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氮气驱室内实验研究

石油勘探与开发 2004年第3期31卷 119-121页

作者：王进安岳陆袁广钧周志龙侯天江中国石化中原油田勘探开发科学研究院中国石化中原油田分公司采油工程事业部

以中原油田文188块为研究对象,进行氮气驱室内实验研究。细管实验研究表明,氮气无法与地层原油形成混相,但可获得60%的采收率;在氮气突破时,细管流出物中有明显的甲烷峰出现,是非混相驱的重要的标志;两组长岩心驱替实验研究表明,先注0.0... 详细信息

以中原油田文188块为研究对象,进行氮气驱室内实验研究。细管实验研究表明,氮气无法与地层原油形成混相,但可获得60%的采收率;在氮气突破时,细管流出物中有明显的甲烷峰出现,是非混相驱的重要的标志;两组长岩心驱替实验研究表明,先注0.04PV的水时采出程度为6.35%,转注氮气后,见气时的采出程度为43.77%;氮气驱的最大注入压差为0.89MPa,是最大注水压差的0.227倍,说明在注水困难地区实施注氮是可能的。在长岩心驱替实验中,氮气突破前,出现采出油体积高于注入气体积的现象;氮气突破后,被萃取的甲烷和中间组分依然发挥一定的作用,此期间仍可获得一定的采收率;氮气突破后采出油量会大幅度下降,如何有效控制氮气的突破是氮气驱成功的关键。

关键词：氮气驱实验室采收率实验

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CO_2增能压裂工艺技术研究与应用

钻采工艺 2005年第4期28卷 104-105页

作者：池圣平郎学军李赣勤郝向前中原油田井下特种作业处中原油田分公司采油工程技术研究院中原油田分公司勘探事业部

针对压裂施工后压裂液返排率低、排液周期长、对地层污染严重这一问题,研究了压裂液滞留时间对岩心渗透率的影响。室内研究表明:压裂液滞留的时间越长,对岩心的伤害就越大。应用CO2前置段塞增能技术在现场进行了6井次压裂施工,平均关井... 详细信息

针对压裂施工后压裂液返排率低、排液周期长、对地层污染严重这一问题,研究了压裂液滞留时间对岩心渗透率的影响。室内研究表明:压裂液滞留的时间越长,对岩心的伤害就越大。应用CO2前置段塞增能技术在现场进行了6井次压裂施工,平均关井反应时间约2h,排液周期为10.8d,排液时间缩短了近10d;排液效率为90.5%,提高了39%;压后平均日增产原油38.608m3,天然气18335m3,取得了较好的压裂效果。

关键词： CO2增能压裂液地层损害排液速度

高温延缓型有机硼OB-200交联压裂液的性能与应用

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油田化学 2003年第2期20卷 125-128页

作者：刘洪升郎学军张红王栋王俊英韦登超王栋材中国石化中原油田分公司采油工程技术研究院河南濮阳457001 中国石化中原油田分公司采油二厂河南濮阳457001 中国石化中原油田分公司勘探事业部河南濮阳457001

报道了实验考察高温延缓型有机硼交联剂OB 200在5g/L羟丙基瓜尔胶水基压裂液中的各项性能及其影响因素的结果,简述了在7口井上应用该压裂液的情况。OB 200/HPG压裂液在pH=11.5、温度5～35(40)℃时交联时间长达4.7～5.6min;不加破胶剂的... 详细信息

报道了实验考察高温延缓型有机硼交联剂OB 200在5g/L羟丙基瓜尔胶水基压裂液中的各项性能及其影响因素的结果,简述了在7口井上应用该压裂液的情况。OB 200/HPG压裂液在pH=11.5、温度5～35(40)℃时交联时间长达4.7～5.6min;不加破胶剂的压裂液在温度115～135℃时,8h内可完全破胶液化,讨论了OB 200体系的自动破胶机制;在135℃、170s-1条件下剪切2h,压裂液粘度>120mPa·s;高速(500s-1)剪切后,在低速下(80s-1)粘度可恢复到初始值的94.5%(95℃下)或70.0%(135℃下);在95～135℃滤失小,滤失系数为6.93×10-4～9.81×10-4m/(min)1/2;残渣含量低,135℃下破胶20h后为319mg/L,而对比硼酸盐压裂液(90℃)和有机钛压裂液(135℃)分别为364和457mg/L;在人造岩心上测得渗透率伤害率在5.74%～9.66%,平均7.32%,而对比有机钛压裂液为24.07%～29.98%,平均27.09%。在中原油田桥口和户部寨地区7口井2706～3769m井段用该压裂液压裂,施工成功率100%,获得了油、气增产效果。图5表4参3。

