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杏南油田含聚污水表面活性剂降压增注研究

曹广胜, 王哲, 王浩, 白玉杰, 朱芷萱

石油化工高等学校学报 2020, 33 (1): 54-60. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2020.01.010

摘要（494）

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PDF （1220KB）（153）

杏十三区含聚污水回注区块受残余聚合物影响，导致区块吸水效果下降，影响油田开发效果。因此，开展了含聚污水区块降压增注表面活性剂配方及配套工艺参数研究。首先对注入水进行了全水质分析；以石油磺酸盐为基础药剂，通过测量界面张力进行复配药剂及添加剂的筛选；对体系进行性能评价后，开展了室内岩心驱替实验，从而优化了注入参数。结果表明，降压增注表面活性剂的最佳配方（质量分数）为：0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐+0.5%无水乙醇+1.0%NaCl，与原油之间的界面张力为6×10-3 mN/m；在岩心驱替实验中，最佳注入速度为0.15 mL/min，最佳注入量为1 PV，最优段塞组合为0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV，在不同渗透率的条件下，降压率均超过24%。

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榆树林油田CO ₂混相驱注气井极限关井时间研究

曹广胜，杜童，白玉杰，杜明宇，闫洪洋，王浩，杨清鹏

石油化工高等学校学报 2018, 31 (03): 50-54. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2018.03.009

摘要（563）

PDF （5706KB）（273）

采用水气交替注入的方式开发低渗透油藏既可以扩大波及体积，补充地层能量，又能有效的防止气窜。但是现场施工过程中经常出现注气井的冻堵问题。通过软件模拟注气井井筒内部压力、温度分布规律，分析注气井冻堵原因主要为注气井长时间的关井导致地层流体返出到易冻堵段与井筒内CO ₂反应形成冻堵物，因此采用试井的方法计算关井之后井筒内压力变化规律，进而得出地层流体到冻堵段的时间为该井的极限关井时间。研究结果表明,注气速度对井筒内温度场分布影响较大，随着注入速度的增加井筒内低温延伸越长；井筒内部1 000 m以内会发生CO ₂气体的相态变化，造成该位置低温高压，极易形成水合物；最后根据油气两相渗流规律和关井后井筒内压力变化规律确定注气井极限关井时间为25 d。

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泡沫驱油中起泡剂W灢101的筛选与评价

王喻,王冲,牛忠晓,孙藏军,王浩

石油化工高等学校学报 2013, 26 (5): 50-54. DOI: 10.3969/j.issn.1006396X.2013.05.012

摘要（393）

PDF （2235KB）（268）

对河间东营油藏泡沫驱油的起泡剂类型、质量分数、抗压、抗温、抗盐、抗油等性能和高低渗双管驱替进行了研究。结果表明,WaringBlender法筛选出的最佳泡沫体系为质量分数0.1%的W灢101;当压力为0.1~15MPa时,起泡体积和泡沫半衰期都随着压力的增高而增加,但压力超过5MPa时,压力对W灢101起泡剂溶液的起泡能力和稳泡性影响不大;随着温度的升高,W灢101起泡剂溶液的起泡能力先增大后减小,稳泡性逐渐减小;当矿化度为2500~10000mg/L时,随着矿化度的增加,起泡剂W灢101的起泡能力逐渐减小,稳泡性先降低后小幅增大;剂油体积比越大,起泡剂W灢101的起泡能力和稳泡性能越差。高低渗双管驱替实验表明,泡沫能有效封堵高渗管,扩大低渗管的波及体积,入口压力从水驱结束时的0.3 MPa升至空气泡沫驱结束时的1.8 MPa,低渗管采收率提高 16.89%,高渗管采收率提高9.30%,综合采收率提高12.3%。

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预交联聚合物凝胶颗粒对乳状液稳定性影响

林梅钦,田丹,林云,王浩,李明远

石油化工高等学校学报 2010, 23 (2): 29-33.

摘要（649）

PDF （703KB）（522）

用界面张力仪、表面粘弹性仪和Zeta 电位仪测定了胜利孤东原油模拟油与含预交联聚合物凝胶颗粒
溶液间的界面特性, 并研究了预交联聚合物凝胶颗粒浓度对这些界面特性及乳状液稳定性的影响。结果表明, 去离
子水中加入预交联聚合物凝胶颗粒后, 去离子水及模拟水与原油模拟油间的界面张力和界面剪切粘度及油滴表面
的Ze ta 电位绝对值均增大, 原油与预交联聚合物凝胶颗粒溶液间所形成的W/ O 型和O/W 型乳状液稳定性均随聚
合物凝胶颗粒浓度增加而增强。

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