注CO_(2)对原油体系黏度影响实验及其预测模型

为了探究不同温度、压力和CO_(2)含量对原油黏度的影响,采用轻质原油和CO_(2)体系室内实验的方法进行测试。结果显示:在一定温度或CO_(2)含量条件下,原油黏度随着压力的变化呈现出先降低、后升高的趋势,其中饱和压力起到关键的转折作用。此外,在保持压力恒定时,原油黏度随着温度的升高呈现出下降趋势。温度对黏度的影响相对于压力更为敏感,且随着CO_(2)含量的增加,温度对黏度的影响逐渐减弱。通过对贝格斯-罗宾逊模型进行修正,提出了一种含饱和压力的新预测模型,绝对平均百分比误差从52.83%降为8.96%。该模型在轻质原油条件下表现出更好的预测准度,为实际生产提供了一定的理论指导。

基于灰色关联方法的深层煤层气井压后产能影响地质工程因素评价

煤储层具有低孔、低渗和低压特征,实现煤层气工业开采主要依靠水力压裂等技术。沁水盆地柿庄区块目前日产量小于500 m^(3)的气井占到50%以上,气井改造后增产效果不理想,气井产能主控影响因素不清楚,直接影响气井整体产能的提升。基于煤层气井压裂及产能数据,利用灰色关联方法刻画了煤层气地质工程因素对压裂产能的影响程度,分析了气井压裂后产能主控影响因素。根据皮尔逊相关性分析方法,建立产能主控因素与气井产量的关联数学模型来预测气井产能,结合气井生产数据验证了预测模型可靠性。采用卡方自动交互检测决策树方法,建立了已压裂井地质和工程因素对气井产能影响关系分类决策树,高含气量条件下工程因素对气井产能提升影响较小,随着含气量降低,不同工程因素对气井产能的影响程度逐渐增大,有助于优化排量、砂量及总液量等主要设计参数,丰富了煤层气压裂后产能评价方法。

在致密油藏中纳米乳液静态吸附及渗吸驱油性能实验研究

致密油藏孔隙度小、渗透率低,常规表面活性剂无法进入孔喉中有效驱替原油,采用微乳液法将表面活性剂、油相和水相等合成的纳米乳液,具有纳米级粒径且吸附量低,可通过渗吸吸附的方式进入致密储层深部提高致密油藏采收率。为明确纳米乳液的吸附与渗吸驱油特性,通过紫外分光光度计,研究了不同粒径的天然砂岩与页岩岩粉对纳米乳液的静态吸附性能;并通过渗吸驱油实验研究各种因素影响下纳米乳液渗吸驱油规律,最终确定影响纳米乳液渗吸驱油效果的主控因素,为提高致密油藏开采效果提供理论依据。研究结果表明,不同目数的岩粉对纳米乳液的吸附性能存在一定差异,目数越大,岩粉比表面越大,对应吸附量越多,纳米乳液在页岩表面吸附量高于砂岩;相比于其他因素,纳米乳液种类、浓度及储层岩性对纳米乳液渗吸驱油效果影响最大,其次为岩心长度和实验温度。动态驱替实验结果表明,阴非离子型纳米乳液C具有较好的提高采收率效果,增幅达9.45%,其次为阴离子型纳米乳液A,增幅为8.98%,而阳离子纳米乳液B的效果最差,增幅为4.24%。

依据物质凝聚态分类油气井用转向压裂暂堵剂

暂堵剂阻止压裂液进入不希望进入的通道而成为油气井转向压裂的关键手段之一。目前零星报道的分类,不利于现场准确选择暂堵剂提高转向压裂成功率。200多篇文献调研的暂堵剂中,有的暂堵剂改变裂缝内压力分布,有的暂堵剂改变岩石力学参数,2种机制均能降低裂缝尖端的能量释放率,进而提高裂缝承压能力实现转向。这些暂堵机制皆因物质凝聚态不同所致。遂按凝聚态将暂堵剂分为固态、液-固态、液态等3大类23种,涵盖所有的暂堵剂,提高涵盖率17%,实现了全面覆盖;暂堵剂的密度、粒径、适用温度、解封时间、封堵压力和渗透率恢复值,关联压裂液的密度和排量、封堵孔径或缝宽、储层温度、焖井返排时间、储层应力状态及物性,提高了现场选择暂堵剂的针对性。依据物质凝聚态分类油气井用转向压裂暂堵剂,解决了目前分类方法无法涵盖全部产品、不利于现场准确选择的难题。

