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第五届全国特种油气藏技术研讨会

第五届全国特种油气藏技术研讨会

  • 召开年:2012
  • 召开地:南宁
  • 出版时间: 2012-07

主办单位:中国石油学会

会议文集:第五届全国特种油气藏技术研讨会论文集

会议论文
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  • 摘要:风城超稠油油藏采用蒸汽吞吐方式开发,随着开发的深入,该油藏显现出独特的开发规律及特征:相对于普通稠油油藏,其周期生产时间短,平均只有60~100d左右,周期内生产变化呈现4段式,周期间生产效果先升后降等.超稠油油藏开发要以控制合理采注比为核心,风城油田超稠油油藏需要提高采注比,提高油井排液能力,降低地层存水。应用剖面调整技术可有效提高开发效果,在合理时机实施蒸汽驱可进一步提高油藏开发效果。该研究为该油藏今后提高开发效果奠定了基础,也为同类油藏的开发提供了借鉴.
  • 摘要:风城油田重32井区浅层超稠油油藏采用蒸汽吞吐方式开发,目前面临周期生产时间变短、递减加快、采水率降低、油汽比下降等问题.为提高油藏开发效果,通过深入研究重32井区的地质条件、油藏开发动态、水平井开发技术以及氮气辅助蒸汽吞吐机理,结合水平井技术,在重32井区实施了注氮气辅助蒸汽吞吐,取得了较好效果.注氮气辅助蒸汽吞吐在重32井区浅层超稠油油藏水平井开发中的成功应用,对于重新认识研究氮气在浅层超稠油油藏蒸汽吞吐生产中的作用机理有着积极意义,同时为改善浅层超稠油吞吐开发效果提供了有效途径.
  • 摘要:针对茨631块储层薄、砂体分布范围小、天然能量不足、直井开发经济效益差的问题,通过测井与新三维地震资料相结合,重新认识成藏规律,精细刻画地质体,重选开发方式,取得较好效果.共精细刻画含油砂体7个,实施薄层水平井7口,动用石油地质储量155×104t,配合组合注水,阶段累计产油4.41×104t,预计有效期内产油14.69×104t.该模式的成功应用开创了辽河油田薄层岩性油藏开发的先河,将薄层边际难采储量转换为经济可采储量,极大地提高了该类油藏开发效果,为同类油藏的开发提供了较好的借鉴.
  • 摘要:单井控制储量的估算问题是油田开发中后期至关重要的问题,是油田开发方案的制订及调整的重要前提,直接关系到油田的经济效益,在稠油油藏的开发中显得更为重要.以辽河油田某中深层块状稠油油藏为例,通过油藏工程与数值模拟相结合的方法,针对稠油油藏热采方式下水平井单井控制储量,分析不同水平段长度下不同蒸汽注入强度对应的温度场分布特征,回归得出稠油油藏水平井单井控制储量相关关系式.通过实例计算,该经验关系式计算结果与现场实测值比较吻合,可用于稠油油藏热采水平井单井控制储量的预测.
  • 摘要:辽河油区D212块兴隆台油层为底水层状超稠油油藏.针对其油层厚度小、原油黏度高、底水发育等特点,系统论证了利用水平井蒸汽吞吐替代直井蒸汽吞吐开发的可行性和必要性,并利用数值模拟技术对水平井的关键参数进行了优化设计研究.现场实施后,取得了较好的生产效果,水平井的产量是相同地质条件下直井的2.5倍左右。数值模拟技术是优化水平井设计参数的主要手段,合理选择设计参数是提高水平井开采效果的关键,因此,D212块底水层状超稠油油藏采用水平井蒸汽吞吐开发是必要、可行的。
  • 摘要:风城稠油油田自2009年开辟重32、重37井区2个双水平井SAGD试验区以来,由于试验初期对循环预热阶段调控技术的认识不足,导致各井组的连通段形态各异,未实现水平段均匀连通.在转入蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)生产后,因连通段过短,存在易汽窜、产量低、生产波动大等问题.以循环预热机理研究为切入点,结合试验区启动阶段的生产经验,深入总结和分析了SAGD循环预热阶段所面临的一系列问题,探讨了双水平井SAGD启动阶段现场调控技术,指出充分、完善的循环预热是SAGD技术开采超稠油成功与否的关键,启动阶段必须保证管柱结构合理,否则将制约各项控制参数稳定性,失去现场调控的基础。在启动阶段现场实践中,树立以控制压差为核心的操作观念,避免形成井间优先渗流通道;要保持SAGD井组启动阶段的正常运行,蒸汽干度、注汽速度、排液速度、环空压力这4项关键参数必须保持平稳,相互协调,综合把握,以此为基础,做好压差控制工作。
  • 摘要:以N油田水驱开发为例,采用油藏工程计算分析、室内数值模拟以及与油田动态跟踪相结合的方法,对水平井在类似水驱开发油田中的井网组合方式进行了研究,认为在直井注水、水平井采油的情况下,行列井网相比五点法井网具有波及系数大、调整灵活等优势,是开采薄层油藏的1种有效途径.水平井的部署应尽可能避开水驱主流线,尤其是针对薄层等边际油藏,采用直井控制油层,直井与水平井组合交错行列式注采井网,充分发挥直井调整灵活和水平井生产压差小的优势,可取得较好的开发效果。
  • 摘要:高3624块为高升油田老区稠油区块,经历了常规生产和蒸汽吞吐开发2个阶段,由于该块地层黏土含量高,原油黏度大,油层物性差等因素,一直制约着区块的开发利用,针对这种情况,通过采取压裂、高压注汽、化学助采等配套技术与优化措施改善了高3624块的开发效果,为提高同类油藏原油采收率,提供了新的方法和技术手段.
  • 摘要:D84块XⅥ组先导试验区采取单一重力泄油方式,生产效果相对较差,在广泛调研、精细研究、深刻论证的基础上,提出了重力泄油与蒸汽驱联合开采试验.其原理是在同一区域、同一层位,在注汽直井与水平生产井之间以重力泄油为主,在注汽直井与生产直井之间以蒸汽驱为主的复合驱动.实施蒸汽辅助重力泄油(SAGD)与蒸汽驱联合开采突破了SAGD单一开发模式,能够有效地提高储量动用程度,进一步提高采收率。采出状况差油藏实施间歇注汽,是促进蒸汽腔扩展、改善生产效果的有效措施。杜84块XVI组先导试验区驱泄联合开采所取得的成功经验,对剩余44个待转SAGD井组具有重要的借鉴意义。
  • 摘要:在油田开发生产的过程中,油水井及地面集输管线因偏磨、腐蚀、结垢导致停产、减产和环境污染,不仅影响了油田的生产效率,还给油田造成巨大的经济损失.由超高分子量结构材料制成的形状记忆"三防"油管内衬不仅可以很好地解决油管防磨蚀、防结蜡与防结垢难题,有效降低油井杆柱负荷与磨损,提高抽油机功效,还具有极强的机械性能和耐受性,比其他内衬材料具有更长的寿命.
