挥发油藏脱气机理研究

挥发油藏开采过程中,当地层压力下降至饱和压力以下一段时间内,出现"气油比不升反降"的脱气特征对挥发油藏脱气规律进行总结:当地层压力低于饱和压力的一段时间内,由于含气饱和度小于临界含气饱和度,气相以分散气泡形式存在,液相溶解气含量逐渐下降,导致生产气油比下降;随着地层压力继续下降,当含气饱和度大于临界含气饱和度时,形成连续气相,气油比升快速高,产油量快速下降。     

利用地形高差回收高压水洗的能量

我厂变换气CO_2净化采用12～14公斤/厘米~2高压水洗流程。水泵供水压力约16公斤/厘米~2,高压水在塔内吸收CO_2后流至塔底部,其压力与塔进气压力一样高。溶解了CO_2的高压水经节流伐减压后排放到塔外,去脱气塔于常压下解吸脱气。然后再返回高压水泵循环使用。高压水泵入口为常压。高     

有机硅消泡剂的协同脱水研究与应用

针对渤海某油田原油黏度和含气量高、原油系统停留时间短、脱气脱水效果差的问题,通过室内脱水实验研究了溶解气对原油脱水效果的影响,考察了自制有机硅消泡剂的消泡性能及其与破乳剂的协同脱水效果。结果表明,溶解气析出形成气泡阻碍了原油脱水,投加消泡剂能够快速消除原油中的气泡,进而提升破乳剂的脱水效果。现场实验结果显示,在二级分离器入口加注20 mg/L该消泡剂后,二级分离器油室液位大幅降低,系统各级设备出口原油含水量均下降,外输原油中水的体积分数从2%降至0. 8%,达到现场原油外输标准。     

浅析气体对电泵井产生欠载原因及处理

随着油田不断开采,油井现已进入高含水期,井底流动压力大幅下降,导至原油在地层内就开始脱气。在应用潜油电泵采油时,泵的叶轮在工作状态下上下产生压头,在负压区同样会产生大量的析出气体。这样由于井底含气量比较大导致电泵井的频繁欠载,缩短潜油电泵井的寿命。气影响电泵井一直是现场管理的一大难题。     

旋流脱气除砂试验装置在油田的应用

随着油田开发,油层胶结疏松、生产压差等因素导致地层出砂,地层压力下降导致溶解气析出。采出液大量含砂含气会对油气集输系统平稳生产造成影响,为此开展旋流脱气除砂一体化技术研究应用。本文应用处理能力500m3/d的旋流脱气除砂装置在油气集输系统开展现场试验,界定了装置的压力损失,摸索出最佳工艺参数。该装置在脱气同时可脱除不同粒径范围的砂子,具有除砂效率高、节气的特点,对于提高地面系统运行效率,降低生产成本,改善水质,提供新的技术指导。     

CH4在原油体系中溶解规律及影响机理

为了研究甲烷（CH₄）在原油体系中的溶解过程,本文采用CH₄溶解度测试和分子模拟相结合的方式,系统研究了不同温度、压力条件下CH₄在原油体系中的溶解行为。以正庚烷为基础油,蜡、胶质、沥青质含量为影响因素,按照L₁₆(4³)正交表构建相应的原油体系,并构建胜利原油和南阳原油两种特定比例的原油体系,共18种原油体系。利用分子动力学方法模拟了CH₄分子在不同原油体系中的溶解过程,并利用试验结果验证了模拟的可靠性。结果表明：在泡点压力范围内,随着溶气压力的增加,CH₄溶解量逐渐增大,但其溶解位置可能发生变化;当溶气压力较低时,CH₄分子较为分散地分布在原油体系中,随着CH₄溶解量的增多,部分CH₄分子会发生聚集;CH₄在原油体系中的溶解为物理溶解过程,且CH₄溶解过程中范德华力为主要的力学作用方式;原油体系自由体积分数越大,能够为CH₄提供的溶解空间越大;原油大分子对CH₄溶解量影响程度依次为：蜡<胶质<沥青质,且原油大分子未改变CH₄溶解的力学作用方式,并通过力学模型揭示了相互作用能与原油体系体积变化量的线性关系,促进对CH₄在原油体系中溶解的分子级理解。     

