稠油火驱油藏封堵气窜用腐殖酸钠冻胶的研制

以腐殖酸钠为成胶剂制备冻胶,评价了高温、高压并伴有烟道气存在的条件下腐殖酸钠冻胶的稳定性,通过流变实验分析了冻胶强度在高温热处理中的变化规律,通过物理模拟测试评价了冻胶的封堵能力,借助Cryo-SEM观察了冻胶的形态,探讨了腐殖酸钠冻胶用于火驱封堵气窜的可行性。实验结果表明,以腐殖酸钠为成胶剂,通过优选催化剂调控成胶时间,可以形成适应120,150,180℃等不同温度条件的耐温冻胶,成胶时间10~75 h可调,冻胶经热处理90 d后脱水率低于20%。该冻胶在高温、高压及存在O_(2)和CO_(2)的条件下仍具有较好的稳定性。使用10%(w)腐殖酸钠、1.2%(w)水溶性酚醛树脂形成的冻胶在0.94μm^(2)的填砂管中的突破压力梯度可达3.95 MPa/m,表现出较强的封堵能力。

蒙古林砾岩稠油油藏火驱配套举升工艺

为了解决蒙古林砾岩火驱油藏采油井出现的气锁、砂卡、管柱腐蚀等问题,进一步提高采油井的生产时率,提升火驱开发的生产效果,通过调研国内实施火驱油田的技术现状,进行了火驱举升工艺影响因素的分析,认为有杆泵采油依然是最合适的举升工艺。优化设计了专用防砂泵的结构,柱塞和泵筒的配合间隙为0.1 mm,并设计了独立的过砂沉砂通道,沉砂腔环空为8 mm,满足防砂需求;通过理论分析与实验相结合,确定了井下气液分离器的最优结构组合,采用螺距4 cm、二次沉降段20 cm,分离效率可达85%以上;进行了防腐蚀材料的优选,认为BG90-3Cr可实现抗腐蚀能力与经济性的兼顾。现场应用结果表明,优化后的举升工艺管柱兼具防砂、防气、防腐蚀的特点。截至2023年3月30日,M10-215井在高气液比情况下已连续稳定生产125 d,与同区块新钻采油井相比,生产时间延长了86 d以上,累计增油265 t,为后续火驱油藏的深度开发提供技术支持和指导。

等离子体协同Ce-Mn催化火驱尾气中甲烷转化的实验研究

文章采用非平衡态等离子体放电技术协同Ce-Mn催化的方法促进火驱尾气中稀薄甲烷低温高效转化。实验对比分析了纯催化、纯等离子体以及二者协同作用下对稀薄甲烷的转化性能,重点考察了CH_(4)/O_(2)摩尔比(0.1~0.5)、加热温度(250~375℃)和等离子体放电功率(9~21 W)对甲烷转化率的影响。结果表明,等离子体放电与Ce-Mn催化协同作用效果显著,在375℃,21 W时甲烷转化率高达62.93%,相比纯等离子体和纯催化作用下分别提高了约50%和60%。等离子体放电与Ce-Mn催化协同作用下,甲烷转化率随着加热温度的升高而提高,当加热温度从325℃升到375℃时,甲烷转化率平均提高幅度约20.7%;甲烷转化率随等离子体放电功率的增加而基本呈线性增长,平均增幅约为2.46%/W;甲烷转化率与CH_(4)/O_(2)摩尔比成反比,当CH_(4)/O_(2)摩尔比从0.5降至0.1时,甲烷转化率增加约29.46%。

油田开发战略与接替技术

对于中国油田开发面临的严峻形势,详细阐述了基于中国油藏地质特点的开发技术现状、以广义"二次开发"理念为核心的油田开发战略部署,深入分析了以二元驱、稠油火驱、注气混相/非混相驱、泡沫复合驱、聚驱后聚表剂驱为主的5大类关键技术在中国油田开发中的战略地位,指出要根据中国油田开发的现状和特点,积极推进油田开发方式转变,加强油田开发战略接替技术攻关。

