盐家油田油水井结垢原因探讨

对地层温度65～75℃的盐家油田油水井近井地带、井底、井筒发生严重结垢的原因进行了分析探讨。7口油井采出的地层水均为NaCO3型水．矿化度6．4～10g／L，HCO3浓度高（1．6～3．7g／L），Ca^2＋＋Mg^2＋浓度较低；1口水源井水及1口水井注入水为CaCl2型水，矿化度32～33g／L，Ca^2＋＋Mg^2＋浓度高（3．1～3．8g／L）而HCO3浓度低；采用CaCO3饱和指数法和CaSO4热力学溶解度法预测，在70℃下所有水样均有CaCO3结垢趋势，除3口油井采出的地层水外，均有CaSO4结垢趋势。3口油井采出的地层水与水源水在25℃按不同比例混合后，悬浮物含量大幅度上升。在70℃放置7天后再次大幅度上升，烘干的悬浮物易溶于稀盐酸．其主要成分为碳酸盐．说明注入水、地层水不配伍。1口电泵采油井和1口注水井油管垢样含盐酸可溶物（碳酸盐）超过90％。讨论了碳酸盐、硫酸盐垢的生成条件：温度、压力及pH值。图1表4参3。

长效缓蚀剂DX-1的研制

胜利东辛油田地温高,地层水和回注污水矿化度高,腐蚀严重。采用N80钢腐蚀试样,在含Cl-,HCO-3,Mg2+,Ca2+,Na+,矿化度6.29×104mg/L,pH=7.0的模拟水腐蚀介质中,实验测定了一系列单一或复配的市售有机、无机缓蚀剂在80℃(有机缓蚀剂)和60℃(无机缓蚀剂)下的缓蚀性能。发现有2种有机液体缓蚀剂(代号HS 3,HS 4)在加量为30mg/L时的缓蚀率>97%且无点蚀发生;质量比6∶4～4∶6的HS 3+HS 4在总加量10mg/L时的缓蚀率高于单用的HS 3和HS 4。HS 3+HS 4的化学成份为膦酸盐、胺、有机酸、醛及少量无机物,1∶1的HS 3+HS 4以一种高吸水树脂和一种可成胶、可固结材料为载体,经加热干燥、成型之后制成缓释型固体缓蚀剂DX 1。用量10mg/L的DX 1,60～80℃下在模拟水中的缓蚀率>97%;用量15mg/L时,80℃下在东辛油田辛1、辛3及102站外输水中使腐蚀速率分别降至0.0315,0.0753及0.0108mg/m2·h,缓蚀率分别为95.4%,92.2%及97.7%。将DX 1用于东辛油田将使腐蚀问题基本获得解决。表7参3。

示踪剂技术在营八断块的应用

在东辛油田营 8断块Y12 14 6井组采用示踪剂技术检测了注水井Y12 14 6与相邻采油井之间的连通情况。所选示踪剂为NH4 NO3,水样中加入对氨基苯磺酸后以α 萘胺显色 ,在 70℃ (地层温度 )下用分光光度法测定试液吸光度 ,利用工作曲线或线性拟合公式求得NO-3浓度。按Brigham Smith公式计算出硝酸铵用量为 10 .15t,实际注入量为 30t。在相邻 7口油井中检出了NO-3(另有 3口井关井 ,未取样检测 )。列出了 7口油井的地层参数 ,生产层位 ,与注水井距离 ,NO-3峰值出现时间和延续时间 ,高峰浓度 ,产出NO-3的相对量 ,各小层的厚度、渗透率及孔道半径 ,给出了 5口油井示踪剂产出曲线和利用一种软件拟合的曲线。注水井Y12 14 6与同层位的 4口井连通性良好 ,与分属其他两个层位的 3口井之间有层间窜流现象 ,且比较严重 ,从这 3口井产出的示踪剂量占总产出量的 2 6 .5 %。图 6表 3参 3。

阳离子聚合物AEE用作防膨抑砂剂的研究

在催化剂作用下使丙烯酰胺聚合并同时以环氧氯丙烷与二乙胺的加成物为季铵化剂进行季铵盐化反应 ,得到了阳离子化聚丙烯酰胺AEE。介绍了合成条件 ,制得了 4种原料摩尔比的聚合物AEE ,用离心法和页岩膨胀仪法测定的 4种AEE的 1%溶液对膨润土和岩心粉压片的防膨率均大于 80 % ,用水冲填砂管法测定的 1%AEE溶液的抑砂性能十分优良。胜利东辛油田已使用 10 %AEE溶液作为防膨抑砂剂进行出砂油井防砂施工 91井次 ,有效率 88.2 %。介绍了AEE防砂施工特点和

