高含水油气混合物井筒结蜡特性研究

为有效治理结蜡问题,必须探究油气田开发周期内井筒结蜡规律,针对不同生产参数下结蜡特点制定相适应的防治措施。建立了高含水油气混合物井筒结蜡模型,分析了不同参数对井筒结蜡的影响。结果表明:随着产液量的增加,初始析蜡井筒里程向后偏移,流体内部蜡沉积量显著减少,但管壁最大结蜡厚度基本不变。随着流体温度的升高,流体内蜡沉积体积分数明显降低,初始析蜡井筒里程向后偏移,当地层流体温度低于75℃时,应注意设置清蜡防蜡措施。随着压力的升高,流体内蜡沉积体积和管壁结蜡厚度变化并不明显。当含水率升高时,流体内蜡沉积体积分数和管壁最大结蜡厚度明显降低,在油田开发后期高含水阶段,井筒结蜡量相对较少,可适当减少部分清蜡措施。

靖安油田大路沟一区稳产技术研究

靖安油田大路沟一区1997年投入开发,起初由长庆物探处管理,2000年移交采油四厂管理。近年来,通过加强注水、措施挖潜、滚动扩边等有效措施,使该区产量屡创新高。但是随着污水有效回注以来,设备、管网腐蚀破损严重,注水时率低、能量保持水平下降、含水上升、递减加剧、油藏稳产基础薄弱。下一步如何做好控水稳油、如何降低油田递减将成为我们的工作重点。

微米级石墨粉增强堵水凝胶性能实验研究

能否封堵裂缝水窜通道是裂缝性低渗透油田实现高效注水开发的关键。封堵裂缝水窜通道需要高强度的凝胶堵剂,但是传统的丙烯酰胺类凝胶的强度偏低。针对此问题,文章通过添加成本低廉的微米级石墨粉以大幅度提升丙烯酰胺类凝胶的强度及综合性能。对比单一的丙烯酰胺凝胶体系,添加0.3%的微米级石墨粉后,弹性模量从120 Pa增加至400 Pa、黏性模量从48.6 Pa增加至268 Pa(1 Hz条件),相变温度由167℃增加至212℃,突破压力梯度由255 kPa/m增加至440 kPa/m(0.13 mm裂缝),断裂伸长率由700%增加至1100%,拉伸应力由38 kPa增加至110 kPa。可视化裂缝封堵实验对比显示,添加了石墨粉之后,再次注水所形成的网状水流通道特征明显,注入水突破压力高,封堵效果更有意义。石墨粉片层上的羟基、羧基参与了凝胶合成的物理化学反应,并且刚性结构的石墨粉可以支撑聚丙烯酰胺分子链的柔性骨架,从而大幅度提升了凝胶综合性能。实验结果尝试为裂缝性高含水油田的堵水作业提供出一种性能优异的新凝胶材料。

高压含硫天然气水合物预测方法与防治措施研究

以相平衡热力学理论为基础,建立适用于水、醇、酸气体系的天然气水合物热力学模型,研究气体溶解度在酸性介质水、醇体系相平衡条件下的变化规律,以及含硫量和醇对高压酸性天然气水合物形成条件的影响规律。研究结果表明:在温度264.9~311.64 K、压力0.56~186.2 MPa的100组实验数据中,天然气水合物形成条件与实验值的平均绝对偏差分别小于1 K和5.86 MPa,其精度高于PR和SRK状态方程预测值,高浓度范围内甲醇和乙二醇质量浓度变化引起的水合物生成温度下降速率大于低浓度范围。当富水相中甲醇或乙二醇液的质量分数在60%~70%范围内变化时,水合物生成温度的下降速率最大。以高压含硫气井麟3井为例,针对三种工况制定了水合物抑制措施,确定了热力缓蚀剂的加注量和加注浓度,可避免水合物冰堵,在各级节流过程中使用效果显著。