  • 摘要:气体欠平衡钻井技术具有提高钻速、减少地层伤害的优点。本文将温度影响因素加入井底岩石应力研究中,以热膨胀系数作为随机变量,研究热膨胀系数为指数分布与常数情况下井底岩石应力分布.结果表明:井底岩石具有明显应力集中现象,随着井底温度降低切向应力增大;热膨胀系数为指数分布,与常数情况下井底岩石应力数值差别较大,而指数分布参数对指数分布下岩石切向应力影响大于岩石径向应力影响.
  • 摘要:通过收集哈德油田历年套管损井坏资料并进行现场调研,分析测井曲线,找出了套管损坏井的具体井段和层位.认为造成套管损坏的原因主要有3个方面:地应力突变与套管支撑失稳综合作用导致套管损坏、分级箍失效引起套管渗漏、没有固井以及固井质量差.最后根据哈得油田套管损坏井的具体情况提出了预防和治理对策,指导油水井的正常生产.通过优化井身结构,全井段实施固井,提高钻井工程设计及钻井监督运行质量,优化施工程序,预防套管损坏。对于套管损坏轻微井,为节约成本,建议可以不上大修,采用常规工具继续带病生产,但要密切关注套管损坏情况的变化。对于套管损坏一般井,建议采用对套管和水泥环损伤较小的液压滚压或梨形整形器逐级整形直至通井规至人工井底,采用常规工具恢复生产。对于套管损坏比较严重井,采取换套管技术取出旧套管,下入新套管对接并进行固井;如果不具备取换套管条件,可采用实体膨胀管进行全密封加固或采用实体普通钢管进行两端密封加固,采用常规工具恢复生产。对于套管损坏严重井,采用小通径套管损坏井打通道技术逐级将套管损坏井段扩径直至通井规通过至人工井底;确定加固井段段数、长度;在非油层部位采用实体膨胀管进行全密封加固或采用实体普通钢管进行两端密封加固,在油层部位采用割缝普通钢管或采用割缝膨胀管进行加固,采用小直径工具恢复生产。
  • 摘要:SAGD技术是1种提高稠油油藏采收率的有效开发方式,其成败很大程度上取决于举升系统能否满足生产要求.辽河油田超稠油SAGD有杆泵举升技术是1项由非国家标准的Φ108、Φ120、Φ140mm系列高温大排量抽油泵、大泵脱接器以及防脱耐磨器组成的综合性油井举升技术,该技术适应井底最高温度为260℃,最高日产液为400m3/d,适应最大井斜角为70°,通过多年科研攻关、室内及现场试验,已形成完善的SAGD有杆泵举升工艺及配套技术,成功解决了SAGD井温度高、排量大等多项技术难题,取得了良好的现场应用效果,为SAGD技术在辽河油田及外部油田进一步规模化应用奠定了基础.
  • 摘要:在对辽河油田曙一区超稠油井完井套管损坏情况统计的基础上,对超稠油油井套管变形特点进行分析,发现套管损坏多发生在射孔井段内部或附近,这是由于射孔降低了套管的抗变强度。同时,射孔井段也是热采最集中的部位,也是应力最集中的部位。对套管损坏机理,研究结果表明:热胀冷缩产生的应力、油井出砂、固井质量差、隔热效果不好是造成套管损坏的主要因素;建议增加套管壁厚和钢级、使用热应力补偿器改善套管损坏情况.
  • 摘要:曙光油田稠油油藏因油层压力降低,出砂问题日益突出,存在油井检泵周期短、产量下降幅度大、油层纵向动用不均衡等问题.为此,开展分层防砂定量注汽技术研究与试验,通过对原有防砂技术和分层定量注汽技术的研究,研制了大通径防砂悬挂器、防砂封隔器和小直径插入式热采封隔器等配套工具,并采用高强度席型过滤网防砂筛管,将机械防砂管柱和分层定量注汽管柱相结合,形成分层防砂定量注汽一体管柱技术.该技术性能可靠,施工简便,措施成本低,大大提高了油井生产时率,有效改善了油层的纵向动用程度和油井的生产效果.
  • 摘要:缅甸某区块属山前高陡构造,油气层压力体系复杂且浊气层属异常高压,地层破碎、承压能力低,漏失是长期困扰该区钻井勘探的技术难题之一.近来通过实钻总结及科研攻关,逐渐摸索出1套富有针对性的系统防漏堵漏技术措施,并成功应用于新一轮的R-1和R-3井,一次性堵漏成功率明显提高且堵漏时效明显降低,其中R-3井堵漏时效降至0.75%,相关防漏堵漏技术措施可为类似地质条件下的钻探提供参考借鉴.
