储气库救援井磨料水射流管外开窗试验研究

针对井筒不完整和存在落鱼的废弃事故老井出现井下封堵困难和气窜问题,如何实现有效封堵已成为老井改造储气库的关键。为此开展了储气库救援井磨料水射流钻杆成孔试验。试验结果表明:随着喷射距离的增大,单位时间内钻杆成孔深度显著减小;随着喷射压力的增大,钻杆成孔所需的时间缩短;钻杆成孔所需的最佳磨料质量分数为6%~8%,磨料粒径分布在40~60目范围内,可实现较好的破坏效果。通过正交试验分析认为,钻杆成孔的极限喷距随着喷射压力的增大而增大,随着喷射距离增大而减小;为缩短作业时间,应调整参数为高喷射压力(>25 MPa)和短喷射距离(<20 cm)。所得结论可为现场作业提供技术借鉴。

低渗透薄互层油藏动态多级暂堵压裂技术优化

鄂尔多斯盆地陇东地区长6-长8储层属于低渗透薄互层油藏,具有厚度薄、物性差、非均质严重等特点。目前薄互层油藏暂堵压裂中存在暂堵剂加量计算方法和压裂设计参数不明确的问题,导致纵向薄层不能被全部压开、压裂缝高难控,压裂后增产及稳产效果受到一定影响。基于上述问题,通过实验评价了动态多级暂堵压裂时暂堵剂的最优组合,提出了包括射孔炮眼和近井带的暂堵剂加量计算方法,并利用数值模拟软件优化了射孔段长、排量及加砂量等参数,形成了陇东地区低渗透薄互层油藏动态多级暂堵压裂技术。现场试验表明暂堵剂有效封堵了射孔炮眼和近井带裂缝,通过对比压裂前后各向异性成果解释,得出纵向各层射孔段均产生了压裂裂缝,试验井的试油产量与邻井相比有大幅提升。该技术在薄互层砂岩油藏取得了显著的压裂改造效果,为目标区块薄互层油气藏高效压裂提供了技术支持。

高压射流钻进工艺试验

在钻井过程中受松散覆盖层、强富水含水层、裂隙发育等多种复杂地质条件影响,常规钻井钻进效率较低、井壁稳定性较差,为提高钻进效率,结合国家重点研发计划项目重点对高压射流钻进工艺进行了研究,高速射流的水力能量迅速破坏土体结构,同时冲刷钻头,有效净化孔底环境,避免岩屑重复破碎。试验重点研究泵排量、喷嘴尺寸等对孔底压力和机械钻速的影响,通过工程试验发现合适的喷嘴直径配置是提高机械钻速的关键因素,利用高压射流钻进工艺可以提高钻进机械钻速,有效解决复杂地层快速钻进技术难题。

超低渗透油藏暂堵压裂技术优化研究

胡A超低渗透油藏储层物性差、非均质性强,随着开发年限延长及大规模井网加密,含水率快速上升,常规工艺适应性变差。通过转变储层改造理念,综合考虑地质与开发特征,开展了暂堵剂类型、加入时机、配套压裂参数及压裂液体系等优化研究,形成了具有胡A油藏特色的暂堵压裂技术体系,该工艺提高了重复压裂的针对性和有效性,增加了储层有效改造体积。现场应用17口油井,单井日增油达到常规压裂的3倍,油井平均含水率较措施前大幅下降24.5%,控水增油效果显著,为超低渗透油藏储层改造提供了理论依据和现场指导建议。

“堵水+调剖”工艺参数优化和油藏适应性评价——以渤海SZ36-1油田为例

渤海SZ36-1油田具有原油黏度较高、单井注水量较大和储层胶结疏松、非均质性强、渗透率较高等特点,注水开发引起高渗透层岩石结构破坏、突进现象严重,亟待采取液流转向措施。以注入压力、含水率和采收率为评价指标,开展了"堵水+调剖"联合作业增油降水效果及其影响因素的实验研究。结果表明:堵水剂优化组成为"4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水亚硫酸钠",堵水剂段塞优化组合为"0.05 PV前置段塞(淀粉4%)+0.025~0.075 PV堵水剂+保护段塞0.025 PV(淀粉4%)+顶替段塞0.05~0.10 PV(聚合物溶液,C_P=1 500 mg/L)",调剖剂溶液的组成和段塞组合为"0.05~0.10 PV调剖剂(Cr^(3+)聚合物凝胶,C_P=3 500 mg/L)"。随着储层非均质性和原油黏度的增大,采收率增幅增加,这表明"调剖+堵水"联合作业措施具有较强的油藏适应性。

板栗水溶性蛋白质提取工艺的优化

通过二次回归正交旋转试验,研究了板栗水溶性蛋白的提取工艺,得出了板栗水溶性蛋白提取的数学模型,确定了最佳提取条件为:料液浓度9.32%、浸提时间47.3min、浸提温度32.9℃。

