高含凝析油气井泡沫排液用起泡剂研究

针对高合凝析油气井泡沫排液困难，以长链烷基二甲基叔胺为主要原料、双氧水为氧化剂，合成了一种长链烷基氧化胺OA，引入少量与其有协同增效作用的磺酸盐类表面活性剂，形成抗凝析油起泡剂主剂zJ。再与多种稳定泡沫物质复配，得到一种高抗凝析油的复配起泡剂，配方为：2％ZJ＋0．04％NaOH＋0．03％瓜尔胶。zJ在高凝析油条件下（50％-70％）的泡沫排液性能明显优于常用起泡剂uT_11c。70℃下，凝析油含量为70％时，zJ的起泡能力（初始泡沫高度）为13．7cm，泡沫稳定性（3min后的泡沫高度）为9．8cm，携液能力为12mL／15rain。复配后的起泡能力为15．4cm，泡沫稳定性为11．8cnl，携液能力为60mL／15min。抗温可达90℃，抗盐可达8％。在川渝地区五宝场凝析气藏两口高含凝析油（大于50％）积液气井中成功运用，使两口间歇生产井恢复了连续生产，产气量提高约40％。

海上高含CO_2高含凝析油气顶油藏开发方式研究

为制定高含CO_2高含凝析油气顶油藏的合理开发方式、提高凝析油和油环油采收率,了解高含CO_2高含凝析油的凝析气顶在开发过程中的复杂相变行为和不同开发方式对开发指标的影响。基于高含CO_2高含凝析油气体样品的室内PVT实验结果,利用Eclipse数值模拟软件模拟注CO_2和CH_4膨胀对凝析气相态的影响和不同开发方式。研究发现,CO_2和CH_4均能使凝析气体系的弹性膨胀能力增强、最大反凝析压力降低及最大反凝析油量减少;循环回注CO_2开发比衰竭开发提高油环油采收率4.3%、提高凝析油采收率约26.4%。结果表明,循环回注CO_2开发是最为合理的开发方式、开发效果最好,注水开发次之,衰竭开发效果最差。

高含凝析油凝析气藏中油环判别方法探索应用

油环的判别是凝析气藏开发的基础,特别是对于高含凝析油凝析气藏,判别是否存在油环尤为重要。判别油环存在有两大类方法,即实际资料分析对比判别法和经验统计判别法。常用的经验统计判别法包括C_(5)^(+)含量法、C1/C_(5)^(+)比值法、组合参数φ1法、秩类法、两组合参数Z因子法和四组合参数法。某深层构造高部位高含凝析油凝析气应用常用的经验统计判别法进行油环判别,除了四组合参数判别为油藏,其余方法皆判别为高含凝析油凝析气藏带油环。构造低部位后钻评价井MDT取样取到挥发油样,实际证明了此高含凝析油凝析气藏带有油环。应用经验统计法判别高含凝析油凝析气藏油环存在的结果表明:绝大多数常用的经验统计判别法适用于高含凝析油凝析气藏的油环判别,只有四组合参数不适用,主要原因系高含凝析油凝析气C_(2)^(+)摩尔量超过30%,需结合其他经验统计法共同判别。

缝洞碳酸盐岩凝析气藏注水替凝析油实验

缝洞型碳酸盐岩油气藏是一种复杂、特殊类型的油气藏,其储层以缝洞和裂缝-孔洞为主,具有双孔隙网络特征及较强的非均质性,渗流规律复杂,实现该类油气藏的高效开发是诸多石油工作者关心并一直致力于研究的问题。借鉴在缝洞型碳酸盐油藏中应用效果较好的"注水替油"方法,建立了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏"多级压力注水替凝析油"方法,并以高含凝析油的TZ86井为例,采用露头碳酸盐岩经过人工造缝造洞技术制成全直径缝洞型岩心,在原始地层条件(140.6℃,58 MPa)下进行了多级注水替凝析油物理模拟实验,结果表明采用多级注水替凝析油方式开发缝洞型碳酸盐岩凝析气藏可取得较好效果。

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏注水开发物理模拟研究

与一般砂岩凝析气藏不同,缝洞型碳酸盐岩凝析气藏发育有大小不同、形状各异的裂缝和孔洞,使其具有非均质性强,流体流动规律复杂等特征。如何提高该类气藏的采收率是值得研究的问题。技术成熟的注水技术具有开发成本低、水气流度比好、水驱波及效率高等优点。以塔中86井为例,采用露头碳酸盐岩经过人工技术制成全直径缝洞型岩心,在原始地层条件下(140.6℃,58 MPa)完成注水开发物理模拟实验。结果表明,采用注水保压方式开发高含凝析油的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏效果较好;凝析油的采收率受缝洞连通方式、缝洞充填与否、压力保持水平等因素的影响。

涪陵页岩气田复兴区块高含蜡凝析油乳化机理及防治技术研究

针对涪陵页岩气田复兴区块高含蜡凝析油乳化问题,开展了高含蜡凝析油理化性质分析、乳化机理研究。采用光散射法评选出RP-01型高效低温破乳剂,在200mg/kg加注浓度下具有良好的破乳效果,分水速度快、分水量大且水相澄清,效果通过现场试验得到验证。

川西老区中浅层新型泡排药剂研发与应用

川西老区中浅层气井已总体处于低压低产阶段,井口压力低于1 MPa占比76.13%,产量低于0.2×10^(4)m^(3)/d占比57.14%,80.62%的气井已介入泡排工艺,但泡排工艺效果逐渐变差。针对高含凝析油气井泡排效果差、低压低产气井泡排低效及积液与乳化并存致气井治理难度大等问题,研发了3种新型SCU系列泡排剂。通过建立CHSB-SDS-PFBS三元表面活性剂体系,研发了高抗凝析油泡排药剂SCU-2,可将气液表面张力降低至26.73 mN/m,抗凝析油含量达50%;优选反应体系及催化剂,研发了自生能量型泡排药剂SCU-3,可在井筒发生化学反应生成N_(2),并释放热量,提高低压低产井泡沫举升效率;优选复合酸与抗油性表面活性剂复配,研发了净化与排液一体化药剂SCU-6,同等浓度下降黏能力优于常规净化剂,起泡能力优于常规泡排剂。SCU系列药剂应用138口井,有效率89.73%,增产天然气774×10^(4)m^(3)。新药剂拓展了泡排工艺技术的应用范围,具有良好推广应用前景。