Gemini稠油乳化降黏剂GMS-1的合成及应用性能

稠油乳化降黏剂GMS-1是M=814的磺酸盐型孪二连表面活性剂，根据东辛营27馆陶组稠油（50℃黏度8769mPa·s）所含脂肪酸中C16和C18组分所占比例较大的特点，由C16、C18脂肪醇、环氧丙磺酸、乙二胺合成并用红外光谱法确认了化学结构。其表面活性远大于常用各种类型的普通表面活性剂。用矿化度30g／L的含钙镁盐水配制的0．1％～1．5％的GMS-1水溶液与该稠油在50℃、油水比≤70／30时形成低黏度O／W乳状液（附典型电镜照片），油水比85／15时仅在GMS-1质量分数较高时形成较低黏度乳状液；当油水比70／30、温度在30～60℃范围时，1．0％～2，0％GMS-1水溶液与稠油形成的乳状液的黏度低且基本上不随温度而变，而0．1％～1．0％GMS-1水溶液与稠油形成的乳状液的黏度则随GMS-1质量分数的减小和温度的降低而升高；在5.0～90g／L范围内，矿化度（NaCI质量浓度）对乳状液黏度的影响与温度相似。GMS-1耐温性好，形成的稠油乳状液稳定性好。在营27x5机抽井使用GMS-1，使产出的含水17．2％的原油井口黏度由15987mPa·S降至484.9mPa·S。图5表5参4。

用于砂岩地层的稠化土酸解堵技术

胜利东辛砂岩油藏地质状态复杂多样,非均质性严重,为此研发了稠化土酸DXGY-1并用于油水井解堵。为该酸液选择的稠化剂ZS-03是一种阳离子聚丙烯酰胺,加入5%ZS-03的12%/3%土酸液90℃时表观黏度保留率(相对于30℃值)为82%,70℃老化5小时后黏度为3.4 mPa.s,在30℃、170 1/s剪切3.5小时黏度保留率为82%。在添加剂和总酸量不变,改变盐酸、氢氟酸相对含量及稠化剂用量的情况下得到的优化稠化土酸,90℃、常压下对大理石的4小时溶蚀率为8.76%,对玻片的2小时、6小时溶蚀率分别为8.31%和13.98%,相对于土酸的缓速率(玻片)为55.25%,与胜利油田使用于砂岩地层的含醇、酯、酸的缓速酸HS相比,残酸中H+浓度均较高。所筛选的缓蚀剂为ZY-F1(加量1%)、铁离子稳定剂为DDS-1(1%),防膨剂为KC-1(3%)。2006、2007年在东辛油田19口注水井、5口采油井、4口新投产侧钻或斜油井使用该稠化土酸解堵,均获得成功。

生物酶在出砂稠油井解堵中的应用

简介了美国Apollo分离技术公司的酶解堵剂greengyme的生产原理和性能特点 ,初步探讨了解除出砂稠油井堵塞的机理 (greengyme的主要作用是将造成堵塞的细砂与稠油充分分离 ) ,介绍了现场解堵时的选井条件、酶解堵剂用量、施工工艺 ,永 8 5 2井基本情况和酶解堵施工效果。永 8 5 2稠油井在实施机械防砂后 ,产出的稠油与细砂混合造成堵塞而不能正常生产 ,用酶解堵后日产液、日产油、动液面大幅上升 ,含水急剧下降 (由 30 %～ 5 0 %降至4%～ 2 %)。

创新与采油亲密握手

由于油藏条件、开发方式、技术水平和管理方式等因素的制约,复杂断块油田提高原油采收率一直是一项复杂而艰难的工作。“九五”以来,胜利油田东辛采油厂紧紧围绕提高采收率这一中心,不断加大创新力度,对老油田实行战略性调整,增加可采储量1156万吨,原油采收率从35.4％提高到了38.9％,在复杂断块油田开发方面保持了国内领先水平。以此为基础,原油年产量从1998年的288万吨稳步上升到了2002年的298万吨。

光荣绽放——综述石油石化先进人物的时代精神和价值观

2014年庆祝“五一”国际劳动节系列活动,可谓亮点纷呈,细加盘点不难发现,今年系列庆祝活动最大的亮点,莫过于充分体现出这一点,那就是让“五一”真正成为劳动者的节日,无论是庆祝表彰大会还是“最美职工”发布、庆祝“五一”特别节目……都在讲述“劳动者的故事”,以劳动模范和一线职工的感人事迹为主线贯穿全过程.