火驱燃烧前缘位置预测与影响因素研究

及时掌握火驱过程中火线的位置,有助于进行生产调控,通过调研现场预测火线位置的方法,得出一套针对不同特征油藏的适用方法:红外照相法适用于浅层油藏;用测温元件直接测试法适用于观察井和生产井密集的油藏;生产动态和物质平衡相结合的方法适用于均质性好且井网形式规范的油藏;示踪剂监测和生产动态相结合的方法适用于非均质性严重或井网形式不规范的油藏;压降试井法由于计算复杂,有待进一步研究。最后指出应在前期地质筛选的基础上,做到"少注气、多采油",并结合生产动态分析加强对油井的管理,引导燃烧前缘均匀稳定的推进。

稠油油藏火驱高温盐析调剖的影响因素研究

针对稠油油藏火驱开采时存在的气窜影响火驱波及效率问题,开展了基于高温盐析原理的火驱高温调剖堵剂研究,考察了氯化钠和硅酸钠堵剂浓度和注入量、温度、候凝时间、填砂管渗透率和非均质性对封堵效果的影响。结果表明,随着堵剂浓度增加,封堵率明显上升,饱和溶液时的封堵率最高;随着注入体积的增加,两种堵剂的封堵效果均增强;随温度升高,氯化钠的封堵率增大并逐渐稳定,而硅酸钠的封堵率逐渐降低;地层温度低于300℃时,保持一定的候凝时间可有效提高堵剂的封堵效果,而温度高于300℃时,候凝时间对封堵效果无影响;填砂管渗透率越高调剖效果越好,堵剂对高渗透层的封堵效果良好,适用于非均质性地层。

电点火工艺技术在新疆红浅火驱的应用研究

稠油火驱开发成功的关键是油层点火。为了提高点火成功率,从安全、实用角度出发,研制了井下电加热器及其点火工艺管柱、点火过程监测系统等。电加热器安装有多个测温传感器,可实现对点火过程中注入气体在油层的分布和温度变化离线模拟监测和在线监测,提高了油层点燃的成功率。采用智能可控硅温度控制柜,可以自动或手动调节点火器的功率和注气速度,调节速度快,易于控制。在新疆红浅火驱先导试验区hH008、hH010、hH012井上采用电点火工艺技术实施点火作业,通电点火均1次成功,点火温度420℃左右,3口井均在5～10 d点燃油层,油层燃烧良好。

变压吸附技术分离模拟油田火驱尾气中的CO_2

采用变压吸附技术分离模拟油田火驱尾气(CO_2-N_2-CH_4混合体系)中的CO_2。考察了吸附压力、吸附温度和气体流量对吸附效果的影响。实验结果表明:在吸附温度为25℃、吸附压力为0.6 MPa、气体流量为2 000m L/min、初始CO_2体积分数为13.01%的条件下,CO_2的穿透吸附量为60.34 m L/g,CO_2吸附率为78.92%,碳分子筛对CO_2的分离因子为8.233;在床层利用率为0.523的条件下进行降压解吸,当吸附压力降至0.1 MPa时,出口CO_2体积分数约为80%,CO_2的回收率可达96.38%。

火驱过程气体流度控制体系的筛选与性能评价

为解决新疆红山嘴油田火驱试验区烟道气气窜严重、火驱开发效果降低的问题,开展了对注气井气体流度控制体系的筛选与性能评价,为有效改善吸气剖面、提高火驱开发效果提供依据。针对烟道气的流度控制,以起泡体积和泡沫半衰期为性能参数,在五种起泡剂和四种稳泡剂中优选了在高温350℃下气体流度控制体系,配方为:5 g/Lα-烯基磺酸钠(AOS)+2 g/L十二烷基苯磺酸钠(SDBS)+0.5 g/L羟乙基纤维素HEC。用矿化度为10902.1 mg/L的模拟地层水配制的100 m L起泡液的起泡体积为700 m L,泡沫半衰期为170 min。矿化度从0mg/L增至10902.1 mg/L时,各项参数变化幅度较小,表现出较好的耐盐性;耐油性实验结果表明,在含油饱和度大于10%后,各项参数显著降低,表现出较好的遇油消泡性。

