左上肺叶切除术中气道被血液堵塞致心室纤颤复苏成功

1 病案摘要 左上肺癌男性患者,75岁,伴有高血压,冠心病和脑动脉硬化病。心电图示房性早搏,肺功能检测示中度肺功能减退,血气分析示轻度代谢性酸中毒和轻度呼吸性减中毒。血电解质、血常规、出、凝血时间等均正常,术前服用心痛定、消心痛等,使血压控制在20/12kPa。1993年11月19日行左侧剖胸左上肺叶切除。

注水井分流酸化微泡暂堵液研究

针对纵向非均质欠注水井高效酸化技术难题,提出了注水井微泡暂堵液分流酸化技术。研发了具有无固相、封堵空间尺寸不受限、“有限封堵”和“无限保护”特点的耐酸性微泡暂堵液,在含裂缝岩心中承压能力达25.00 MPa以上,封堵性能稳定,表观黏度、塑性黏度等24 h后降幅超过50%,具有良好的自降解性,降解后渗透率恢复率>85.00%。该技术在长庆油田累计应用10余井次,改善了注水井吸水剖面不均衡程度,措施后注入压力平均降低了2.80 MPa以上。

BHXJY-01修井暂堵液体系的研究与应用

针对渤海疏松砂岩稠油油藏修井过程中的漏失情况,研发了BHXJY-01修井暂堵液体系,主要由增黏剂、油溶性树脂、修井液增效剂、黏土稳定剂、破胶剂5种组分组成。漏失实验表明,该暂堵液体系人造岩心的封堵率达99%,破胶率能达到90%以上,封堵后的岩心返排渗透率恢复值达到90%以上,暂堵和返排效果均能满足修井堵漏要求。现场使用情况表明,该暂堵液体系能显著减小修井液漏失,减少对储层的伤害,缩短修井后生产恢复周期。

绒囊暂堵液原缝无损重复压裂技术

原缝无损压裂技术是指利用某种封堵材料,暂堵原裂缝,迫使压力向未压裂的地层发展,压裂完成后形成新裂缝且原裂缝的产液能力不受影响。绒囊工作液因其良好的暂堵性能而用于原缝无损压裂技术。室内评价表明,绒囊暂堵液能够增加人造岩心裂缝的流动阻力至25 MPa,封堵渗透率为17.5×10-3、163.9×10-3μm2的人造岩心后,地层原油渗透率0.7 h恢复90.9%和0.6 h恢复84.7%。LH1井现场先用绒囊暂堵液封堵地层,停泵压力稳定在22.0 MPa且10 min不降。重复压裂后60 d平均油井日产液量和日产油量比未压裂前30 d分别上升48.7%和119.2%,平均含水率下降了7.5%。表明绒囊暂堵液封堵性好,且对地层无伤害,可在提高单井产液量的同时降低含水率。

适于渤海油田修井作业的暂堵液筛选与应用

针对渤海油田修井过程中的成本和储层保护问题,优选了一套适于修井作业的暂堵液体系。暂堵液配方为生产水+0. 8%增黏剂ZC-VIS+2. 0%降滤失剂ZC-LS+8%暂堵剂ZC-ZD。暂堵液性能评价结果表明,暂堵液体系在80℃下可以稳定12 d,暂堵液封堵后体系的承压能力在9 MPa以上。岩心封堵性能结果表明,直接返排后岩心平均渗透率恢复值在85%左右,切片后岩心渗透率恢复值在90%以上。暂堵液在渤海某油田修井过程中现场应用2井次,均一次堵漏成功,启泵生产稳定后产能为修井前的95%以上,现场应用储层保护效果良好。暂堵液成本较现用暂堵液体系单位成本降低20%以上,经济效益显著。

大庆油田近期开发的单液法化学堵水技术

本文介绍了大庆油田近期研制的八种单液法化学堵水剂及其应用技术，其中水玻璃和ＡＰ４高聚物两种堵水技术已通过局级鉴定，介绍较详。这些堵剂具有用量少、封堵半径小、强度高、成本低、工艺简便、必要时可解堵等特点。

环保型解堵液的优选及影响因素研究

针对防砂井堵塞物中含有的各种聚合物成分,为适应安全环保的需要,有效保护防砂筛管,研制了一种新型的环保型解堵液SUN-X1。通过室内实验对比了SUN-X1解堵液与其他三种解堵液的解堵性能,并对影响其活性的因素进行了研究。在现场应用中取得了良好的效果。