  • 摘要:随着油田开发的不断深入,欢喜岭油田部分区块油井出砂分选性变差,出砂粒径越来越细,出砂程度越来越严重,常规防砂技术已无法满足生产需要.在规模实施常规防砂技术的同时,通过分析防砂效果差的原因,总结出常规防砂技术的不足.针对常规防砂技术的不足并结合各区块出砂特点,开展了相应的非常规防砂技术研究、优化及应用.针对机械防砂防治粒度中值在0.15mm以下细粉砂效果差的油井,采用一体化管柱高压砾石充填防砂技术,有效解决了防治细粉砂难题。研究了水平井机械防砂大通径封隔器及高强度弹性筛管,解决了水平井防砂下入工具困难及坐封成功率低的难题。针对出细粉砂严重、分选性差的小套管井,机械防砂效果差、砾石充填防砂套管尺寸受限情况下,研究应用了吠喃树脂防砂技术,优化段塞式注入工艺,保证了防砂效果。针对低渗区块出砂油井研究应用了压裂防砂技术,设计出耐高温树脂砂及防膨携砂液,为稠稀油低渗区块出砂井防治提供了新的技术保障。
  • 摘要:随着油田开采技术的发展,螺杆泵采油系统作为新型的人工举升设备,因其具有地面装置结构简单、泵效高、节能等特点,在油田上被广泛应用,并取得巨大的经济效益.锦州采油厂从1999年开始应用螺杆泵,目前已达到了运转166口井的规模.但是,随着螺杆泵采油技术的进一步推广,抽油杆柱偏磨问题越来越突出,严重制约着生产效率的提高.因此,分析螺杆泵抽油杆柱偏磨原因并提出防偏磨措施具有重要的现实意义.由螺杆泵抽油杆柱的动力学受力分析可以看出,抽油杆在做高速旋转运动时,除了受扭矩力外,还要受拉伸力、弯矩力、剪切力、外压力等力的影响,受力情况复杂。井身结构影响、杆柱振动及离心力是造成抽油杆柱偏磨最主要的原因,化学腐蚀材料也是1个重要的影响因素。目前,螺杆泵油井采取的防抽油杆柱断脱措施为使用油杆扶正器、控制选井和生产条件、控制座封质量、使用合格抽油管杆等,均取得较好的效果。
  • 摘要:辽河油田齐40块采用蒸汽驱生产方式开采,采出液温度高,普通光杆密封器耐温性能低,经常出现跑、冒、滴、漏现象.针对蒸汽驱油井的特点,研究应用了1种多功能防喷光杆密封器,该密封器不但具有光杆断脱防喷功能,而且耐高温、高压.截至目前,已现场应用188口井,密封件使用寿命达到100~150d,减少了密封件更换次数,节省劳动力,增加了采油时率,满足了蒸汽驱油井的生产要求.对同类油藏蒸汽驱开发有一定的借鉴意义.
  • 摘要:近年来,SAGD采油工艺的蒸汽输送技术有了很大发展,打破了原来的单炉单注模式,出现了大排量锅炉集中产汽、集中输送、井口分配的模式。该模式可节约投资,提高生产效率,但也给蒸汽计量分配工艺提出了新的要求,需要实现实时在线的蒸汽流量、干度测量.通过对不同蒸汽干度的测试理论、方法的研究,选择在蒸汽流程上串联2个截流元件,而不同类型的节流装置计算方程并不是线性,建立起连列方程组既可求出流量和干度.根据该理论制造的试验设备,现场试验取得了理想效果.
  • 摘要:油田开发中小井眼侧钻是为了解决部分废弃小套管井无法修复的技术难题,通过侧钻工具的改进完善、侧钻控制软件的升级和泥浆体系适用性配方研究应用,解决小井眼侧钻中井眼轨迹控制困难、盐膏层井眼容易坍塌变形及固井质量差的难题,提高小井眼侧钻施工能力的一项新技术.该技术对及时恢复停产井,实现油田稳产具有极其深远的意义,也可为深井小井眼侧钻工艺技术提供技术参考.
  • 摘要:针对稠油热采生产过程中井内液体沉砂埋泵和泵筒内积砂卡泵等严重问题,进行了工艺技术攻关.设计了长柱塞双通道携砂采油泵技术.经60多口井的现场试验,该项技术的各项指标达到了设计要求,增产原油20余万吨,平均延长检泵周期3倍以上.该项技术与国内同类技术相对比,不仅解决了稠油热采油层细粉砂的防治问题,同时解决了防砂堵塞油藏的实际问题.对同类油藏的开发生产具有重要的借鉴意义.
  • 摘要:高含气油井易受到"气锁"现象的影响,还会因有杆抽油系统的振动而使抽油泵加速损坏.井下高效油气分离技术应用于稠油区块,配套实施氮气助排、二氧化碳复合吞吐等多项工艺措施,针对稠油井黏度高、多数老井存在套管变形的问题,对传统气锚的结构、参数进行重新设计,进一步优化外径、螺旋道角度和长度等参数,研制了适合于稠油、超稠油井的长螺距、长距离重力沉降气锚,很好地解决了稠油区块日益明显的气体影响泵效问题.井下高效油气分离技术将重力作用和离心作用有机结合在一起,实现了油气的高效分离,提高了油井的泵效。研制了适合于稠油、超稠油井的高效导流气锚,进一步拓宽了气锚的应用范围。该技术为曙光油田正在稠油区块试验的火驱、注空气等重大项目提供了技术储备。
  • 摘要:辽河油田1981年开始用砾石充填的方法进行防砂,砾石充填防砂是通过携砂液来携带砂子去完成的。低伤害携砂液是1种具有黏弹性的非聚合物携砂液体系,通过系统对比和分析该体系与传统携砂液的各项性能指标,阐述了低伤害携砂液的室内研究过程和现场应用效果.该携砂液具有摩阻小、耗液量少、液体配制简单、容易破胶、破胶完全、返排彻底、不产生任何残渣、不造成地层污染和伤害,具有独特的流变性、工作效率高、减少不必要的缝高发育。该携砂液与胍胶携砂液的成本预算结果表明,该携砂液的单位成本约比常规胍胶交联携砂液略高一些,但其所具备的优点可以弥补一些成本较高的不足。
  • 摘要:针对王府断陷火石岭组火山岩气藏低孔、低渗、低压的特点,结合储层特征及压裂技术需求,应用储层保护、氮气增能助排压裂技术、压前裂缝诊断、二次加砂分层压裂、煤层降滤失以及大型压裂施工保障技术等多项配套压裂工艺,重点解决储层敏感性强、压后返排困难、易对储层造成伤害的难题,提高了压裂液返排率及裂缝导流能力.应用压前裂缝诊断技术能够求得闭合压力、储层渗透率、地层综合滤失系数等地层参数,使该地区的压裂工艺技术应用更具有针对性和合理性,为压裂施工成功率的不断提高提供有力保障。
  • 摘要:伊通盆地岔路河断陷C27井储层具有埋藏深、应力高、低孔低渗、强敏感性的特点,测井解释层系多,常规油管压裂存在施工压力高、加砂难度大、改造程度低的问题.为此,引进快钻桥塞多层压裂工艺,该工艺一次改造多层动用、分层针对性强;桥塞下入—射孔—压裂一体化,作业效率高;压后连续油管快速钻塞作业,实现多层合试;可缩短作业周期,提高储层动用程度.实现了C27井多套层系高应力储层高效动用,降低施工风险,缩短作业周期,提高作业效率.