关键词：高温延缓型有机硼OB-200 交联压裂液性能高温油藏水力压裂中原油田

排尘口直径对旋风分离器壁面磨损影响的数值模拟

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机械工程学报 2012年第6期48卷 142-148页

作者：赵新学金有海中国石油大学(华东)化学工程学院东营257061 中原油田采油工程技术研究院濮阳457001

基于计算流体动力学(Computational fluid dynamic,CFD)的数值模拟方法,在FLUENT软件平台上,应用雷诺应力模型、离散相模型和磨损值计算模型系统地研究排尘口直径对旋风分离器壁面磨损的影响。计算结果表明,旋风分离器壁面磨损的整体变... 详细信息

基于计算流体动力学(Computational fluid dynamic,CFD)的数值模拟方法,在FLUENT软件平台上,应用雷诺应力模型、离散相模型和磨损值计算模型系统地研究排尘口直径对旋风分离器壁面磨损的影响。计算结果表明,旋风分离器壁面磨损的整体变化趋势不随排尘口直径的改变而变化,都呈现局部磨损的形态。排尘口直径减小,环形空间壁面磨损值保持不变,分离空间壁面磨损值有不同程度的增加,在锥体末端附近增加幅度最大,而这种变化主要是由于排尘口直径变化后分离器内部流动结构的变化引起的。分离空间锥体末端附近壁面的严重磨损主要受气固两相的旋转速度、颗粒浓度、旋进涡核和颗粒受力情况的影响。通过研究揭示合理地进行结构设计在减少磨损中的重要作用,为旋风分离器壁面的防磨提供数值试验方法和依据。

关键词：旋风分离器壁面磨损排尘口直径数值模拟

高强度复合凝胶选堵剂CY-98封堵能力考察

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油田化学 2001年第1期18卷 31-33页

作者：李补鱼汤志清张国萍王斌吕栓柱梁兵代华张熙黄荣华中原油田采油工程技术研究院河南濮阳457001 中原油田采油二厂河南范县457532 四川大学高分子研究所

本文报道了改性树脂交联的聚合物与水玻璃形成的复合凝胶堵水剂CY 98的岩心封堵实验结果 ,简述了在中原濮城油田两口超高含水油井用于堵水的良好效果。该堵剂有一定的选择性 ,堵水率高 ,承压强度大 ,耐冲刷性能好 ,与封口剂配合使用时... 详细信息

本文报道了改性树脂交联的聚合物与水玻璃形成的复合凝胶堵水剂CY 98的岩心封堵实验结果 ,简述了在中原濮城油田两口超高含水油井用于堵水的良好效果。该堵剂有一定的选择性 ,堵水率高 ,承压强度大 ,耐冲刷性能好 ,与封口剂配合使用时封堵有效期可达到冻胶型堵剂的三倍以上。

关键词：堵水调剖剂聚合物/树脂/水玻璃水基凝胶堵水选择性高含水油井高温高盐油藏中原油田

H_2S和CO_2分压及Cl^-浓度对L360QCS钢腐蚀行为的影响

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腐蚀与防护 2012年第6期33卷 457-462页

作者：黄雪松中原油田采油工程技术研究院濮阳457001

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S和CO2分压及Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS钢腐蚀行为的影响。采用失重法测试腐蚀速率,用四点弯曲法进行应力腐蚀试验,结合宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析... 详细信息

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S和CO2分压及Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS钢腐蚀行为的影响。采用失重法测试腐蚀速率,用四点弯曲法进行应力腐蚀试验,结合宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析,进行了综合研究。在H2S和CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高,腐蚀速率先降后升。压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡减少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增大,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,腐蚀产物的沉积可以抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。