超高温纳米材料稳定泡沫实验研究

针对泡沫始于热力学不稳定体系、在地层条件下驱油效果不佳的问题,将片层纳米材料作为稳泡剂,应用于泡沫提高采收率中。首先通过测定气泡体积、析液半衰期确定纳米材料与实验室自制表面活性剂Y的最佳质量分数,并对表面活性剂Y的耐温性和耐盐性进行评价,再用电子显微镜观察泡沫液的微观形态,最后用岩心驱替实验评价驱替效果。结果表明,自制表面活性剂Y在350℃条件下老化2 h后仍具有优异的泡沫性能,且纳米材料可大幅度提高表面活性剂的稳泡性,复配体系较单一表面活性剂体系具有更强的稳定性,在350℃下驱替实验中表现出良好的封堵性能。片层纳米材料稳定泡沫的优异性能对提高采收率有重要意义。

基于GA的RBF神经网络气液两相流持液率预测模型优化

为了提高气液两相流持液率预测精度,针对传统径向基函数(RBF)神经网络预测气液两相流持液率网络拓扑结构困难和收敛速度慢等问题,提出一种基于遗传算法(GA)优化径向基函数神经网络的气液两相流持液率预测模型。通过系统聚类算法和灰色关联度分析(GRA)对收集的实验数据进行处理,优选出最优模型特征,同时结合遗传算法确定了RBF神经网络结构参数。基于室内实验数据进行训练,并与常用于持液率预测的反向传播(BP)神经网络、GA-BP神经网络及RBF神经网络进行对比,评估了模型的准确性及可行性。结果表明:GA-RBF神经网络模型均方误差为0.0017,均方根误差为0.0416,平均绝对误差为0.0281,拟合度为0.9483。相较于其他神经网络模型,该预测模型表现出更高的计算精度和更强的泛化能力。

基于坐封受力模型的暂堵球封堵效果影响因素与参数优化

暂堵球在射孔孔眼及压裂裂缝中的坐封状态影响其封堵稳定性,暂堵球封堵效果决定暂堵转向压裂技术的成败。通过建立暂堵球坐封受力计算模型,研究了压裂液排量、密度、暂堵球及孔眼参数对暂堵球坐封受力状态及其封堵效率的影响,实验模拟了不同射孔参数、压裂排量及暂堵球/压裂液性能对封堵效果的影响。结果表明:暂堵球受拖拽力、脱离力及持球力随压裂液排量的增加而增大,暂堵球更易坐封;压裂液及暂堵球密度对暂堵球坐封封堵效率影响不大;暂堵球粒径大于孔眼直径时,暂堵球坐封封堵效率随粒径增加而增大,当暂堵球直径小于孔眼直径时,暂堵球不容易坐封;射孔孔眼数增加影响暂堵球坐封封堵效率。实验评价暂堵球最佳直径为9.0 mm,最佳泵送排量大于4.0 m^(3)/min时,有助于提高暂堵球坐封成功率,增强暂堵压裂设计的可靠性。

水合物动力学抑制剂合成及其作用机理的分子动力学模拟

针对现有动力学抑制剂耐受过冷度较低、对水合物生成的诱导时间短的问题,采用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、甲基丙烯酸二甲氨乙酯(DMAEMA)3种单体,制备了水合物动力学抑制剂P(NVP-g-NVCL-g-DMAEMA);以模拟天然气水合物抑制过程中的过冷度和诱导时间为指标,优化了合成条件;用红外光谱仪表征了产物结构,利用分子动力学模拟软件模拟抑制过程,揭示水合物动力学抑制剂的作用机理。结果表明,NVP、NVCL、DMAEMA单体质量比为8∶20∶1,引发剂(过硫酸铵、亚硫酸氢钠质量比为1∶1)为单体总质量的0.5%,反应温度65℃,反应时间6 h为最佳反应条件且产物为目标产物。当该条件下合成的抑制剂加量为1.0%时,常压条件下可将水合物形成的过冷度从2.6℃提高到9.6℃,诱导时间从20 min延长至945 min。该抑制剂的作用机理主要是通过分子链上五元环及七元环上的双键氧和酯基上的双键氧与水分子形成氢键吸附从而抑制水合物的生成,其次分子链上的氮原子也可以形成氢键而吸附;另外,抑制剂的空间位阻也会阻碍水合物分子的聚集进而抑制水合物的结晶。该抑制剂不仅带有可形成氢键的活性基团,增强抑制剂对水合物笼的吸附性,还存在能影响甲烷分子运动及分布状态的烷基链,进一步提高过冷度并延长诱导时间。