  • 摘要:立体裂缝实时监测技术是采用多核CPU、调整分站,将数据传输改为数字信号传输的1种监测方法,不但可解释出裂缝高方位、产状、切面,而且可对分层压裂数据进行解释,具有信号强、数据完整、解释结果更加精确的特点.以该监测技术在克拉玛依油田J230井区石炭系火山岩油藏水力压裂过程中的应用为例,利用监测结果对压裂效果、裂缝产状、转向压裂等进行分析评价,同时结合井口压力监测可获得闭合压力、液体滤失系数、液体效率、裂缝宽度等成果,为该类油藏措施方案的优选、注采单元的整体治理及提高采收率提供了参考依据.
  • 摘要:通过对兴隆台潜山带块状底水油藏开发中开展双孔双渗全油藏数值模拟和局部断块模拟,对潜山带内的兴古7区块在封闭条件下的产油量和压力变化进行预测,从而实现了应用物质平衡方法计算不封闭油藏——兴古7区块的动态地质储量,使应用容积法计算的兴隆台潜山带探明储量的落实程度得到验证,综合应用油藏数值模拟和油藏工程方法对相关参数进行求取,可以较为准确地计算不封闭油藏的动态储量。为后续的开发决策、投资计划提供了科学依据,同时为同类油藏开发初期动态储量计算提供了借鉴.
  • 摘要:冀东油田稠油区块水平井因受储层边底水的影响,出现了产量低、见水早的现象.为控制含水上升速度、提高油井产量,选取蚕2-1区块为先导试验区,先后开展2期CO2控水增油现场试验.区块试验历时40个月,针对油井特点设计了2种工艺方案,措施实施3井次,受效5井次,措施后含水下降幅度达20%以上,平均单井周期增油582.6t,取得了较好的控水增油效果.现场实践的成功表明,对于受边底水影响的稠油水平井,采用注CO2的驱替方法可达到提高地层能量、降低油井含水、提高原油产量的效果。高部位的油井受底水影响小,单注CO2即可获得较好的控水增油效果;对低部位油井则需加注一定量的化学助剂进行先期调剖。对于底水稠油油藏,首次注C02的控水增油效果比较明显;但随着注入轮次的增加,措施有效期逐渐变短,控水增油效果逐渐变差。CO2控水增油技术在稠油水平井中的应用尚处于探索阶段,还需在作用机理、方案设计和配套工艺等方面开展深入研究。
  • 摘要:辽河油田S区块F稠油油藏2008年开展蒸汽驱工业化开发.在汽驱开发过程中,需要计算不同井组单元的石油地质储量,为采取各种开发措施、准确计算采收率提供依据.容积法储量计算传统算法对计算小区域井组储量忽略了储量平面的非均质性,从计算原理出发,探讨了"网格法"计算井组储量的原理和优势,为准确计算汽驱井组地质储量提供依据.研究结果表明,面积加权平均储量计算中忽略储层平面非均质性,计算汽驱单井组储量存在误差。误差的正负取决于油层厚度等值线弯曲方向,外厚内薄相对误差为正值,外薄内厚相对误差为负值。网格法虽然计算复杂,构建若干网眼单独求储量后求和,计算储量能够充分考虑井组内储层平面差异。当井组内油层厚度等值线趋于直线时,2种算法计算的地质储量相等或趋近于相等。
  • 摘要:在取心分析化验、试油、试采和生产动态资料分析的基础上,利用测井资料,结合已有的研究成果,建立适合曙光稠油油田M块大凌河储层的泥质含量、孔隙度、渗透率和饱和度测井解释模型.通过对测井响应机理研究和取心井资料分析认为,将电导率、中子伽马与岩心分析泥质含量二元回归方法建立泥质含量解释模型,能更好地反映研究区地层的泥质含量。针对研究区声波时差测井值受稠油影响较大的实际情况,在建立孔隙度模型的基础上采用声波时差与中子伽马进行二元回归计算,使结果能更接近真实的孔隙度值。储层渗透率主要受孔隙度、泥质含量、粒度中值等因素的影响,因此将其引入到渗透率解释模型建立中,可提高其精度。应用已建立的测井解释模型对研究区的60口井重新进行处理与精细解释,为储层评价和油藏数值模拟提供了准确的地质参数,为挖潜剩余油提供有利的依据。
  • 摘要:采用数字图像处理技术及形态学滤波方法,结合相关函数理论得到铸体薄片的面孔隙度、平均孔隙半径等参数,分析了饱和度指数的影响因素.研究表明:通过数字图像处理技术计算的孔隙微观参数与其他方法有较强的一致性;饱和度指数与面孔隙度、比表面、平均颗粒-孔隙半径比均呈良好的幂指数关系.通过多因素拟合得到的饱和度指数与实测值吻合性好.
  • 摘要:裂缝是胜西低潜山带储层的有效储集空间和主要渗流通道,其复杂分布严重影响到油田的勘探开发.在进行岩心裂缝观察、测井裂缝解释和资料统计的基础上,运用地质理论,对裂缝形成机理、控制因素和预测方法进行系统性研究.胜西低潜山带裂缝主要是伴随着印支运动、燕山运动、沙三—沙四期、东营期4次大的构造运动而产生,其发育程度受深度、构造形态、断层、岩性等因素的控制.联合应用蚂蚁体预测裂缝技术、模糊神经网络预测裂缝技术、潜山内幕地震响应特征分析预测裂缝技术,并与裂缝相关的控制因素相结合,总结了裂缝发育规律,提高了裂缝的预测精度,为后期勘探开发提供了理论依据,对同类油藏的勘探开发具有一定的指导意义.
  • 摘要:地层倾角测井技术是1项比较成熟的测井技术,可以识别井筒周围地层的真实产状,但由于地震资料受时间域限制,难以综合判断地层的构造以及地震资料处理的好坏.详尽地介绍了地层倾角测井成果标定在地震剖面上的应用,展示了井震标定技术在准噶尔盆地的应用效果.结果表明:高陡构造倾角数据处理与常规方法选取参数不同,应进行人机交互处理。准确的时深关系是井震倾角标定技术的前提保证。测井倾角资料仅能反映井筒周围的构造信息,分析构造时应与地震资料结合,综合判断。测井倾角资料不仅可以帮助判断构造,而且可以分析地震资料处理的好坏。
  • 摘要:储层微观非均质是影响储层含油气性的控制因素之一,以往研究多以定性描述为主.针对这一局限,利用压汞资料,引入分形理论,采用MIFA法计算了储层孔隙结构的分形维数,实现了储层微观非均质性的综合定量表征.通过分析分形维数与储层含油气性之间的关系,表明两者具有较好的相关性,分形维数愈小,微观非均质性愈弱,储层含油性愈好,这为基于微观非均质进行储层含油气性定量分析提供了有效手段.