关键词： H2S和CO2分压 Cl-浓度腐蚀速率应力腐蚀开裂

PNIPA/CS智能水凝胶的辐射合成及性能研究

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功能材料 2014年第B12期45卷 28-31页

作者：杨阳牛帅李智慧何素芹刘文涛朱诚身郑州大学材料科学与工程学院郑州450052 中原油田采油工程技术研究院河南濮阳457001

选用具有优良温敏性单体N-异丙基丙烯酰胺(NIPA)和具有良好生物相容性及生物可降解性的p H敏感性天然高分子壳聚糖(CS)为基本原料,采用辐射法合成了PNIPA/CS智能水凝胶,用红外光谱分析了水凝胶的结构,并测定了水凝胶的溶胀动力学、退溶... 详细信息

选用具有优良温敏性单体N-异丙基丙烯酰胺(NIPA)和具有良好生物相容性及生物可降解性的p H敏感性天然高分子壳聚糖(CS)为基本原料,采用辐射法合成了PNIPA/CS智能水凝胶,用红外光谱分析了水凝胶的结构,并测定了水凝胶的溶胀动力学、退溶胀动力学和平衡溶胀率,研究了CS含量对凝胶性能的影响。结果表明,CS分子上的C3—OH和/或C6—OH和PNIPA发生了接枝反应,PNIPA/CS水凝胶的溶胀率随着CS含量的增大而逐渐减小。CS含量为20%的水凝胶其溶胀过程主要由链段的松弛来控制,该水凝胶的平均失水率约为94%,其较低温临界温度(LCST)约为37℃。

关键词： N-异丙基丙烯酰胺壳聚糖智能水凝胶辐射溶胀动力学较低临界溶解温度

考虑井筒硫析出的高含硫气井井筒温度、压力场计算新模型

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天然气工业 2011年第9期31卷 69-72,137-138页

作者：吴晓东吴晗韩国庆张庆生陈勇光中国石油大学(北京).石油工程教育部重点实验室中国石化中原油田采油工程技术研究院

在高含硫气井的日常管理及气井设计、动态分析中,井筒压力、温度分布是两个重要的参数,而气体中富含H2S和CO2以及流动过程中硫颗粒的析出是导致高含硫气井井筒温度、压力分布计算偏差的两个关键因素。为此,以实验数据为基础,对物性参数... 详细信息

在高含硫气井的日常管理及气井设计、动态分析中,井筒压力、温度分布是两个重要的参数,而气体中富含H2S和CO2以及流动过程中硫颗粒的析出是导致高含硫气井井筒温度、压力分布计算偏差的两个关键因素。为此,以实验数据为基础,对物性参数计算方法进行优选,提出了采用DPR模型结合WA校正法和Dempsey模型结合Standing校正法作为计算高含硫天然气压缩因子和黏度的模型,根据传热学和气—固两相流动理论,建立了考虑井筒硫颗粒析出的井筒温度、压力分布计算新模型。运用该模型对某高含硫气井井筒温度、压力、井筒析出硫颗粒体积进行了计算,温度、压力的计算值与实测值最大误差分别为2.67%和2.32%,表明新模型计算精度较高,适用于高含硫气井井筒温度、压力分布和析出硫颗粒体积的计算与分析。

关键词：高含硫气井井筒硫颗粒气固两相温度压力数学模型

提高文23气田压裂效果新工艺技术研究与应用

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油气井测试 2006年第2期15卷 59-63页

作者：郎学军刘洪升孙庆梅胡承波李兴应尹启业中原油田分公司采油工程技术研究院河南濮阳457001 中原油田井下特种作业处河南濮阳457001

优选适合文23气田的低伤害压裂液,采用综合保护技术,在压裂施工中采用分段破胶、裂缝处理技术和裂缝强制闭合技术,减少了液体对储层的伤害;优化压裂设计施工参数和施工方式,在前置液中加入支撑剂段塞,提高了压裂设计参数的准确性,使文2... 详细信息

优选适合文23气田的低伤害压裂液,采用综合保护技术,在压裂施工中采用分段破胶、裂缝处理技术和裂缝强制闭合技术,减少了液体对储层的伤害;优化压裂设计施工参数和施工方式,在前置液中加入支撑剂段塞,提高了压裂设计参数的准确性,使文23气田的施工成功率和压裂效果明显增加。

关键词：文23气田压裂支撑剂段塞储层伤害优化设计