雁木西区块自喷流压下限时地层压力保持水平研究

利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了雁木西不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限。分析了地层压力、气油比以及温度对原油粘度的的影响；分析了储层中油气水三相渗流时的渗流阻力，研究表明地层压力应保持在饱和压力以上，防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加，防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大，避免高气油比对油井生产的影响；地层压力保持越高，油相流动能力越强，采油指数值越大，采油井生产能力越强。结合渗流阻力分析所得结论、采液、采油指数变化规律、生产压差对脱气半径的影响以及保证采油井自喷产液量达到10方／天，确定了雁木西不同油气比下不同含水阶段保持油井自喷所需保持的地层压力水平，并计算了目前条件下要使采油井重新自喷并达到经济产量不同注采比下的恢复年限。     

轻组分对原油凝点、粘度的影响

未经过原油稳定处理的乍得原油、苏丹原油含有大量的轻组分，两种原油密封测量的凝点比常规测量的分别低2.5℃，1℃；在密封测量的初始温度以下1℃处，密封测量的粘度比常规测量的大；随着温度的降低，常规测量的粘度比密封测量的大，温度越低两者之间的差值越大。在28℃,51/s的条件下，苏丹原油密封测量与常规测量相比粘度减小47.71﹪；在26℃,51/s的条件下，乍得原油的减小64.93﹪     

溶CO2原油乳状液稳定性及界面特性研究

以原油W/O型乳状液为研究对象,利用高压乳状液分水率测定装置、高压流变仪、界面流变仪、显微镜,测试体系分水率随压力(0.5MPa～2.5MPa)的变化、溶气原油乳状液的粘温特性关系、油水界面张力及弹性模量变化、乳状液体系微观形貌,实验结果表明,影响原油乳状液体系破乳效率的主要因素在于油水界面膜强度,体系在溶气状态下较为稳定,不易在热沉降过程中脱出游离水相,其脱出的高含水乳状液相随压力的升高而减少,在较高含水率(40%)时溶CO_2原油乳状液不存在牛顿流体温度区,体相粘度随着温度、压力的上升而降低,初始时界面张力随着压力的升高而增大,稳定后不同压力下的界面张力值相同,界面弹性模量有随压力的升高而增大的趋势。     

一株高温解烃产黏菌的特性及其调剖驱油效果

从油田地层水中分离出一株能在高温下降解烷烃并产胞外多糖的细菌 DM-1,初步鉴定为芽孢杆菌(Bacillus sp.)。该菌能在55℃高温缺氧条件下乳化并降解原油。在以原油为碳源的培养基中55℃培养5 d,经红外分光测油仪测定,对原油的降解率达到61.51％。 在高温和特定营养条件下,菌株DM-1可产生胞外多糖,经高压液相色谱分析,其组成糖为甘露糖（91.87%）、葡萄糖（7.95%）和半乳糖（0.18%）。对该菌产多糖的最适碳源和温度进行了优化,多糖产量可达1.7 g·L^-1。同时进行了岩心调剖和驱油物理模拟实验,结果表明,利用该菌株产生的胞外多糖能够将岩心注入压力由0.01 MPa增加到0.40 MPa,渗透率从3.856 μm²降至 1.589 μm²,在驱油模拟实验中岩心后续水驱采收率为3.9%。利用环境扫描电镜观察了模拟岩心中该菌株的封堵效果。菌株DM-1在微生物采油中具有很好的应用前景。     