  • 摘要:针对高3618块稠油油田汽窜特点,研制了温控热可逆凝胶暂堵封窜技术,该凝胶剂在常温下为低黏度溶液,当温度达到凝胶温度时转变为凝胶体,可达到封堵汽窜通道的目的,在转抽后地层温度逐渐降低,凝胶体又逐渐转变成低黏度溶液随原油采出,有助于提高油井产量,且不会堵塞近井地带及抽油泵,即达到了防窜目的,又起到了较好的增油效果.该技术在高升油田的实施,有效地解决了井间汽窜、纵向储量动用不均等问题,提高了油井的采收率,实施效果显著,该技术的试验成功对其他同类型油田解决汽窜问题具有指导意义.该技术具有高温封窜,低温返排的特点,适合多轮次蒸汽吞吐且易汽窜的井。体系内含有的尿素,在高温条件下会分解出CO2,可降黏并增加油层压力,复合型表面活性剂还可起到发泡、防止稠油反向乳化、降粘等作用,达到增产目的。与普通的高温暂堵调剖技术相比,该技术不污染油层,转抽后不卡泵,减少了检泵作业,提高了蒸汽吞吐后的增油效果。
  • 摘要:低渗透油田的开发实践表明:在低渗透储集层中,流体渗流大多处于非线性渗流段。基于低渗透油藏的非线性运动方程,建立了低渗透油藏的非线性渗流数学模型,采用合理的对数形式压力分布函数,利用积分方法求得了该数学模型的近似解析解.分析结果表明:非线性流动模型可看作为介于达西流动模型和拟线性流动模型之间的1种中间模型或理想模型;拟线性流动地层压力波传播最慢,导致在相对较小的压力传播区域内产生较大的压力降;拟线性流动瞬时地层压力传播距离最小;时间越长,不同流动模型间的差异越大.
  • 摘要:针对辽河油田外围区块张强凹陷中生界储层低孔、低渗、埋藏较浅、温度低、地层压力系数低、天然能量不足等特点,采取压裂改造技术措施,使油井生产达到工业油流.经验分析认为开展压裂施工具有压裂液低伤害、破胶、破乳性能要求较高,压裂层段上下隔层条件差易导致缝高失控等难点.通过优选清洁压裂液体系和支撑剂组合方式,优化施工参数,运用低温条件下生物酶辅助破胶、分层压裂等压裂配套工艺技术措施,使该区压裂改造效果明显,为该区块的稳产上产做出了重要的贡献.低温清洁压裂液体系对储层的二次污染小,适合用于低渗、低压砂岩储层的压裂增产改造。
  • 摘要:压裂防砂技术结合了压裂技术和砾石充填技术,在压裂施工前,将具有砾石充填防砂管柱与压裂管柱双重作用的压裂—砾石充填防砂管柱下到井下油层段,在水力压裂施工的同时一次完成砾石充填防砂施工作业.为提高筛管外的砾石压实程度,保证滤砂层厚度和防砂效果;同时为提高疏松油层裂缝中砾石充填密度,保证裂缝开度,提高增产效果.端部脱砂工艺是实现上述目的的关键技术,通过室内理论研究和现场试验,研制出适应稠油压裂防砂的端部脱砂工艺技术,从而提高压裂防砂技术应用效果.
  • 摘要:沈阳油田静北潜山区块属于高凝油油藏,油层埋深为2450~3000m,具有高凝固点、高析蜡点、高含蜡量的特点,开采难度很大.注水后形成了低渗透带剩余油富集区、弱水驱替区和构造水驱死角.运用高压水射流径向侧钻技术在油层中的不同方向上钻出多个直径达40mm、长达100m左右的小井眼,沟通油层有效裂缝,从而增加原井的泄流半径,扩大泄油面积,来增加原油产量.该技术解决了油藏二次开发井网间死油区剩余油的问题,可以大大提高油藏的采油速度,是1种国内领先的低投入高产出增产增油新技术。建议对该技术在硬度较大岩石(混合花岗岩、石英岩)钻孔的可行性进行研究和试验;对造斜工具进行改进,达到非径向钻孔的要求。
  • 摘要:超深斜井(井深大于6000m和井斜大于300)是川东北地区常见的勘探开发井。在超深斜井中处理打捞落鱼难点在于:井深、斜度大、井眼小、打捞工具选择困难、处理管柱结构复杂、处理参数不易控制.根据落鱼类型,从鱼顶形态诊断、打捞工具选择、打捞管柱优化、打捞方案制订等几个方面进行分析,总结出了超深斜井落鱼的打捞处理技术.应用该打捞技术成功的打捞出了YB104井全部井下落鱼,为今后的超深斜井复杂落鱼打捞施工积累了经验.针对超深斜井段射孔枪的套铣打捞作业,采取套铣1根射孔枪,打捞1根射孔枪的方法进行套铣打捞作业。套铣管柱必须带合适尺寸的随钻打捞杯,一般采用两只打捞杯,套铣一定进尺后,对套铣产生的大量铁屑采取大排量循环,上提下放管柱的方式进行打捞,以便套铣产生的大量铁屑能返至打捞杯内被及时带出,清理落鱼与套管之间的杂物,避免卡钻。在使用套磨铣技术时,要有耐心,特别是在套磨铣进尺缓慢时不能急于求成,盲目加大参数,以避免井筒情况复杂化。
  • 摘要:欢2-7-13块经过多年注水开发,主力油层水淹严重,常规水驱方法提高采收率的难度较大.为进一步挖潜剩余油潜力,改善开发效果,开展了弱凝胶调驱先导试验,研究设计出适合的弱凝胶深部调驱配方体系、地面工艺流程以及自动加药装置,并提出动态配方调整思路,有效保障了深部调驱的顺利实施.实施4个井组,日增油14.7t/d,累计增油4293t,结果表明,弱凝胶深部调驱能够较好地解决稀油区块目前开发方式采收率很难提高的问题。弱凝胶深部调驱能够调整平面和层内非均质性,提高注水波及效率,是稀油区块进一步提高采收率的有效措施,同时也为高含水、非均质油藏的深化挖潜提供了有效的技术途径,具有较高的推广价值。研究设计出的调驱配方体系及地面工艺流程,可保障欢2-7-13块调驱深部调驱的高效实施,同时对其他区块具有借鉴和指导作用。
  • 摘要:兴隆台油田兴古7块构造上位于辽河断陷西部凹陷中南段兴隆台潜山,近几年随着规模化实施水平井,产量节节攀升,成为油田生产主要区块。目前,在兴古7块潜山油藏水平井录井中,现场录井显示级别与试油、采油数据之间存在较大差异.经收集资料、分析数据、现场试验,对造成这种结果的原因进行了分析,发现钻井工艺、钻井液以及缝洞型含油岩性对录井油气显示定级影响较大,在此基础之上,提出今后兴古7块潜山录井侧重点应该是以各种技术相结合的手段去克服各种因素对油气显示带来的影响。同时,要充分利用现有的各项录井技术,准确地对油气显示进行综合定级,较好地还原地下岩层的真实含油状况。
  • 摘要:天然气水合物储量巨大,主要分布在陆地的冻土区和深海沉积区,但成因类型和成藏机理复杂、区域性分带明显,目前还无成功开发案例.研究表明,天然气水合物成因类型有5种:生物成因气、热成因气、深部无机成因气、深海中溶解的甲烷气和原地天然气水合物.形成天然气水合物矿藏除需低温高压条件外,还需有利的沉积环境和构造条件等.天然气水合物开发具有双重性,稍有不慎会导致环境污染,需谨慎开采.
