复合盐水钻井液缓蚀剂DFP的研制及应用

用极化电阻法和动态腐蚀模拟法测定了工业生产的和专门合成的五种缓蚀剂在钠盐水和复合盐水中的缓蚀性、抗氧性和耐温性，研究了筛选出的两种缓蚀剂（ＴＰＣ和ＴＰＡ）的极化曲线，考察了它们在复合盐水泥浆中缓蚀性的浓度依赖关系，在此基础上研制出缓蚀剂ＤＦＰ：配入除氧组分的１∶２的ＴＰＣ＋ＴＰＡ。此剂在室内评价中缓蚀率达８４％，两口井多井段现场检测中缓蚀率在８０％以上，与饱和复合盐水钻井液的配伍性良好。

复合盐防腐钻井液的研制与现场应用

潜江凹陷地下含有近千米厚的盐、膏及芒硝层，钻井时用饱和复合盐钻井液体系，以便与地下盐开层等配伍。由于饱和复合盐钻井液中合大量的Cl^-、Ca^(2+)、SO^(2-)以及添加的成分复杂的多种处理剂，并由于高温产生溶解氧，使钻具腐蚀相当严重。按APIPR131、APIPR13B标准配制防腐钻井液体系，研制的增粘剂及部分降先水剂具有较明显的抗蚀性，应用时作为防腐钻井液的首选添加剂，经试验pH伍控制在8～10为最好。并根据腐蚀特征，研制了一种复配性援蚀剂──DFP，通过4口井（120C，3000m）的现场试验，防腐效果明显，缓蚀率达80％以上。钻具从井内起出表面光亮，在钻台上停放12d不生锈，较好地解决了江汉油田复合盐钻井液对钻具的腐蚀问题，具有较明显的经济效益和社会效益。

江汉油田盐间非砂岩储层的特征及裂缝的成因

江汉盆地潜江凹陷盐韵律发育,部分韵律层段存在有工业价值的油藏,岩性主要为泥岩、泥膏岩、含膏泥岩、钙芒硝质白云岩等,储集空间有孔隙、孔洞和裂缝,以裂缝为主。同一储层中多种储集类型共存。在该类储层中,渗透率的高低不完全取决于孔隙度的大小,而与孔隙结构的分选性,即孔喉的大小、形状、连通程度和裂缝发育情况、充填程度等有关。孔隙结构整体以微喉为主,综合评价属中孔、低渗-特低渗储层。通过大量岩心观察、薄片分析、试井资料和裂缝的形态、产状、密度、分布范围研究后认为,裂缝主要是在高压异常、差异压实、成岩、构造等综合作用下形成的,其中成岩作用是水平层间缝、构造作用是各类扩张缝和剪切缝的主导因素。

江汉油田带压作业配套井下工具研究及应用

结合江汉油田油水井带压作业施工的实际需求,开展了带压作业配套井下工具研究,设计出不同类型的油管内密封工具、带压冲砂洗井工具、完井工具等,基本解决了江汉油田各类型油水井带压作业施工井下工具配套问题,在现场施工中取得了较好应用效果。

用于特高矿化度油田污水处理的缓蚀阻垢杀菌剂XW－3

针对江汉油田污水含盐量特高的特点研制了多功能污水处理剂ＸＷ－３。室内及现场应用试验表明，ＸＷ－３在特高矿化度（２．８×１０５ｍｇ／ｌ）油田污水中具有良好的缓蚀、阻垢性能及一定抑菌性能。使用ＸＷ－３的油田污水处理技术已通过江汉石油管理局组织的鉴定，目前正在推广应用。

含油污泥调剖剂的研制与应用

测定了江汉钟市、马王庙油田采出污水处理中产生的含油污泥的含固、含油、含水、含盐量,污泥水的矿化组成及污泥固相颗粒的粒径分布。针对渗透率级差为10、高渗层平均孔隙直径11.53μm、低渗层平均孔隙直径3.978μm、地层水矿化度很高的广北油田注水井调剖,按1/3～1/7桥塞理论确定颗粒堵剂的粒径范围为1.6～3.8μm,选用固相颗粒以小 中颗粒为主、d<10μm的颗粒占42.8%的钟市污泥,添加超细碳酸钙粉(d<5μm的颗粒占88.8%)以弥补污泥固含量的不足(仅18.2%),加入高分子稠化剂和悬浮剂,制成含油污泥调剖剂,其粘度为56mPa·s,颗粒沉降时间4～5小时。在平行双岩心封堵实验中,注入2PV该调剖剂并关闭48～72小时后,高渗岩心的封堵率>90%,低渗岩心的伤害率<20%;耐水冲刷性>30PV;以多段塞方法低流量注入调剖剂而以高流量注水可得到好的封堵效果。以岩心封堵前后的压汞、铸体薄片数据和扫描电镜观测结果证实了封堵效果。2001～2002年在广北油田11口注水井实施污泥调剖,单井平均注入量247m3,介绍了选井原则、施工工艺及2口井调剖效果。图6表5参5。

