对常规稠油底水油藏氮气泡沫控制水锥技术的开发方式、焖井时间、日排液量、注入方式以及转注时机进行了优化。

氮气泡沫驱提高高渗透特高含水油藏采收率技术——以梁家楼油田纯56块为例

梁家楼油田纯56块高含水、高采出程度,剩余油主要富集于构造顶部及厚油层上部,常规措施挖潜效果越来越差,剩余储量动用难度大,油藏处于低效开发状况,为此,开展了氮气泡沫驱提高采收率技术的研究。重建了该区的三维地质模型,利用数值模拟进行历史拟合和注入参数优化,预测氮气泡沫驱开发指标及经济效益,通过对氮气水、氮气泡沫同注或交替注入4类36个方案开发指标的分析对比,选择氮气泡沫同注,6口注入井分为3组交替注入2个周期,平均单井氮气注入量为73.6×104m3,起泡剂用量为75t,预计提高采收率5.7%。先导试验选取井组1注7采,6口井见效,综合含水率下降0.8%,增油量为8.1t/d,取得了较好的降水增油效果。

高含水后期厚油层注氮气泡沫控水增油技术研究

挖潜厚油层顶部的剩余油是油田进入高含水开发后期的主攻方向之一。由于氮气泡沫具有对高含水层和高渗透带的选择性封堵及提高驱油效率的作用,因此可以利用向厚油层中注氮气泡沫的方法来控制厚油层水窜,挖潜厚油层中的剩余油。通过室内实验,研制了与试验区地质条件相适应的泡沫剂,并开展了1口井的现场试验,取得了增油2286t,含水下降1.6个百分点的较好效果。

河南油田氮气泡沫调驱技术研究与应用

在河南下二门油田油藏条件下,利用Ross-Miles法,研究了起泡剂质量浓度对表面活性剂起泡性能和稳定性能的影响,提出当起泡剂质量浓度为临界胶束质量浓度时,起泡体系具有最佳的泡沫性能。应用室内泡沫发生装置,研究了泡沫的气液比以及注气速度对泡沫封堵性能的影响,并针对不同渗透率地层做了泡沫调驱的适应性评价。实验结果表明:当气液比为1.5∶1.0,注气速度为0.9 mL/min时,泡沫具有最佳的封堵能力,后续水驱仍能保持较高的残余阻力系数;泡沫调驱适用于渗透率较高的地层,对低渗层的封堵效果较差。下二门油田进行的泡沫调驱先导试验结果表明,区块整体含水明显下降,增油效果显著。

氮气泡沫在多孔介质中的封堵特性及其影响因素研究

泡沫在多孔介质中的封堵特性受到许多因素的影响。利用室内物理模拟实验方法研究了气液比、渗透率、注入速率、含油饱和度、地层内残留聚合物对泡沫在多孔介质中的封堵特性的影响。结果表明,气液比在(1∶1)～(3∶1)之间时,泡沫在多孔介质中封堵能力最强;泡沫在多孔介质中的表观粘度随着渗透率的增大而增大,其高渗透岩心中的相对封堵强度要大于在低渗透岩心中的封堵强度;泡沫在多孔介质中的注入速率越大其阻力因子越大,泡沫的注入速率最好控制在2 m/d以上;当含油饱和度大于30%时,泡沫无法形成较大的封堵压差;聚驱后残留的聚合物可以增大泡沫的封堵压差。

氮气泡沫、水交替驱采油数值模拟研究

根据M井区油藏的地质特征、流体特征、氮气泡沫驱油试验数据和注水开发生产历史 ,利用多组分模型软件 ,在完成地层原油相态拟合、驱油试验数值模拟拟合、三维地质模型的建立和油田开发生产历史拟合之后 ,研究其剩余油分布规律。在动态预测方案中 ,模拟计算了 3种氮气泡沫、水交替驱采油方案 ,共计 1 9套采油方案。在分析对比了各个采油方案的主要开采动态指标之后 ,该井区通过氮气泡沫、水交替驱采油与注水采油相比 ,9a后增产原油(1 .6～ 4.2 )× 1 0 4 m3,而万方氮气换油率为 3 3 7～ 42 6m3。

氮气泡沫体系稳定性的影响因素研究

利用填砂管研究了不同注气压差下多孔介质中泡沫的产生及其对气体阻力特性的影响,并对泡沫在烧杯及多孔介质中的稳定性进行了对比评价。结果表明,随着氮气注入压差的增加,泡沫对气体的初始残余阻力系数呈幂指数增加;而其残余阻力系数(对气和液)随时间均呈幂指数下降。泡沫在体相中的稳定性远低于多孔介质,且随着环境压力的增大,泡沫的稳定性呈线性增大。基于简单的孔隙模型分析可知,孔隙介质中良好的分散条件及在分散过程中具有的较厚液膜是其稳定性远远高于体相中的重要原因。孔隙和喉道半径比值越大,则孔隙中的气体附加压力越大,泡沫的初始残余阻力系数将越大;吼道越长,泡沫聚并的几率降低,其稳定性增大。若孔隙网络中非均质性越强,则孔隙中气体压差越大,不同孔隙中气体聚并的几率增大,泡沫的稳定变差。