  • 摘要:依据奈曼油田低渗透油藏的地质特征,开展了精细构造、沉积微相、储层特征及剩余油分布的系统研究,形成低渗透油藏独特的多学科联合的精细油藏描述技术.精细油藏描述,以地质为主体,结合开发动态资料,以数学、计算机为手段,多学科协作,揭示油藏地质特征和区块生产规律,为低渗油藏的高效开发提供技术支持。通过油藏描述研究,深化了地质认识,优化了井网井距,分层系开采和动态调整,有效地改善了开发效果,应用到奈曼油田,取得了良好的经济效益.
  • 摘要:针对多分支井优化涉及的参数多、需要计算的方案量大的问题,采用正交设计方法结合BP神经网络技术,以评价期内油田最大净现值为优化目标对多分支井数目、长度、角度、间距及分支同异侧等参数进行了优化,避免了样本冗余,确保了网络对每个因素具有相同的预测能力.多分支井参数敏感性程度由大到小依次是分支数目、分支长度、分支角度和分支间距。多分支井参数存在最优值,且最优值随模型和经济参数的不同而不同,针对本文提供的模型,最优参数组合为4分支、分支长度为1.50m、分支角度为300、分支间距60m、分支位于主井筒异侧。对断块油藏、条带状油藏、海上油藏、薄油藏及高含水油藏多分支井参数优化过程需要结合具体油藏情况进行操作。
  • 摘要:曙光油田热采稠油油藏套管损坏井所占比率较高、严重影响油藏开发.如何减缓热采方式下超稠油油藏中油井套管损坏速度,并尽可能地延长油井使用寿命,已成为曙光油田改善后期开发效果的重要课题.曙光油田套管损坏机理包括地质、工艺、工程等方面.针对3个方面的套管损坏原因,分别提出了防治对策,为曙光油田稠油油藏高效开发有一定技术指导意义.针对性的采用组合式套管技术、热应力完井技术、综合防砂技术、优化射孔工艺技术和提高热采井固井质量可有效降低套管损坏几率。
  • 摘要:螺杆钻具是油气钻井中应用最广泛的1种井下动力钻具.近年来的研究成果表明,在深井和超深井钻井中采用螺杆钻具配PDC钻头的复合钻井技术是提高机械钻速的1项有效技术措施.但是,在实际应用中,螺杆的输出性能与理论输出性能有很大的差别.因此,分析螺杆的实际工作特性具有很重要的意义.将螺杆钻具定转子副简化为简单的环形筒模型,并考虑螺杆内部几何结构和钻井液性能等因素对螺杆输出性能的影响,推导了螺杆压降的计算公式,建立了螺杆钻具理论和实际输出钻速和扭矩的数学计算模型.
  • 摘要:海26块是注水开发的普通稠油油藏,海26块转熟采蒸汽吞吐试验初期,油井注汽表现压力高、干度低、套管上涨等现象,影响蒸汽吞吐效果.在对油藏蒸汽吞吐开发适用条件和井筒受热状况进行分析的基础上,研究深层稠油非预应力套管完井对热采的影响,优化注汽管柱结构和井筒隔热工艺,解决了非预应力套管完井的深层稠油热采技术难题,提高了注汽质量和热采蒸汽吞吐效果,保护了油井套管。经过现场应用证明,优化后的井筒隔热技术达到了保证注汽质量和提高热采蒸汽吞吐效果的目的,取得了较好的经济效益.
  • 摘要:油田注水开发的中后期,含水上升,油水分布关系复杂,聚合物驱和堵水调剖技术作为提高原油采收率的措施越来越引起油田的重视.但现场聚丙烯酰胺注入过程中易产生机械降解,聚合物黏度损失较大,造成采收率低、开发成本高.针对Cr+/HPAM弱凝胶调驱体系的成胶强度影响因素进行了综合研究,结果表明:HPAM种类、HPAM浓度、Cr+交联剂浓度、pH值、矿化度、温度、剪切等诸多方面因素对Cr3+/HPAM弱凝胶体系成胶强度都有较大的影响.HPAM品种对Cr3+/HPAM弱凝胶体系影响较大,选择不当体系不成胶。Cr3+交联剂浓度和HPAM浓度在一定的范围内可成胶,超出范围不成胶。Cr3+/HPAM弱凝胶体系在温度为60-70℃,pH值为7-9、矿化度为2000-10000mg/L时成胶效果较好。轻微的剪切作用会增加Cr3+/HPAM弱凝胶体系的强度,但是严重剪切可使体系不成胶,而S2-的加入会降低Cr3+/HPAM弱凝胶体系的强度。
  • 摘要:通过对中原油田明15区块进行室内实验,研究其油藏条件对空气泡沫封堵能力的影响以及空气泡沫在非均质油藏中的驱油效果.结果表明:温度、压力对空气泡沫的封堵能力有较大的影响,温度越高,封堵能力越弱;压力越高,封堵能力越强;而无机盐的存在使得空气泡沫的封堵能力变差;同时,空气泡沫可以有效封堵高渗层和大孔道,能进一步挖潜低渗层的产能,提高非均质油藏的总体采收率.