浅谈油田企业绩效考核存在的问题及对策

绩效考核是合理分配的依据、是激励企业职工的重要手段、是职工培训的依据。当前油田企业员工绩效考核存在着理念和引导方向不明确、指标和标准设计不科学、过程缺乏完整性、结果没有被有效利用等问题。要提高油田企业绩效考核效果,必须提高员工对绩效考核作用的认识;建立规范的绩效考核运作机制;切实抓好绩效考核的组织与落实;加强对绩效管理的分析应用。

江汉油田盐水聚合物泥浆转化为水泥浆的研究及应用

在江汉油田现用的盐水聚合物泥浆中加入高炉水淬矿渣、激活剂ＪＨＪ１及稀释剂ＸＳＪ３，成功地将泥浆转化为固井用的水泥浆。在室内实验中该水泥浆的稠化时间可控制在２－７小时之间，２４小时抗压强度大于３．５ＭＰａ，滤失量小于２００ｍＬ，这些性能指标均能满足现场一般固井施工要求。在广云８井封固技术套管现场施工中使用这种ＭＴＣ水泥浆，施工顺利，固井质量合格。

江汉油田钻井污水处理实验研究

钻井污水是油田开发中的主要环境污染物之一。通过对江汉油田钻井污水的调查分析,认为其成分复杂、变化大,是稳定的胶体体系,具有缓冲能力且分散面广。污水样品混凝处理实验表明,混凝剂的选择(种类、浓度及用量)应在处理费用相同的条件下进行,而不是简单比较处理结果;混凝条件(搅拌方式、pH值及温度)对实验结果有不同程度的影响。对于江汉油田钻井污水,铁盐的处理效果优于铝盐,无机高分子聚合物的优势不明显,聚丙烯酰胺类高分子混凝剂的处理效果不显著。

注水井噪声环境建模与计算机仿真研究

为了有效应用声学技术在油田注水井声波测井、远程通信、故障监测等方面开展研究工作,在江汉油田实地进行了注水井噪声环境的构建和计算机仿真。首先分析了油田注水井的结构,在掌握结构构建的基础上研究了注水井的噪声环境建模,仿真实验于江汉油田某油井的三个油层选点实地进行,得到了注水井噪声环境波形构成,并做了结果分析。研究成果为在下一步开展油田注水井及管道的水下声通信研究工作奠定基础。

江汉油田污水处理系统经济效益分析

根据对江汉油田历年来污水处理设施的投资和运行结果的详细调查，采用工程经济分析方法，分析江汉油田污水处理取得的经济效益，指出治理设施中存在的问题及解决办法，提出江汉油田污水治理的方向和建议。

推行新版内控实施细则 完善坪北内控制度建设

中国石油长庆油田分公司坪北经理部在内控制度实施的过程中存在以下问题:对内控重要性认识不够,使得内控制度建设走弯路、走错路;部门和岗位职责不清,增加了内控管理风险;内控制度监督不力,难以发挥应有的功效。要完善坪北经理部内控制度建设,就必须组织内部控制实施,强化全员参与;注重内部控制环境,加强基础管理;明确岗位职责和业务流程,细化风险级别;注重企业文化建设,塑造有效载体。

4500t/a漂粉精技术改造

总结了江汉盐化工已建引进的钠法漂粉精装置运行管理经验以及设备、材料国产化有益实践和研究 ,对原引进的钠法漂粉精生产专利技术进行了大胆的改进 ,简化原工艺流程 ,降低了能耗 ,扩大了漂粉精生产能力 ,提高了经济效益。