稠油火驱化学点火技术的改进

曙光油田薄互层状稠油油藏杜66块火驱原有的化学点火方法存在安全不可控、套管损坏率高的问题,点火成功率仅为80%,平均点火见效期为96 d。为安全快速点燃油层,开展了以点火剂为核心的化学点火技术研究,结合原油油品特性,通过理论计算、数值模拟和室内实验等研究,开发了具有催化、助燃功能的新点火剂。新点火剂可在240℃及有氧条件下快速点燃油层,并设计了N_2携带、分段注入、层内混合的施工工艺,保证了点火的安全性和成功率。现场试验点火成功率为100%,点火见效期为58 d。该技术的成功可为火驱开发打下良好基础。

蓄热式氧化技术在火驱烟道气处理中的应用

以红山嘴油田红浅1井区火驱先导试验烟道气处理为例,火驱烟道气中非甲烷总烃(NMHC)含量及H_2S浓度无法满足GB 16297—1996《大气污染物综合排放标准》、GB 14554—1993《恶臭污染物排放标准》,必须对此进行处理。文章对比分析了常用处理工艺技术特点,提出蓄热式氧化工艺处理烟道气具有对NMHC、H_2S、CO等摧毁效率高;对火驱低热值含硫采出气处理负荷调节范围大,处理后烟气满足环保排放标准等技术优势;经过矿场试验,验证了热氧化工艺处理含H2S低浓度烷烃气体的可行性,处理后的气体满足上述标准排放要求,为后续火驱开发提供了技术支持,具有一定的应用价值。

火驱尾气回注井筒流动分布规律

火驱尾气处理已成为制约火驱开采技术发展的瓶颈,需要探索和尝试高效环保的火驱尾气回注技术。为了保证回注方案设计的合理性,文中通过建立火驱尾气物性及相态模型、井筒流动水力和热力模型,开发了火驱尾气回注井筒流动分析软件,实现了尾气在回注井筒内流动状态参数及相变规律的精准描述。结果表明:计算结果与HQ井区现场试验数据的相对误差仅为0.67%,确定井口回注压力21 MPa;随井深增加,火驱尾气压力、温度逐渐升高,液相逐渐减少;回注量对井筒内温度分布影响较大,井底压力对井筒内压力分布影响明显。计算结果对后期回注工艺系统设计具有指导意义。

火驱过程中注气压力对储层岩石的影响

针对新疆油田火驱试验中存在的问题,为筛选出合理的火驱区块,运用一维火驱物模实验模型,在固定注气流量和预热温度条件下,采用砂岩和砂砾岩岩心开展不同注气压力对储层岩石的低熔点物质分流和矿物组成影响的基础实验。研究表明:随注气压力增加,砂岩和砂砾岩中的Fe、S、Mg等元素含量降低,Si、K、Na含量升高,S、Fe元素含量在燃烧区明显增大,而在待燃区Fe、S等元素含量沿火驱方向逐渐增加,表现出明显的元素分流;根据各主要成分变化分析可知,S、Fe元素含量变化反映了黄铁矿的氧化,K、Na、Mg元素含量变化反应了长石及黏土矿物之间的转化;燃烧过程中,长石发生变化析出石英。该项研究对筛选火驱区块具有理论指导意义。

稠油油藏火驱前后储集层变化定量表征——以辽河油田高3-6-18井为例

火驱是稠油油藏继蒸汽吞吐后提高采收率的技术之一。储集层是决定火驱开发效果的根本因素,而温度是影响火驱储集层变化的主要因素。以辽河油田高3-6-18井为例,通过模拟实验,得到火驱过程中不同阶段的样品,分析了火驱前后储集层的变化,建立了研究区火驱过程中储集层变化模式。研究表明:结焦带的储集层物性较差,Fe(OH)3沉淀物、CaCO3沉淀物和沥青质沉积堵塞孔喉,长石向黏土矿物转化,同时生成大量的硅质胶结物,破坏了粒间孔与粒内溶孔,使孔隙度和渗透率降低,物性变差;燃烧带和已燃带的储集层物性较好,Fe(OH)3和CaCO3沉淀物分解、沥青质沉积的裂解,使孔喉增大,黏土矿物的烧结作用使高岭石向蒙脱石、伊利石转化,同时存在蒙脱石向伊利石的转化,使以黏土矿物为主的粒间填隙物发生不同程度的体积收缩,颗粒和填隙物之间产生裂缝,并随温度升高,裂缝会明显加宽,孔喉增大且连通性变好,孔隙度与渗透率升高。