  • 摘要:辽河坳陷具有优越的致密油气成藏条件:沙三段烃源岩发育、有机碳含量高、有机质演化程度高,具有优越的资源基础;发育多期、多级湖底扇砂体,分布广、厚度大,利于规模油气聚集;深层地质构造相对简单,利于油气规模成;砂岩类型为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙类型以缩小原生孔隙、次生溶孔和微孔为主,孔隙结构具有中孔-微细喉的特点,属致密砂岩;致密砂岩具有先致密后成藏的特点,利于规模油气聚集和成藏.分析提出双台子构造带为近期首选勘探目标.
  • 摘要:潜山油气藏是埕岛地区重要的油气藏类型之一.埕岛地区前中生界潜山油气来自埕北、沙南、渤中和桩东凹陷,油气输导的主要时期是馆陶期至今.断层、不整合和储集层是油气输导的主要通道.其中断层输导效率取决于与烃源岩的关系、活动期与油气成藏期的匹配以及规模等,不整合取决于不整合的结构、类型、岩层的渗透性、顶面构造形态等,储集层取决于储集层的连通性、物性和顶面构造形态等。埕岛地区前中生界潜山油气输导模式为6种:源-储直接对接输导模式、断层单元垂向输导模式、不整合单元侧向输导模式、断层-不整合二元垂-侧向输导模式、不整合-储集层二元侧向输导模式、断层-不整合-储集层三元垂-侧向输导模式.
  • 摘要:秦皇岛32-6油田是位于渤海海域的大型复杂河流相稠油油田。为改变稠油油藏水驱开发中注入水低效或无效循环现象,秦皇岛32-6油田开展了新型深部调驱剂聚合物微球的室内研究和矿场先导试验.结果表明:聚合物微球具有良好注入性、封堵性,与岩石孔隙配伍性好.现场试验表明:聚合物微球能有效提高注入水利用率,扩大波及体积,且现场注入设备简单,施工方便,为稠油油田控水稳油提供了技术支持.
  • 摘要:曙光油田薄互层砂岩油藏较多,其中曙4-7-14块最为典型,经过33a开发,可采储量采出程度达到92%.目前该块存在主体部位水淹严重、边部出砂、注采井网不完善、采出程度低等问题.为改善油藏开发效果,通过在油藏边部部署水平井进行挖潜,取得较好的效果,为同类油藏开发提供了一定借鉴.薄互层油藏停产停注井多的区域,可利用水平井挖潜增加区域产能,改善油藏开发效果。针对储层出砂严重的问题,可采用高孔密等防砂射孔,抑制油层出砂。部署水平井要选取储层分布稳定、构造落实、具备一定物质基础的区域,确保油层钻遇率及油井产能。
  • 摘要:曙光油田二区东杜家台油藏内部断裂系统发育,目前采油速度仅为0.1%,已濒临废弃.从油藏地质特点、开发规律、潜力区域评价等多个方面进行研究,提出了适应油藏自身特点的挖潜方向,实施后取得了较好的效果.注采井数变化分析表明,停产、停注井数增加是影响开发效果的主要因素。油藏工程分析和数值模拟计算表明,造成剩余油富集的主要因素是井网不完善,因此完善注采井网是目前的主要工作。在潜力区域开展钻直井和水平井,利用老井完善井网,可一定程度提高油藏采收率。该研究对同类油藏注水开发具有一定的借鉴价值.
  • 摘要:本次研究以大庆升平油田升142-升132区块葡Ⅰ油组为例,通过油藏数值模拟,研究了高含水期水下分流河道砂体的剩余油分布规律及影响因素,提出了相应的挖潜措施.研究结果表明:剩余油分布形态分为连片型、局部片状型、零散型3种,以零散型为主;影响剩余油分布的主要因素是因砂体分布零散而造成的注采不完善,其次是层间非均质性及沉积韵律.提出了平面上,连片式砂体转换成五点注采井网,条带式砂体点状注水;纵向上,主力层和薄差层细分注水,并对薄差层实施压裂酸化改造,厚油层内实施高渗透部位封堵,生产井底放大生产压差提液的挖潜措施。
  • 摘要:低渗油气藏是当前渤海油田勘探开发的重要领域,研究低渗储层的特征和影响因素对合理开发类似油田、提高原油产量具有重要的意义.运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、衍射、毛管压力曲线等资料,对渤海X油田低渗储层特征进行了深入分析,揭示了该储层低渗的主要影响因素,并在此基础上对该低渗油藏的后期开发提出了台理增产措施建议.储层为水动力条件变化快的三角洲沉积环境,沉积储层岩石颗粒大小混杂,分选较差,成熟度与结构成熟度均较低,黏土含量高,而且沉积微相类型多,是导致储层低渗的先决条件。较为严重的压实作用和胶结作用,是导致储层后期低渗的主要影响因素。针对储层原油性质好,具有压实作用强烈以及黏土矿物含量较高的特点,建议在后期开发过程中初期采用深穿透负压射孔投注,还可以采用压裂和酸化来提高采收率,后期注水开发的过程中还应加大储层敏感性研究。研究区目前已实施深穿透负压射孔措施的开发井效果明显。
  • 摘要:针对高升油田高246块水平井底水锥进严重、含水上升速度快、堵水困难等问题,以水平井出水原因为出发点,进行水平井堵水技术研究与应用.通过开展堵水材料、堵水工艺管柱等方面研究,形成了1套底水油藏水平井化学分段堵水技术体系.水平井化学分段堵水技术的成功实施,为区块稳油控水提供了技术支持,取得了水平井堵水的重大技术突破,为解决类似油藏水平井底水锥进的难题,提供1种新的方法和技术手段。
  • 摘要:水平井分段压裂工艺技术是提高非常规油气藏、低孔低渗储层单井产量的有效手段,技术难点在于分段压裂工艺方式选择、井下封堵工具和压裂滑套工具的配套.大港油田对低渗储层进行了水平井固井分段压裂投产一次完井技术研究,优化设计完井管柱、爆破阀和投球滑套施工参数及压裂参数.现场实践证明:水平井固井分段压裂完井管柱一趟入井压裂投产,无需射孔和封隔器卡层,缩短作业时间,降低成本,提高储层动用程度,实现经济高效开发的目的.水平井固井分段压裂完井技术井下工具种类少,层位针对性强,压裂级数可达到10级以上,实现不动管柱逐级压裂,缩短施工周期。加强水平井固井技术研究,避免环空中有水泥亏空导致未压裂或重复压裂。加强裂缝监测技术研究,为提高压裂施工效果和储层动用程度提供依据。
  • 摘要:油藏出砂是影响油气井生产的1个重要因素,制约着油气田的开发效果.因此,对出砂油藏开展防砂对策研究具有很重要的现实意义.通过对出砂区块的出砂机理分析,开展提高固井质量、优化射孔技术、实施防砂措施的研究,探索适合于油藏的防砂技术.通过现场实施效果表明,有针对性的实施防砂措施能有效解决油层出砂问题.该研究为同类油藏提供一定的借鉴.杜21块综合防砂二次开发先导试验的成功,为曙三区全面实施二次开发提供了强有力的技术支持。改进后的全过程综合防砂技术,使得油井寿命和冲砂检泵周期得到明显延长,较好地满足了出砂严重区块防砂、治砂要求。将精细地质研究与探索适合于出砂油藏的完井方式相结合,保证了油水井正常生产,为稀油出砂区块二次开发提供了一定的经验。
  • 摘要:常规压裂作业如果压裂液破胶不彻底,将对储层造成很大伤害.乾北—大情字地区石油储层渗透率低,天然裂缝发育、滤失严重,该类伤害效应更加突出.基于上述情况,开展了生物酶破胶剂实验,经过前期大量的理论研究及室内实验,优选出适合乾北—大情字地区储层的生物酶与过硫酸铵混合破胶剂体系,2010至2011年,在乾北—大情字地区新井试验30井次,取得了较满意的压裂效果.