活化稠油堵水工艺技术研究及应用

采用物理模拟方法研究了活化稠油的选择性堵水作用。根据活化稠油的注入能力、耐冲刷能力和突破压力研究结果，对堵水施工工艺、施工参数及堵后配套措施的选择方法进行了研究；推导了活化稠油突破压力计算公式，为合理选择活化稠油用量提供了计算方法。自１９９１年至１９９７年６月，该技术在辽河油田锦州采油厂共施工２３８井次，增油１６．７×１０４ｔ，降水２９．５×１０４ｍ３。

油井堵水设计方法

油井堵水的成功与否受多因素控制。为提高堵水措施的有效率 ,文中给出了堵水处理的典型步骤 ,具体分析了堵水井选择、出水机理识别、优化设计、施工工艺及配方筛选中应解决的技术问题和解决问题的方法 ,指出温度场模拟在堵剂配方选择中的重要性。采用该套设计方法不但有利于提高堵水措施的成功率和有效率 ,而且也有助于操作者和决策者正确分析堵水措施效果好坏的原因。

厚油层层内深部堵水工艺技术研究与试验

针对厚油层层内堵水技术存在有效率低、有效期短的问题,以高强度层内深部堵水技术研究为出发点,研究了用于油层深部封堵的颗粒溶胶高强度堵剂、用于近井地带封堵的暂堵型高强度堵剂以及层内堵水的优化设计方法。室内研究表明,颗粒溶胶堵剂的封堵强度大于5 MPa,暂堵型高强度堵剂的抗压强度大于20MPa,漏失量与水泥类堵剂相比下降40%以上;现场试验表明,研究的层内堵水工艺可大幅降低油井产水,提高油井产量,堵水有效期达到1 a以上。

淀粉接枝共聚物凝胶堵水效果及作用机理研究

渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点,注水开发不仅极易发生突进,而且注水开发对岩石结构冲刷和破坏作用会进一步加剧储层非均质性。为满足高含水期稠油油藏堵水技术需求,以物理化学、高分子材料学和油藏工程等为理论指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟等为实验手段,以渤海SZ36—1油田储层岩石和流体为研究对象,开展了淀粉接枝共聚物凝胶堵水效果及作用机理研究。结果表明,当堵水剂组成为"4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水亚硫酸钠"时,堵水剂合理段塞尺寸在0.025 PV～0.075 PV。对于"边水+直井"模型,随原油黏度增加,水驱采收率降低。油井堵水后,含水率降低,但产液速度降低。原油黏度愈高,含水率降幅愈大,采收率增幅愈大,但最终采收率仍然较低。与"单边水+直井"模型相比较,"多边水+直井"模型水驱采收率较高,堵水增油降水效果更好。对于处于中高含水开发期油藏,由于前期水驱、调剖和化学驱等措施的影响,水井井壁附近区域剩余油饱和度较低,而油井井壁附近中低渗透层剩余油饱和度较高。因此,堵水措施增油降水效果要明显好于调剖措施的效果。

杨梅渣膳食纤维提取工艺

以杨梅渣为原料,连续提取水溶性和不溶性膳食纤维,在单因素试验基础上,通过正交试验优化提取工艺条件。试验表明,适宜水溶性膳食纤维提取工艺为:以柠檬酸为浸提剂,料液比(g∶mL)1∶10,pH值2.0,90℃提取75 min,在此条件下提取率达58.62%。适宜的不溶性膳食纤维提取工艺为:料液比(g∶mL)1∶12.5,pH值2.5,60℃提取90 m in,在此条件下提取率达61.25%。所制备的不溶性膳食纤维持水力为570.6%、溶胀性为6.5 mL/g,功能特性良好、生理活性突出。

蔗渣中不溶性膳食纤维提取工艺

以蔗渣为原料提取不溶性膳食纤维,探讨了料液比、pH值、提取时间、提取温度对提取率的影响。在单因素试验的基础上,通过L9(34)正交试验确定了影响膳食纤维提取率的最主要因素是料液比,得出蔗渣不溶性膳食纤维的最佳提取工艺参数为:料液比1∶20,pH值5.5,40℃提取45min,在此条件下提取率达53.75%。所制备的不溶性膳食纤维为淡黄色,膨胀力为4.5 mL/g、持水力为813.6%。

胜利油田污水资源化处理试验研究

文章阐述了胜利油田污水资源化利用所面临的技术难题,结合胜利油田污水特点,分析比较了热法和膜法两种脱盐工艺的技术性和经济性,提出了膜法是目前胜利油田污水资源化主要方向。围绕胜利油田滨一站污水,开展了膜处理系统预处理工艺和超滤、反渗透运行参数的优化研究,得到了一套适合胜利油田污水的膜脱盐处理技术,处理后水质满足资源化利用的要求,系统运行稳定,为油田污水资源化处理工业化实施提供技术支持。