姬塬油田注水井缓速硫酸盐解堵液体系开发与应用

姬塬油田长8油藏属于典型的"低压、低渗、低产"三低油藏。注水开发过程中存在注入水与地层水不配伍,易生成碳酸盐及硫酸盐垢,造成近井地带堵塞,导致注水井压力高甚至注不进的问题,严重影响油藏开发效果。室内研究形成了一种用于解除注水井硫酸盐垢的缓速硫酸盐解堵液体系,配方为3%HCl+5%JDJ+1%缓蚀剂+清水。通过室内静态性能评价实验,该解堵液体系具有良好的耐温性,缓速解堵性能及螯合、溶垢性能。室内岩心驱替实验表明,该解堵液体系可以将结垢伤害的岩心渗透率由61. 6%恢复至92. 3%。现场应用表明该解堵液体系能够有效解除近井地带堵塞,降低注水井注入压力,提高注水井配注量,对老油田提高采收率具有重要意义。

胜坨油区ND-1修井冲砂暂堵液技术的应用

1.ND-1修井冲砂暂堵液的室内研制 修井液的连续相既可起到悬浮暂堵剂的作用,又必须能够将井内积砂携带出井眼,因此修井液必须有一定的结构,且要流动性好,成本低.所选择的暂堵材料在正向压力的作用下,相对较大的颗粒首先起到架桥作用,较小的颗粒封堵,借助其分子链上的水化基团的可压缩性,使暂堵层更加致密,起到封堵作用,从而建立循环.因此在选材上从多方面考虑,选择高分子材料A、BJ及冻胶等胶液作为基液进行室内试验,从中选择出几种适合不同情况下的配方,并对其进行了评价试验.

调堵可控液流转向剂水井深部调驱体系的研究

通过选用耐温抗盐聚合物,合适的酚醛树脂交联剂和具有抑制二价铁离子的稳定剂配制的调堵可控液流转向剂Ⅰ型调剖调驱剂,经过测试结果表明,具有较好的耐温、耐高盐、耐冲刷的特性,为高温、高矿化度油田开展调剖调驱治理工作开辟了新途径。

东方1-1气田络合水水凝胶暂堵修井液技术研究与应用

通过对东方1-1气田待修井储层损害因素分析,该储层具有非均质性强、强水敏等特点,在修井过程中不仅要注重低渗防水锁损害、高渗防漏失损害,而且要防止水敏损害。针对以上储层保护要求,推荐以防水锁性(20.6mN/m)好、抑制性(防膨率99.5%)强和储层保护性(渗透率恢复值96.5%)好的络合水作为基液,构建络合水水凝胶暂堵修井液;该修井液不仅具有较好的封堵性能,而且本身具有较好的返排能力,在储层改造破胶液的作用下,渗透率恢复值均大于98%,能满足修井增产的目的。该体系在DF1-1-B2h井修井作业中取得了成功的应用。

螯合解堵液体系在涠洲低渗储层的研究与应用

涠洲油田L1Ⅳ油组储层为中孔、低渗储层,存在中等偏强的水敏、酸敏,地层水矿化度高(15998 mg/L)、成垢离子含量高,在油井生产和修井作业过程中易受到水锁、水敏、结垢伤害。为解除油井污染、提高油井产能,通过大量的室内实验,构建了一套针对涠洲油田L1Ⅳ油组低渗储层解堵的螯合解堵液体系。该体系能有效解除修井液对低渗储层造成的伤害,改善储层渗透率。实验结果表明:低渗透率岩心经螯合解堵液体系处理后,渗透率增大至原始渗透率的150%,水锁伤害岩芯的渗透率恢复率达124.3%,体系阻垢率大于93%。体系在矿场应用后,取得了日增油24 m3/d、产能提高1.6倍的良好效果,在同类储层具有较大推广价值。

深水测试暂堵液研究及在陵水17-2气田的应用

针对陵水17-2气田深水测试液作业要求,结合储层无机盐盐敏的特点,以储层保护为出发点,应用"逐级拟合填充"原理,成功开发出了一套醇基有机盐加重测试暂堵液体系。性能评价结果显示,该体系具有较好的流变性、防水敏性、防水锁性、稳定性和储层保护性。测试暂堵液已在陵水17-2-1井测试施工中成功应用,并取得了良好的应用效果,值得在类似储层深水测试作业中推广应用。

并联贮罐出液受堵问题分析及数值模拟

针对某加注系统在某任务过程中两台贮罐并联供液时其中一台发生出液受堵问题,为避免再次发生类似问题,建立系统物理模型,通过流体动力学连续方程和动能方程进行分析计算,找出了导致问题产生的主要原因。利用FLUENT仿真软件对两罐汇流区域进行数值模拟和结果分析,验证了并联贮罐出液受堵问题发生的根本原因,提出了针对性措施。

SF深部解堵液的研究与应用

随着注水开发的不断深入,注水井的污染不断向地层深部推进并在深部累积,致使注水能力下降。如何解除地层深部污染,已成为当前急需解决的问题。通过调研国内外深部解堵技术,利用自生酸缓速机理,研究出了SF深部解堵液体系,并在吐哈油田推广应用,效果显著。