  • 摘要:吉林油田开发过程中发现,如果低渗透油藏开发初期采用大压差强采技术,则油井产量下降非常快,稳定产量非常低.为使低渗透油田获得较好的稳定产量效果,提出了开发初期采用控流压采油技术.首先从理论上分析控流压采油的必要性,认为开发初期采用控流压采油技术对于建立有效的驱替压力系统、保持地层能量、稳定原油产量非常重要.然后现场试验与理论模拟相结合,研究最小流压值确定方法.低渗透油田由于储层渗流能力差,原油黏度对流入动态影响非常明显,所以当流动压力达到某个临界值后,溶解气溢出,原油黏度增加,流动能力下降,此时再降低流动压力,原油产量不升反降.最后提出控流压的具体措施,取得了较好效果.
  • 摘要:针对牛居油田受早期资料处理、解释、评价水平限制,一些规模小、隐蔽性强的砂体解释符合率低、部分油气层漏失等问题,结合牛居油田天然气开发后期水淹重、泄压半径大、潜力区分布高度零散的现状,以动、静态基础分析为切入点,建立区域东二段、东三段浅层气电性图版判别标准,结合动态监测手段及三维地震解释技术,深度追踪有利砂体控藏特征,落实天然气气藏类型及分布规律,分别开展有针对性的井位部署,深挖隐蔽岩性气藏及构造气藏微构造高点天然气潜力,建立了老区天然气挖潜,岩性气藏识别、开发的新模式,使牛居油田天然气产能近几年一直稳中有升,有效缓解了天然气外供紧张的局面,取得了巨大的经济效益.
  • 摘要:依据稳态"压差-流量"法进行特低渗透油藏岩心驱替实验,结果表明无因次渗透率与压力梯度对数呈线性关系.基于达西公式,得到表征特低渗透油藏渗流规律的运动方程,在此基础上,得到新的描述特低渗油藏渗流规律的连续模型。该连续模型可完整描述特低渗油藏渗流规律,为验证此连续模型的正确性,进行了多块特低渗岩心驱替实验,所得结论相同.
  • 摘要:对陈家庄油田南区薄层特稠油油藏建立了三维地质概念模型,运用数值模拟方法研究了热采水平井布井区的经济极限油层厚度,在此基础上优化了水平井开采井网、水平段长度、蒸汽驱等参数.通过以上研究,取得了薄层特稠油油藏采用水平井蒸汽吞吐、蒸汽驱开发的认识,对陈家庄南区薄层特稠油油藏和同类油藏热力开采具有重要的指导意义.通过不同井别经济产油量评价,认为陈家庄薄层特稠油油藏需采用水平井开发才能经济有效。水平井蒸汽吞吐合理参数为:水平井布井极限厚度在3m以上,水平井采取平行正对布井方式,蒸汽驱合理井距为150m,注汽井和采油井的水平段长度均为250m左右,注汽速度为6-8t/h,采用连续汽驱开发方式。
  • 摘要:针对石南油田石南31井区白垩系清水河组砂砾岩层(K1q11-2)含水上升速度快、递减大、开采形势被动的局面.利用油藏工程方法研究薄层、低孔、中低渗非均质性较强岩性油藏水平井注水开采特征,分析了水平井水窜原因,利用干扰试井、示踪剂测试准确判断水淹方向,为中高含水剩余油挖潜,合理动态调控提供准确依据。应用多种手段及时研究油藏开采特征,分析递减原因,对剩余油挖潜有重要的借鉴意义和参考价值。
  • 摘要:针对稠油热力开采现场可燃气体的安全监测问题,应用光学技术研究了1种稠油热力开采现场可燃气体的安全监测技术,该项技术可现场随时监测甲烷气体含量,克服了现有可燃气体报警仪不能分析可燃气体含量和带电监测存在的不安全因素.采用光学技术制成的甲烷气体传感器具有不带电、不导电、绝缘性好、识别精度高、抗腐蚀、抗电磁干扰、防雷防静电特点,可进一步提高稠油热力开采现场监测的安全性和可靠性.
  • 摘要:在聚合物驱油中所用的聚合物多为水解聚丙烯酰胺(HPAM).常规的污水处理方法很难使油田采出水中的HPAM有效降解.本文采用超声-电化学联合的方法对油田含聚污水进行处理,研究HPAM初始pH值、超声频率、超声辐射时间、初始浓度、电解电压、极间距等因素对HPAM降解效果的影响.结果表明:实验所优化出的单独超声最佳工艺参数为:pH=2,超声频率为59kHz。在此条件下,超声辐射300mg/L的HPAM溶液l0min后,COD去除率为19.47%.实验优化出的单独电化学最佳工艺参数为:pH=2,电压为15V,极间距为lcm。在此条件下,电解300mg/L的HPAM溶液30min后,COD去除率为92.36%,电解1h后去除率达到98.37%。在最佳工艺条件下,先用超声对300mg/L的HPAM溶液进行处理l0min,再进行电化学处理30min,COD去除率达97.01%,处理1h后达到99.15%。经过3种降解方式的对比,可知超声-电化学联合的效果优于单独超声和单独电化学的效果。在最佳条件下,用超声一电化学联合法处理油田含聚污水,效果很明显,处理30min后油田污水的COD驱除率为83.36%,当处理1h后,去除率达到93.45%.
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