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兴北3断块垛一段油藏为稠油油藏,2012年至今部署5口水平井。该区块原油黏度6 000~30 000 mPa·s,属于高黏度原油,油质突出的特点是沥青质、胶质含量较高,导致开采难度大。前期生产过程中,兴北区块内五口水平井均采取了空心杆电缆加热举升工艺和电热带伴热地面集输工艺,生产过程中抽油机载荷大、电耗较高,五口井电热杆加热年耗电需360万度,采油成本大幅度提高。针对抽油机载荷大、举升难度大、能耗高的问题,结合油田长期滚动开发的生产实际,决定改变思路,选择化学降黏作为突破口。通过对化学药剂反相分散减阻剂降黏方案多次室内及现场试验,达到了降低能耗的目的,有效地解决了稠油油藏举升难度大的问题。 相似文献
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针对昌吉油田吉7井区油藏南部部分油井投产后出现供液能力差、产量递减快、不能持续性生产的现状,开展了氮气辅助化学剂降黏技术的研究与应用。结合吉7井区油藏属性,对降黏剂的适应性进行了评价。实验结果表明,在吉7井区储层温度、矿化度条件下,该降黏剂对稠油具有较好的降黏效果(质量分数1.5%,降黏率75%~85%)。现场应用结果表明:该工艺的应用能够解决油井供液困难、不能连续生产的问题;共实施8井次,累计增油1 011.2t;与未注氮气的油井相比,使用氮气辅助工艺能够起到较为明显的助排作用和控制油井含水上升的作用。 相似文献
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孤岛油田稠油井因稠油黏度大而能耗高,采用井筒降黏工艺可以提高采收效率。为了对不同产液量稠油井的井筒降黏工艺选择提供指导,基于传热学和井筒举升理论,采用Hansn模型和Beggs-Brill方法建立了稠油井筒温度场数学模型,对井筒温度场及井筒内原油黏度进行了分析,并在此基础上改进得到双空心杆伴热工艺和泵下掺注活性水工艺的理论模型。分析结果表明:建立的井筒举升数学模型能够较为准确地描述井筒温度场分布;小流量泵下掺注活性水工艺更适合低液量稠油油井的生产,该方法在孤岛油田稠油区块具有较高的推广应用价值。所得结果可为孤岛油田稠油举升工艺选择提供理论依据。 相似文献
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稠油在举升过程中随着井筒温度的降低,原油黏度不断上升,流动性变差,举升难度变大。掺稀能降低井筒原油黏度,有效减小举升摩阻,是井筒降黏的常用工艺。根据春光油田现场掺稀降黏工艺流程,建立稠油降黏井筒流动室内评价装置,模拟了套管掺稀举升过程中稠稀油的动态混合过程;实验测定了管流阻力的随注入速度及含水率在不同温度条件下的变化特征,模拟了不同掺稀比例条件下的黏度变化和降黏率,形成了一套油井产液量与出油温度、掺稀比例对应关系图版,为井筒掺稀降黏工艺的现场应用提供了依据。 相似文献
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由于稠油井筒举升与地面集输过程中需要配套环空掺稀油、空心杆电加热或燃气炉加热等降黏工艺,导致稠油开采成本居高不下。根据国内外稠油降黏新技术现状,采用高能纳米波稠油冷裂解技术进行多次现场试验与分析,证实了该技术对稠油的改质降黏作用显著,原油循环处理最大降黏率为81.7%,单次处理最大降黏率为43.7%,初馏点由105 ℃降至81 ℃,330 ℃内总馏分含量提高了5.7%,可实现原油由重质组分向轻质组分的转化。该研究对稠油油藏降本增效具有借鉴意义。 相似文献
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针对边底水薄层特稠油油藏热采高轮次后注汽易窜,封堵困难,含水大幅上升导致开发效益下降的问题,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸钠(AA)、4-苯基-1-丁烯(PB)、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为原料、四甲基乙二胺为催化剂制备了水溶性活性分子共聚物(AAPA)。研究了油剂比、AAPA加量、pH值、Ca2+、Mg2+、温度对降黏效果的影响,分析了AAPA的降黏机理,并以多浓度多段塞式注入的方法,进行了化学降黏冷采矿场试验。结果表明,1 g/L的AAPA与原油以质量比1∶1混合后的降黏效果最佳,可使黏度(50℃)<50 Pa·s的脱气脱水稠油的静置降黏率>90%。AAPA具有耐高矿化度、易于破乳以及降黏温度范围宽的特点。其有效降黏温度范围为50~180℃;耐Ca2+质量浓度≤10 g/L,耐Mg2+质量浓度<3 g/L;pH<4时降黏乳化后的稠油可快速破乳,pH>10时可进一步提高AAPA的降黏活性。现场应用4井次,提液增油效果明显。通过多浓度多段塞的方式将AAPA注入储层可有效降低原油黏度,明显提高边底水薄层特稠油油藏冷采开发效益。 相似文献
