适合油田修井作业的低伤害修井液体系研究

为确保低渗透碳酸盐岩油藏油井修井作业的顺利实施,以复合有机盐加重剂WG-1为主要材料,并结合抗高温增黏剂、黏土稳定剂、抗高温缓蚀剂等主要处理剂,研制了一套适合油田修井作业的低伤害修井液体系,修井液的具体配方为:淡水+WG-1加重至1.75 g·cm^(-3)+2.5%抗高温增黏剂LZN-1+2%黏土稳定剂YZ-2+3%缓蚀剂HS-4。性能评价结果表明:该修井液体系具有良好的抗高温稳定性能和抑制性能,能够确保其在地层温度条件下具有较高的黏度值,并能有效抑制地层黏土的水化膨胀;修井液体系与地层水具有良好的配伍性,不会引起结垢堵塞等现象;修井液体系对目标区块储层段岩心的渗透率损害程度较低,不同渗透率的岩心使用修井液污染后的渗透率恢复值均能达到90%以上,储层保护效果较好。研究结果认为该低伤害修井液体系能够满足目标油田油井修井作业施工的要求。

纳米Al_(2)O_(3)渗吸驱油剂的性能评价

低渗致密油藏储层基质渗透率低、孔喉小,常规提高采收率方法难以有效驱替出低渗透储层中的原油。选用表面活性剂与纳米Al_(2)O_(3)颗粒合成一种纳米渗吸驱油剂,通过对其进行稳定性优化、界面张力和润湿性静态评价,开展岩心渗吸和驱替实验,研究纳米驱油剂在低渗透岩心中渗吸和驱油效果。结果显示,纳米Al_(2)O_(3)渗吸驱油剂能够改变岩石壁面润湿性,润湿角改变程度可达57.5%;有效降低界面张力,使其下降至70%;对于低渗透岩心具有较好的渗吸采收效果,60℃条件下渗吸采收效果可达37%;驱替实验中,纳米驱油剂提高采收率可达16%。

油气管道全周期内流动安全研究

管道运行参数变化影响流体流动状态,研究不同工况下油气管道流态对保障生产安全具有重要意义。采用OLGA建立了油气管道流动模型,研究了不同参数变化对流动安全的影响,提出了适应性调整措施。结果表明,原油高含水率对流体压力影响最大,该工况下应防止井口回压过大导致油气开采效率下降,而输送流量和气液比对流体压力影响相对较小。输量、含水率和气液比升高时管道温度损失减小,降低管道内流体凝管和结蜡风险。小输量、低含水率存在管道结蜡的风险,应设置加热措施或者定期清管。大流量、高含水率、高气液比均会促使管道内段塞流流型覆盖范围变广,流体流动稳定性降低,在油田开发3~7年及中后期应注意管道沿程稳定性和出口处设备抗段塞冲击的能力。

高含H_(2)S和CO_(2)环境下原油集输管道的腐蚀规律研究

原油中H_(2)S和CO_(2)会对管壁产生腐蚀破坏,研究其腐蚀规律可为现场人员制定防治措施提供指导。以长庆油田某原油管道为研究对象,建立了高含H_(2)S和CO_(2)原油管道腐蚀模型,分析了不同因素变化对管道腐蚀规律的影响。结果表明:在现场管道维护与巡检过程中,应着重注意入口端、出口端下降段、出口端爬坡段中部管壁的腐蚀情况;当原油H_(2)S和CO_(2)含量较高时,其含量变化对管道沿程腐蚀状况影响很小;随着原油输送流量的增加,管道沿程腐蚀速率均有一定程度的增大;流体温度在20℃至70℃区间变化对管道沿程腐蚀速率的影响较小,但温度升高至80℃后可有效降低管道的腐蚀速率;原油含水率(体积分数)在10%至70%区间内变化对管道腐蚀速率的影响很小,当原油含水率(体积分数)达到90%后,管道沿程各处腐蚀速率大幅降低。

含油污泥减量化处理技术在油气集输过程中的应用

为了提高油气集输过程中含油污泥的减量化处理效率,以某原油集输系统中沉降罐底部的含油污泥为研究对象,开展了絮凝+化学破乳的减量化处理技术研究,并评价了絮凝剂加量、破乳剂加量、液固比、p H值、温度和搅拌时间对含油污泥处理后残渣中含水率和含油率的影响。结果表明:絮凝剂PFH-1和破乳剂PR-Y的最佳加量分别为2.5%和0.6%,最佳液固比为3:1,最佳p H值为5,最佳实验温度为60℃,最佳搅拌时间为40min;含油污泥在最佳实验条件下经过絮凝破乳减量化处理后的含水率和含油率可由初始的78.2%和10.3%分别降低至55.3%和4.2%,处理效果较好。含油污泥的现场处理效果较好,含水率和含油率大幅降低,达到了减量化处理的目的。