可循环氮气泡沫钻井液技术

针对现有钻井液技术在钻压力系数低于0.8的地层时存在的诸多不足,提出了可循环氮气泡沫钻井液技术。对发泡剂及配套处理剂进行了优选,确定了低压条件下的可循环氮气泡沫钻井液配方。性能评价结果表明,该体系具有较好的抗盐、抗温及耐油性能,可循环次数在10次以上。根据欠平衡钻井的技术要求,制定了可循环氮气泡沫钻井液的现场施工工艺。该技术在史3-3-斜91井和樊142-8井的欠平衡钻进中进行了应用。应用结果表明,该钻井液密度低,有利于提高钻速,可以作为解决超低压地层的井漏及油层保护难题的技术。

氮气泡沫调驱提高稠油采收率实验--以秦皇岛32-6油田为例

为了改善秦皇岛32—6油田的水驱开发效果,开展了氮气泡沫调驱提高稠油采收率室内实验研究。通过泡沫剂的静态性能和动态性能评价,筛选出泡沫剂及其配方。在此基础上,研究了氮气泡沫的驱油特点。研究结果表明,在气液比为1:2时,氮气泡沫的阻力因子大于160,泡沫剂的最佳质量分数为0.3%～0.5%。氮气泡沫调驱能够较好地改善水驱效果,在水驱的基础上提高原油采收率达26%。

氮气泡沫热水驱物理模拟及数值模拟研究

针对强非均质油藏提高采收率的需要,开展了泡沫驱油技术研究。利用油田现场提供的起泡剂和原油等资料,通过室内物理模拟和数值模拟,对氮气泡沫热水驱提高采收率的机理进行了研究。建立了三维、三相、多组分数学模型,编制了氮气泡沫热水驱油藏数值模拟软件。模型考虑了相平衡以及温度、界面张力对油、气、水三相渗流的影响以及起泡剂损失的各种机理,较全面地反映了氮气泡沫热水驱的作用机理。实验和数值模拟的结果均表明,氮气泡沫热水驱能大幅度地提高驱油效率,降低残余油饱和度。在非均质油层(模型)中泡沫的驱油效果比在均质油层(模型)中更好,残余油饱和度降低了21.1%,采收率提高了31.2%。

聚驱后氮气泡沫调驱技术

聚驱后油层内仍有40%~50%的剩余油未被采出。为了进一步提高原油采收率,开展了聚驱后氮气泡沫调驱技术研究。采用动静实验技术,优选出了适合大庆油田的发泡剂3#A及其最佳发泡质量分数;系统研究了氮气泡沫阻力系数和驱替效果;在室内综合研究基础上,进行了现场应用试验。研究结果表明:发泡剂3#A的质量分数大于0.3%时,氮气泡沫性能最佳;既能有效封堵大孔径孔隙,又能提高小孔径内剩余油采收率,最终采收率可达到79%,较聚驱提高近5百分点。现场试验表明,聚驱后氮气泡沫调驱技术具有改善油层动用状况,减缓层间矛盾,降低综合含水率等优势。研究成果为聚驱后进一步提高采收率提供了重要理论和实践依据。

稠油油藏吞吐后转氮气泡沫驱

氮气泡沫驱能有效改善稠油油藏蒸汽吞吐和水驱后期的开发效果。以辽河油田某区块莲花油层稠油油藏为对象,开展氮气泡沫驱研究。通过岩心驱替实验,确定了氮气泡沫驱的最佳气液比;利用油藏数值模拟技术,建立了三维地质模型,进行了目标区块历史拟合。在此基础上,优化了氮气泡沫驱注采设计方案,预测对比了方案实施后的效果。研究结果表明:目标区块宜采用注泡沫2个月后开井生产4个月的周期氮气泡沫驱开发方式,注入最佳气液比为1.3:1,发泡剂最佳使用质量分数为0.45%,单井注入速度为45 m^3/d;与同期注水开发预测结果相比,周期氮气泡沫驱的预测阶段采收率可提高6.09%。氮气泡沫驱技术可显著提高该区块稠油油藏采收率。

氮气泡沫层内封堵工艺在稠油冷采中的研究与应用

由于地层中油水粘度比差异大,普通稠油底水油藏普遍具有低含水期短和含水上升快的特点,而层内堵水工艺目前在国内外油田的应用尚处于探索阶段。本文介绍了泡沫剂稳定性、阻力因子以及气、液、泡沫剂比例优化等氮气泡沫层内堵水工艺先导试验研究和现场试验情况。在对部分成功和不成功井例试验效果分析的基础上,初步总结了氮气泡沫层内封堵工艺技术特点和选井规律,以指导下步该工艺的推广应用。

氮气泡沫堵水在火烧山油田的应用研究

氮气泡沫堵水技术是在注入液体中掺入氮气使发泡剂发泡,利用气阻效应(贾敏效应),使液体不能沿微观大孔道、宏观高渗层或高渗区窜流,达到封堵高含水层的目的。从泡沫堵水机理入手,针对火烧山油田H3油藏,进行了氮气泡沫堵水剂配方的优化,分别对发泡剂、稳泡剂、交联剂进行了筛选,并开展了岩芯封堵实验及提高采收率实验,制定了现场单井堵水工艺实施方案,对泡沫堵水段塞组合、施工压力、排量等现场施工工艺进行了优化,并顺利完成现场试验。