核磁共振技术在致密岩心孔隙量化表征中的应用

为了实现致密岩心的孔隙量化表征,采用核磁共振(nuclear magnetic resonance,NMR)技术,利用T2弛豫时间和孔隙半径(r)的正比关系可测致密岩心的孔隙度、渗透率和孔径分布,利用核磁共振T2截止值可区分孔隙中的自由流体和束缚流体。从核磁共振表征岩心孔隙的原理出发,分析了核磁共振T2谱与岩心孔隙度、渗透率、孔径分布、孔隙内可动流体的关系。根据上述原理,通过实例验证了核磁共振技术在致密岩心孔隙度和渗透率量化表征中的准确性和适用性。实验岩心的T2截止值和孔径分布测试表明:1号岩心T2截止值为21.85 ms,2号岩心的T2截止值为40.11 ms;1号岩心小孔隙分量大,2号岩心孔隙分布较均匀。截止值的计算结果表明地区经验法得出的T2截止值不完全适用于该区域的致密岩心,有必要建立区域性的截止值变化范围图版。

稠油热采无机硅酸凝胶封窜剂的研究与应用

在稠油油藏热采过程中容易发生蒸汽地下窜流和地表汽窜,严重影响矿区产能,同时造成地面污染。以水玻璃与尿素为交联剂主体,通过与表面活性剂甘油三乙酸酯进行复配,研制了一种新型耐高温封窜剂。通过正交试验确定了最优封窜剂配方:60%水玻璃+4%尿素+0.2%甘油三乙酸酯+水;红外光谱(FTIR)及扫描电镜(SEM)分析发现,该体系中水玻璃通过一段时间的交联,形成单硅酸,后缩聚形成线性多聚硅酸,硅酸分子间相互作用发生缠结,形成的网状结构使得其稳定性较高,结构更稳定,有更好的耐温能力;实验室内填砂管性能评价结果表明,封窜剂段塞注入量为0.2 PV及候凝时间为5 d时,封堵率98.8%、突破压力梯度1.4 MPa/m、残余阻力系数83.32,经过21 PV 260℃的高温蒸汽冲刷后封堵率稳定在94%以上;现场试验结果表明,井F-109日产油从0.9 t增至5.5 t,含水率由89%降至50%,施工244 d,累计增油1122.4 t,F井区地面不再发生蒸汽窜漏,受地面窜漏影响的14口井恢复了正常注汽吞吐生产,累计增油15713.6 t,平均单井日注汽量100 m 3,注汽压力5.5 MPa。综合表明,该封窜剂体系具有良好的高温选择封堵性,对稠油热采高温蒸汽窜流的有效治理提供了理论指导和技术支撑。

尺寸效应对岩石单轴压缩试验影响研究

为探究尺寸效应对小尺寸岩样单轴压缩试验的影响规律,通过在室内伺服试验机上对直径25 mm,不同长度的花岗岩岩样进行单轴压缩试验,研究尺寸效应对小尺寸花岗岩岩石力学参数以及破坏形式的影响规律。试验结果表明,随着长径比增加,岩样表现出抗压强度和泊松比逐渐减小,弹性模量增加的趋势。其中,多项式模型较为适合小尺寸岩样尺寸效应强度模型;不同长径比岩样的单轴压缩试验应力应变曲线加载趋势不同,其峰值应变随着长径比的增加而减小;随着长径比的增加,岩石破坏形式从脆性剪切破坏转变为剪切破坏,最后逐步变为脆性破坏,岩样破坏面数量与角度出现规律性变化。当长径比在1.1~2.2时,岩样破坏形式遵循相同的破坏准则,通过拟合公式推导不同长径比岩样的力学参数存在可行性;岩石单轴试验破坏过程中的能量与长径比呈负相关,且当长径比在1.9~2.2时,各能量变化幅度趋于平缓,岩样破坏形式较为统一,其强度在数值上表现的差异性较小,可作为小尺寸岩样单轴试验的最佳长径比。