重接触塔凝液采出稳定增效流程优化

通过对重接触塔液相流程改造解决装置投产以来影响装置工艺参数稳定运行的瓶颈问题,消除影响装置稳定运行的诸多隐患,也能大幅提高装置的运行效率、提高装置轻烃产量和经济效益。对确保液化气、轻油实现高产、稳产具有重要保障作用。

一种硅酸类无机凝胶堵剂的制备

由氯化钙、氢氧化钙、膨润土及某种促凝剂制成了无机凝胶堵剂。简介了上述各组份生成水化硅酸盐 ,进而凝聚并形成三维网状结构凝胶的反应 ,实验考察了各组份用量及反应温度对凝聚时间的影响及反应温度对生成的凝胶强度的影响 ,测定了优化配方堵剂的性能。新配制的优化配方堵剂悬浮液粘度 18.7mPa·s ,pH值 13.1,在室温静置 48h或高速搅拌剪切 6 0min不影响堵剂液的凝聚性能 ,凝聚温度≥ 40℃ ,凝聚时间 5 0～ 2 2h(4 0～16 0℃ ) ;生成的凝胶在 40～ 2 80℃下可耐蒸馏水、10 %NaOH、15 %NaCl及 15 %CaCl2 水溶液的作用 ,在 18%盐酸中发生溶解和破坏 ;在 15 0℃和 180℃下放置 72h后凝胶体积不变 ,强度略有增大 ,在 2 2 0℃ ,2 5 0℃ ,2 80℃放置 72h后凝胶体积略有收缩 ,强度提高 ,失水量为凝胶体积的 10 %～ 16 %。此堵剂可用单液法泵注 ,用于高渗透带封堵、注水井和注蒸汽井调剖和油井堵水 ,使用温度≤ 2 80℃。

一种新型微泡套铣冲砂液的研制

针对渤海油田在大修井过程中出现的地层漏失严重、井下工具打捞困难、套铣进尺缓慢等问题,根据泡沫钻井的理论知识及其应用特点,研究开发了一种新型的环保型的套铣冲砂液,与传统的暂堵液相比,其黏度低、切力小、携砂能力好,润滑系数低、循环摩阻小,易于溶解,不会结块憋泵,后期不需要破胶等等。其主要配比为:0.5%BH-VIS+3%FPJ-12+3%XJW-1+2%YS-A。它主要以微泡作为分散相,低黏胶液作为连续相,依靠泡沫承托能力强以及泡沫和生物聚合物的双层封堵的特点,达到一种良好的冲砂、降漏失效果。该技术在渤海油田得到了成功的应用,保证了大修作业的顺利进行。

泡沫堵水技术在NB35-2油田的应用

在分析比较了国内外油田在堵水方面的各种技术之后,选取了泡沫暂堵液作为研究的对象,从发泡剂的抗盐能力、增稠剂的稳泡能力、杀菌剂的防腐能力及体系的抗温抗压能力四方面着手,在室内通过实验确定了泡沫暂堵液的最终配比为:0.9%VIS+0.5%WT+0.5%XJW-01+0.5%RW。通过岩心评价仪,考察了其封堵能力,并验证了其具有堵水不堵油的作用。针对南堡35-2B25 hs井自投产以来一直含水100%,无油产出的现象,对其井况以及施工过程中的困难进行了详细的分析,制定了段塞注入的作业方法,最终注入400 m3的泡沫暂堵液,使该井5年来首次产油,持续生产约半年,累积产油500 m3,得到了甲方的认可,取得了一定的成功。

水平井筛管完井多段塞完井液技术

针对高渗透油藏筛管完井的水平井，研发了包括高黏替浆、防漏酸洗的多段塞完井液技术。第一段塞为高黏度（表观黏度〉100mPa·s）替浆液，是含有多种功能添加剂的交联聚合物凝胶，滤失系数C，在5．32×10^-4～7．74×10^-4m／min^1/2，对岩心伤害〈15％，破胶后黏度〈2mPa·S，残渣率〈3％。第二段塞为高效配方清洗液。第三段塞为复合酸化解堵液，其组成为：按常规土酸基本原理配制的一种缓速酸，一种降解聚合物的成分（用量0．1％～0．3％时可使聚合物溶液黏度由6mPa·s降至0．447-0．348mPa·s）及助溶剂（用量3％～8％时可使解堵液对岩屑的溶蚀率达到35．0％～78．5％）；该解堵液可彻底去除泥饼，对泥浆伤害后的岩心的解堵率高达85％。第四段塞为加入粒度分布符合要求的TR-5油溶性屏蔽暂堵剂的复合酸化解堵液。第五段塞为优质洗井液（氯化铵溶液）。该技术在冀东油田6口井完井中试验获得成功，介绍了G104—5P46井施工中所用各段塞量、挤注压力变化及返排情况。截止2007－07－01，该技术已用于胜利许多油田的40余口井，均获得成功，大幅度提高了筛管完井水平井的产能。表8参3.