火驱采出气处理技术研究现状与发展趋势

随着国家和油气行业对大气污染物和温室气体排放的控制日益严格,缺乏成熟、经济的火驱采出气处理技术已成为制约火驱开发方式进一步大规模推广的瓶颈。通过对回注埋存、回收利用和达标排放等不同火驱采出气处理技术研究现状进行分析,认为应因地制宜、因时制宜,综合考虑技术发展水平和环境保护要求,确定合理的火驱采出气处理工艺技术路线。在此基础上对火驱采出气处理技术发展方向进行了展望,指出:为实现降低工程投资、缩短施工周期及方便运行维护等目的,亟需针对火驱采出气不同的组分类型和产量规模,开展基于小型化、模块化和橇装化的不同处理技术路线的研究;应充分借鉴其他类型油气田开发的成熟经验,如逐步推广应用湿法脱硫技术;回注埋存工艺将兼具“增油”与“减排”双重功能,亟需借鉴国外酸气回注项目经验,开展火驱采出气回注埋存工艺技术研究,重点在脱水的基础上实现“全组分回注”。

稠油火驱开发效果模糊评价

以油藏工程方法[1]为基础,结合模糊数学[2]方法中的相关理论,从多因素角度对稠油火驱开发效果做出评价,使评价结果更加客观真实,从而为稠油开发提供参考。

气体示踪剂判识杜66块火驱火线方向

依据稠油火驱现场特点,选取耐高温、无毒、易检测、具有化学惰性、稳定性好的气体示踪剂,用于辽河油田杜66块火驱现场三井组气体示踪剂试验,准确地判识了火驱试验井组火线的推进方向、注气推进速度、注采井间的连通情况,并利用气体示踪剂解释软件计算了火驱现场实际波及状况,为掌握火驱试验效果提供技术支持。

克拉玛依油田红浅火驱先导试验区火驱开发节能效果

通过对准噶尔盆地克拉玛依油田红浅火驱先导试验区火驱生产环节的研究,划分了能耗系统,并对各系统主要能耗影响因素进行了分析。研究表明,火驱能耗主要来自注空气系统,其中空气压缩机能耗占比最大。在同等产油量条件下,对比火驱能耗和注蒸汽热采能耗,火驱具有明显的节能优势,能够在蒸汽热采油藏油汽比低、能耗大的情况下,作为持续开发的有效接替技术。由于火驱产出液含水率低,与蒸汽热采相比,在产出液污水处理方面也有明显优势。

热采井常用油套管材料在酸性介质中的腐蚀行为

通过模拟工况下的腐蚀试验,对不同油套管材料的腐蚀行为进行分析和研究,同时结合腐蚀预测软件进行数据分析。结果表明:在50℃及150℃下,N80、BG80-3Cr、P110、BG90H四种材料的均匀腐蚀速率大于0.2mm/a,腐蚀较严重;BG90H-9Cr和BG90H-13Cr在试验温度范围内具有良好的抗CO_2+H_2S+O_2均匀及局部腐蚀能力;温度对油套管用钢的腐蚀影响较为复杂,随温度升高,腐蚀速率上升,但温度较高时,当金属表面生成致密的腐蚀产物膜后,腐蚀速率随温度升高而降低。

水平井火驱辅助重力泄油钻井工艺技术

针对水平井火驱辅助重力泄油钻井技术存在的井眼轨迹精细控制、直井和水平井间距的有效控制、套管下入技术、套管防腐技术以及水泥环的抗高温性能等技术难点,从基本原理、井身结构、摩阻以及套管和水泥浆体系优选等方面进行了分析研究。现场试验中,成功控制2井间距离为2.84 m。水平井水平段采用多点控制保证沿油层底部1 m距离平稳前进,并且井斜角大于90°,实钻轨迹完全在靶窗范围内,满足水平井火驱辅助重力泄油试验的要求。