水合物模拟装置优化及热力学抑制剂性能研究

为了解决钻井过程中抑制生成的水合物对井筒造成堵塞问题,对天然气水合物生成及评价模拟装置釜内搅拌杆结构及其内部封头进行了重新设计和改进,在此基础上研究了淡水及模拟海水中水合物生成规律,并对比分析了NaCl、MgCl_(2)和Al_(2)(SO_(4))_(3)三种热力学抑制剂对水合物生成的抑制效果。研究结果表明,相比于其他类型的实验装置,具有可视化功能的双反应釜体系,可以同时模拟温度相同时不同液体和压力下水合物生成实验。当热力学抑制剂质量分数为12%时,NaCl产生的离子可以优先与水分子结合,并产生强大的破坏作用,有利于水合物分解,对水合物生成的抑制效果最佳。在温度、初始压力和搅拌速度相同时,改变三种热力学抑制剂的质量分数,分析水合物生成过程中的压降与水合物生成量,1%的MgCl_(2)、10%的Al_(2)(SO_(4))_(3)和20%NaCl对水合物生成的抑制效果最好。研究成果对认识不同基液中水合物生成、热力学抑制剂的抑制规律具有一定借鉴意义,同时为配制更安全的钻井液体系提供思路。

管内相分隔状态下湿气两相流双参数测量方法

能源转型使得天然气产量保持快速增长、进入高质量发展阶段,目前天然气产业体系结构也日渐完善。传统天然气流量计难以满足对现有测量精度和实时性的需求,湿天然气中液相组分影响了测量结果,这将极大地增加湿气计量的难度与成本,因此亟需一种简单便捷、高精度的在线测量方法。本研究旨在探索湿气流量的双参数测量方法,并采用叶片式旋流器将难以测量的液滴或分层流形成为气柱-液环的管内相分隔状态,来减少流型对实验的误差影响,通过采用文丘里管测量轴向压差、径向压差双参数,得出了湿气双参数测量方法。针对在高压的天然气密闭输送条件下,通过分析管内相分隔状态下相分布、压力场和速度场等因素对双压差的影响,建立了具有良好适用性的多因素相关性测量模型,并在TH油田湿气实验平台进行了现场试验验证及校准,试验效果良好并且气相与液相质量流量的误差范围为±5%和±9%。

涪陵页岩气水平井工程甜点评价与应用

针对涪陵页岩气水平井多段分簇射孔压裂时加砂量符合率低、产气量低的问题,提出了寻找水平段工程甜点、并结合地质甜点进行压裂优化设计的方法。首先利用声波时差和密度测井资料,拟合得到涪陵页岩气藏横波时差计算模型,再结合密度、自然伽马等测井资料,利用地应力剖面计算软件求取涪陵页岩气藏水平井水平段的岩石力学参数,然后通过分析已压裂井段产气剖面测试结果与岩石力学参数的相关性,得到涪陵页岩气藏工程甜点参数为：水平应力差小于8 MPa、脆性指数0.45~0.50。焦页30-1HF井采用了工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,其压裂施工压力平稳,总液量和总砂量符合率较好,压后无阻流量88.54×104 m3/d,取得了较好的增产效果。现场试验表明,工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,能够提高涪陵页岩气水平井压裂的加砂量符合率和产气量,有助于实现页岩气的高效开发。

产电微生物对SMFC产电及降解性能的影响

目的在以含油污泥为阳极底泥的沉积型微生物燃料电池(SMFC)体系中,通过改变产电微生物种类和分布方式,探究产电微生物对SMFC产电及降解性能的影响。方法通过采集输出电压、功率密度、表观内阻来检测石油去除率,比较了不同单菌-SMFC、不同混合菌-SMFC的产电性能和降解性能,考查了菌种分布对SMFC性能的影响。结果在单菌-SMFC中,弗氏柠檬酸杆菌-SMFC的产电及降解性能均优于其他5种单菌构筑的SMFC;混合菌-SMFC的产电及降解性能较单菌-SMFC有较大提升,且其中蜡样芽孢杆菌+中间苍白杆菌-SMFC的产电及降解性能最优,输出电压可达到515.30 mV;菌种分布在阳极材料中和阳极底泥中都可以降解含油污泥中的有机物,但是菌种分布在阳极材料中更有利于SMFC产电性能及降解性能的发挥。结论混合菌相对于单菌能够显著提升SMFC的产电及降解性能,而且菌种分布在阳极材料中更有益于SMFC产电性能及降解性能的发挥。