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针对特超稠油油藏原油胶质、沥青质含量高,层状结构复杂的特点,研制了高效复合降粘体系XGD并对其性能进行了评价。结果表明,原油不含水时,复合降粘体系XGD降粘效果一般;但原油含水率为50%时,XGD加量1.0%,降粘率可高达99.95%。与目前油田常用降粘剂比较,XGD具有更好的降粘效果,并且XGD具有良好的抗盐性。 相似文献
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为了降低原油黏度,提高其采收率,结合原油组分的特征,以苯乙烯、马来酸酐和壬基酚聚氧乙烯醚3种单体分两步合成了新型油溶性原油降黏剂SMN。考察SMN对胜利高黏度原油的降黏效果,发现该原油降黏率最高可以达到68.5%。通过机理探究推测SMN中的苯环、羧基和酯基等极性较大的基团可以通过氢键作用和π-π堆积进入到沥青质片层中,而分子中具有较大位阻的乙氧基能够阻止沥青质聚集,从而分散原油中的重组分,降低原油的黏度。 相似文献
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稠油降黏冷采是海上油田开发的主要方式,为深入认识稠油活化剂的降黏机理及其在原油黏度为150~1 000 mPa·s的稠油油藏中的应用效果,通过室内物理模拟实验和耗散粒子动力学模拟技术,研究了稠油活化剂对稠油的降黏机理及驱油效果。结果表明,稠油活化剂可提高水相黏度、降低油水界面张力,能有效降低常规可流动稠油的黏度。分子尺度上的研究结果显示,稠油活化剂分子对沥青质聚集体有明显的阻聚-分散效果,其活性基团能增大沥青质芳香盘的层间距和链间距,减小沥青质聚集体堆积高度和堆积层数,削弱沥青质间的相互作用,破坏稠油重质组分聚集结构,分散稠油,从而增强原油流动能力。稠油活化剂的多种机理协同作用使其在室内岩心驱替实验和矿场应用中,均可起到良好的降水增油效果。该研究从分子层面明确了活化剂降低稠油黏度机理,为稠油活化剂现场应用提供理论指导。 相似文献
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稠油油藏在高轮次蒸汽吞吐后转入降黏化学驱是实现稳产的有效接替生产方式,根据稠油油藏蒸汽吞吐后转降黏化学驱井网加密的需要,以各注入井到生产井的拟见水时间趋于一致为目标,建立了加密井井位优化方法。针对蒸汽吞吐后地层中的含水饱和度分布不均匀问题,在Buckley-Leverett方程的右端项引入了注降黏剂开始时含水饱和度的等效注入量,并考虑降黏化学驱过程中原油黏度时变特征,建立了拟见水时间计算模型,采用时间迭代求解得到拟见水时间;以各注入井到生产井的拟见水时间的方差为目标函数,建立了加密井井位优化模型,采用粒子群算法对加密井井位优化模型进行求解。通过数值模拟验证了加密井井位优化方法的准确性,该研究成果对稠油油藏转降黏化学驱合理部署井网提供了技术支撑。 相似文献
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蒸汽吞吐后转降黏化学驱加密井井位优化方法 总被引:1,自引:1,他引:0
稠油油藏在高轮次蒸汽吞吐后转入降黏化学驱是实现稳产的有效接替生产方式,根据稠油油藏蒸汽吞吐后转降黏化学驱井网加密的需要,以各注入井到生产井的拟见水时间趋于一致为目标,建立了加密井井位优化方法。针对蒸汽吞吐后地层中的含水饱和度分布不均匀问题,在Buckley-Leverett方程的右端项引入了注降黏剂开始时含水饱和度的等效注入量,并考虑降黏化学驱过程中原油黏度时变特征,建立了拟见水时间计算模型,采用时间迭代求解得到拟见水时间;以各注入井到生产井的拟见水时间的方差为目标函数,建立了加密井井位优化模型,采用粒子群算法对加密井井位优化模型进行求解。通过数值模拟验证了加密井井位优化方法的准确性,该研究成果对稠油油藏转降黏化学驱合理部署井网提供了技术支撑。 相似文献