GOHFER2000压裂软件在江汉油田的应用

全三维压裂软件GOHFER2000在江汉油田实际应用证明,该软件演算结果较为真实可信。它的使用改变了江汉油田以往凭经验设计的传统,对江汉油田的压裂具有重要的指导意义。

保护高含水油井剩余油富集层段的多种堵剂组合堵水技术

江汉王场潜四段中区南部油藏高温 (80～ 95℃ )高矿化度 (30 0～ 35 0 g/L)厚油层油井已经或接近水淹 ,但一些层段仍有富集剩余油 ,为此开发了题示堵水技术。介绍了所选择的各种堵剂 :有机冻胶JG 1,75℃下 3～ 4h破胶 ,前置暂堵剂 ;无机 /有机凝胶颗粒悬浮液 ,在地下 4 8h内形成高强度耐盐 (30 0 g/L)耐温 (130℃ )整体凝胶 ,主体堵剂 ;聚合物铬冻胶 (用于中温油藏 )或耐温耐盐树脂冻胶 (用于高温油藏 ) ,与主体堵剂交替注入可提高堵剂在裂缝中的充满度。介绍了用中子寿命法测定的 4口井厚产层纵向上剩余油分布。现场堵水施工中采用多段塞注入工艺 :暂堵剂—颗粒凝胶—树脂冻胶—颗粒凝胶—树脂冻胶—清水。在含水分别为 92 .0 %和 98.1%的 2口油井注入各种堵剂共 12 6和 115m3 ,处理半径 5 .2 0和 7.75m ,作全井段堵水 ,堵后复射含剩余油为 5 1.6 9%和 38.6 %的层段 ,投产后获得显著的增油减液减水效果。图 2表 3参 3。

流场调整技术在老区开发中的应用

流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向、采油井的差异化采油强度,把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术,比较适用于老区的再开发。基于江汉油区水驱效率降低,平面、纵向水驱不均衡现象,借助对剩余油分布的再认识,开展流场调整技术研究,建立了井网调整转流线、协调注采引流线、综合治理均衡流场、多级细分调剖面、注采偶合调流线五种转流场模式,在老区开展应用后效果较好,为江汉油区低成本控递减开辟了新途径。

用方差分析法配制超高温压裂液在矿场的应用

针对江汉油区深井低渗透油层压裂增产的需要,应用方差分析法配制成超高温压裂液,在深井高温低渗透薄层中进行矿场压裂试验成功,表明具有进一步扩大应用的潜力。

江汉油田烃类微渗漏蚀变信息及提取机理

本文围绕烃类微渗漏造成地表土壤蚀变的褪红、粘土矿化和碳酸盐化等3项标志,在江汉油田进行了相关的地球化学信息和光谱信息研究。在研究土壤成分特征的基础上,提出了反映3项蚀变标志的成分因子;在研究土壤光谱特征的基础上,提出了与蚀变成分因子相关的TM波段比值因子;在成分因子及TM波段比值因子的统计分析基础上,探索从室内土壤光谱数据中提取和烃类微渗漏蚀变相关的信息,并为图像特征信息提取奠定了基础。

江汉油田非常规石油工程技术难点及发展方向探讨

围绕深层常压页岩气、陆相页岩油以及陆相凝析页岩气藏等勘探开发主力对象存在的储层品质变差、埋藏深度增加、地质条件复杂化等现象,提出了钻井工程、压裂完井工程和排采工艺的发展方向:钻井工程技术为复杂地层钻井提速技术、高性能水基钻井液体系、“井工厂”钻井技术;压裂工程技术为常压页岩气低成本压裂技术、深层页岩气高效压裂技术、陆相页岩油“人工油藏”;排采工程技术为凝析油气藏排采工艺技术、长水平段智能平衡采油气完井技术和智能排水采气工艺技术。

微生物吞吐技术现场应用及优化措施

江汉老区部分井投产后措施效果不理想,多因素分析是由于原油粘度高导致开发效果差。针对江汉老区部分稠油井区原油粘度高、地层能量不足、产能低三大问题,开展微生物吞吐技术研究。根据试验井的井口取样特征,通过与胜利工程院进行技术交流和室内反复实验,筛选出可以降低原油粘度、岩石剥离性效果最优的微生物菌种与激活剂种类,采用段塞式、大排量的施工方式应用于实验井,同时不断优化施工流程。微生物吞吐技术的应用,为江汉油区稠油油藏的开采提供了一种新思路。