纳米SiO_(2)微乳液对鄂南致密油藏的降压增注效果

红河油田长8油藏断裂结构复杂,属于低孔超低渗油藏,储层非均质性强,且基质残余油饱和度高,水相渗透率低,注水压力上升速度快,已超过裂缝重启压力,水窜现象严重,注水开发效果差。结合纳米粒子与微乳液特性设计了一种纳米SiO_(2)微乳液降压增注体系,系统评价了该体系耐温性、降低界面张力能力、增溶性及与地层配伍性,并开展了岩心降压增注驱替实验。实验结果表明,该纳米SiO_(2)微乳液体系不仅抗温、抗盐性良好,且界面活性高,油水界面张力可降至10^(-2)mN/m左右;纳米SiO_(2)微乳液体系的油增溶性能良好,增溶量达到6.5 mL/30 mL。岩心降压增注实验结果显示,向水测渗透率约为0.4×10^(-3)μm^(2)的岩心中注入2 PV质量分数为1%的纳米SiO_(2)微乳液体系,降压效率达到28%以上,降压增注效果明显,能满足现场需求。

破胶—絮凝—深度氧化法处理残余压裂液实验研究

胜利油田压裂作业后产生的残余压裂液具有COD、黏度、浊度高的特点,采用破胶—絮凝—深度氧化法来处理残余压裂液。筛选出性能优良的破胶剂、无机混凝剂、有机絮凝剂和深度氧化体系并确定最佳实验条件,最终得到胜利油田残余压裂液室内处理配方:每100 mL残余压裂液需加破胶剂JPC 0.5 g、聚铝0.25 g、聚丙烯酰胺溶液3 mL、5 mL Fenton试剂〔n(FeSO4.7H2O)∶n(H2O2)=8∶1〕。室内实验结果表明:处理后残余压裂液的各项污染物大幅下降,除COD外,其余污染物含量已经远低于GB 8978—1996的Ⅱ级排放标准。

致密油气藏水平井分段压裂技术现状和进展

致密油气的高效开发离不开水平井分段压裂技术。水平井压裂增产技术逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的"体积压裂"的趋势发展,工厂化作业技术成为致密油气低成本开发的模式。由于技术进步和压裂设备的不断更新,水平井钻井技术、大规模压裂技术和压裂微地震实时监测诊断技术是致密油气开采的三大关键技术。水平井分段压裂技术已经成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段。通过对国内外水平井分段压裂技术的调研和分析,对机械封隔器分段压裂技术、水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段改造技术、可钻桥塞分段压裂技术、液体胶塞分段压裂技术等工艺技术的应用现状和技术局限性给予论述,展望水平井分段压裂改造技术的发展趋势,为国内各油田水平井分段压裂工艺技术的选择提供参考。

寒带海域永冻层的力学特性对油气钻井的挑战

全球海洋油气勘探开发活动目前主要集中在热带和温带地区,但随着世界能源发展格局的变化以及油气需求量的不断增长,寒带海域的油气资源越来越受到关注和重视。永冻层所具有的力学性质特殊性,给寒带海域油气开采带来了极大的困难与挑战,目前国内对于寒带海域油气钻井技术鲜见报道。为此,通过调研国内外的文献资料,分析了永冻层在不同状态下的力学特性及其在井筒安全、钻井平台、钻井液体系、固井和天然气水合物等方面所存在的风险,综合阐述了套管隔热、优快钻井、低温钻井液、低温固井及钻井平台设计等永冻层油气钻井关键工艺及配套技术的现状。研究结果表明:①永冻层所在的环境温度对其力学性质较为敏感,温度是稳定永冻层力学性质以及实现安全快速钻井的关键因素;②合理而高效的保温隔热技术、低温流体工艺技术和抗冰钻井平台技术是确保海域永冻层钻井顺利实施的核心技术。结论认为,寒带海域油气资源丰富,在弄清永冻层分布特征和力学特性的基础上,研发并掌握寒带海域相关钻井技术对于提高我国海洋钻井技术的国际竞争力具有重要的意义。

生物酶稠油解堵剂的实验应用研究

详细介绍了生物酶稠油解堵剂的解堵机理:该解堵剂能够降低油水界面张力,改变岩石润湿性,使胶质、沥青质脱离固体颗粒表面,同时细粉砂也可随着液流排出,在解除有机垢堵塞的同时也可使固体颗粒堵塞部分解除。岩心驱替实验结果显示,对于渗透率小于1μm2的岩心,生物酶稠油解堵剂的解堵效果并不理想,而对于渗透率大于1μm2的岩心其解堵效果则很明显。现场应用结果表明,生物酶稠油解堵剂能够有效解除稠油油藏堵塞,提高油井产量。