低渗透油田高含水油井堵水压裂试验与优化

安塞油田属于典型低渗透油藏,油井大多采用压裂方式投产,随着注水开发时间的延长,使得人工裂缝和天然裂缝沟通能力进一步增强,导致油井含水率逐渐上升,甚至水淹。为此,安塞油田开展了高含水油井堵水压裂工艺试验与优化,通过屏蔽原有水流通道后再进行压裂改造,达到控水增油目的,充分挖掘高含水油井剩余油,提高油井采收率,为同类油藏高含水井治理提供了一定的借鉴与指导。

底水油藏水平井开发技术研究及应用

针对元城油田底水油藏直井开发中后期底水锥进严重、含水上升速度快、挖潜难度大等问题，开展了水平井挖潜试验。通过精细油藏描述和油藏数值模拟方法，搞清储层油水关系及剩余油分布规律，结合水平井开采储层适应性及水平井距离油水界面位置、水平井段长度等参数的优化设计研究成果，优化部署水平井，制定了合理的生产压差及生产动态预测等开发技术政策。现场应用取得了较好的稳油控水和剩余油挖潜效果。对底水油藏水平井开发具有较好的指导作用和参考价值。

大牛地气田水淹井治理技术研究及应用

大牛地气田进入开发的中后期,产量、压力持续递减,普遍存在产量、压力无法满足气井携液需求的问题,气井出现积液减产,水淹停产的频次增多。为挖掘水淹井潜力,提高水淹井产量,开展了水淹井复产技术攻关。结合水淹井复产工艺现场应用试验,对水淹井不同复产工艺方法适用条件及工艺参数设计进行总结,形成了一套适用于大牛地气田的水淹井治理技术,为水淹井的复产提供了指导。

火山岩气藏堵水技术和堵剂优化研究

营城组火山岩气藏无统一的气水界面,气水关系复杂。随着天然气的不断采出,井口压力逐渐下降,气井产水量上升速度快,严重影响产气量,提出气井化学堵水工艺。分析气藏工程地质特征,确定筛选堵水气井考虑的因素,结合气井井况,筛选适合营城组火山岩气藏的找水和堵水技术,提出"隔板"堵水方法,研究了适合气藏温度的高温起泡剂、冻胶封堵体系和凝胶封堵体系,研发及筛选耐温达到150℃、抗矿化度35 000 mg/L的堵剂,优化适合营城组气井的筛管完井水平井堵水工艺,筛选气层保护剂及顶替液,优化堵剂注入参数。

新型水处理装备及其响应曲面法优化

为了达到制备富氧水时低能耗、高含氧、易操作的目的,采用静态螺旋切割细分子化技术自主开发设计了富氧水制备装置,并采用响应曲面法研究了富氧水装置的氧气流量、氧气压力、水流量、水压力等4个关键参数对富氧水含氧量的影响。试验结果表明,所测试的富氧水制备装置最优生产工艺参数组合为:氧气流量0. 9 L/min,氧气压力0. 25 MPa,水流量0. 6 m^3/h,水压力0. 4 MPa。优化后制备的富氧水含氧量可达46. 20 mg/L,较优化前含氧量提高了6. 73%,富氧水制备装置的生产性能得到了改善。

适用于高温高盐油藏的RX-颗粒堵剂注入参数优化

为解决国内某油田生产过程中由于地层非均质性而引发的油井暴性水淹、产量递减严重等问题,选择了一种油藏适应性较强的新型深部堵剂RX-颗粒,并借助玻璃刻蚀模型微观驱替实验以及室内岩心物理模拟驱替实验,完成了RX-颗粒逆向卡封机理研究以及注入参数优化。研究表明,RX-颗粒可在地层条件下,通过粘连-架桥或粘连-堆积-挤压-变形-再运移等重复方式,逐步深入高渗地层,并形成暂堵带,迫使后续水体转向中、低渗地层,从而降低油井含水率,提高油井产量。此外,室内还优化了RX-颗粒堵剂的最佳注入参数,主要包括最佳转注时机、最佳粒径范围(0.5~1.0 mm)、最佳强度(老化24 h)、最佳固液质量比(8%)及最佳携带液GA质量分数(0.3%),对后续堵水作业具有一定的指导意义。

川南地区页岩气分簇射孔技术应用研究及发展思考

在介绍川南地区页岩气资源分布、建产规划、开发条件及射孔需求的基础上,回顾川南地区页岩气分簇射孔技术发展历程。总结分簇射孔技术探索研究、3500 m以浅页岩气分簇射孔技术优化研究、深层页岩气分簇射孔技术攻关等3个阶段的器材、装备、软件、工艺技术及应用效果。结合川南地区页岩气开发对分簇射孔提出的新要求,在模拟真实地层条件射孔性能评价、压裂配套射孔参数优化、套变井分簇射孔及泵送复杂高效处置、深层页岩气射孔工艺深化研究、分簇射孔高效作业技术完善及推广等5个方面,对页岩气分簇射孔技术发展提出实质性建议。