A油田油井结蜡机理及清防蜡对策研究

针对A油田油井全井段结蜡的特殊性,从影响结蜡的主要因素入手,分析了原油组分、原油含蜡量,蜡样成分;同时考虑压力与气油比对析蜡温度的影响,采用高温高压釜与石蜡沉积激光检测仪分析了不同压力、不同气油比下析蜡点,掌握了A油田全井段结蜡的主要原因,得出了原油析出蜡主要以微晶蜡为主,而且熔点较高,不宜采用热洗方法清蜡。针对这一点,现场开展了防蜡防垢降粘增油器、声波防蜡器、空化防蜡器三种防蜡工艺对比试验;室内评价了长庆油田目前在用的五种清蜡剂对A油田的适应性。优选出适合A油田的防蜡工具和化学清蜡剂,对该油田清防蜡工作的开展有一定的技术指导意义。     

水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究

在注水保持压力开采的条件下,生产气油比是应当是恒定不变的。但是以S-BEI油田为例,随着油田的开发进入中后期,生产气油比呈突然升高的趋势。针对这一异常现象,首先从理论上分析了生产气油比的影响因素,包括井网密度、井底流压以及饱和压力。从这三个角度出发,进行了数值模拟研究,研究结果表明,在含水率一定并且其它因素保持不变时,生产气油比随着井距的增大而降低。在含水率为97%时,井距为125 m时的生产气油比为50.96 sm~3/sm~3,而在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm~3/sm~3。含水率一定并且其它因素保持不变时,生产气油比随着井底流压的升高而降低,在含水率为93%时,井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40sm~3/sm~3,而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.19 m3/sm~3。在含水率一定并且其他因素保持不变时,生产气油比随着饱和压力的升高而升高,在含水率为97%时,饱和压力为7.5 MPa时的生产气油比为45.50 m3/sm~3,而在饱和压力为11.0 MPa时的生产气油比升高至57.98 sm~3/sm~3。但是前期含水率不高时,这三个因素影响并不明显,随着含水率的升高,气油比的变化比较明显。     

焦化柴油与轻蜡调和油中压加氢工艺生产的探索

选用焦化柴油：常四线不同配比的原料油,3936/3905催化剂,在温度、压力、空速、油气比不同工艺条件下进行考察实验,探索焦化柴油与轻蜡调和油中压加氢工艺生产方案。     

注入水对地层油高压物性影响实验研究

为揭示注入水对地层油高压物性的影响规律,采用从油田获取的油、气、水样品,开展了不同含水百分比条件下地层流体高压物性模拟实验。结果表明:随着水或聚合物溶液的注入,模拟地层油的饱和压力和溶解气油比都降低,且降低的幅度随含水百分比的增大而增大。当含水百分比为80%时,注水使模拟地层油的饱和压力降低10.33%、溶解气油比减小16.00%,注聚合物溶液使模拟地层油的饱和压力降低8.75%、溶解气油比减小12.93%。不同含水百分比条件下,注水时气水比平均值为2.09 cm3/g,注聚时气水比平均值为2.01 cm3/g。注入水进入油藏与地层油充分接触后会从油相夺取部分气体成为含气水。     

Deep desulfurization of full range and low boiling diesel streams from Kuwait Lower Fars heavy crude

Information on feed quality and, in particular, various types of sulfur compounds present in the diesel (gas oil) fractions produced form different crudes and their HDS reactivities under different operating conditions are of a great value for the optimization and economics of the deep HDS process. This paper deals with deep desulfurization of gas oils obtained from a new heavy Kuwaiti crude, namely, Lower Fars (LF) which will be processed in the future at Kuwaiti refineries. Comparative studies were carried out to examine the extent of deep HDS, and the quality of diesel product using two gas oil feeds with different boiling ranges. The results revealed that the full range diesel feed stream produced from the LF crude was very difficult to desulfurize due to its low quality caused by high aromatics content (low feed saturation) together with the presence of high concentrations of organic nitrogen compounds and sterically hindered alkyl DBTs. The low-boiling range gas oil showed better desulfurization compared with the full range gas oil, however, deep desulfurization to 50 ppm sulfur was not achieved even at a temperature as high as 380 °C for both feeds. The desulfurized diesel product from the low-boiling gas-oil feed was better in quality with respect to the S, N and PNA contents and cetane index than the full-range gas-oil feed.     

水/油两相萃取系统下利用O2光化学氧化噻吩

引言 汽油或柴油中的含硫化合物如硫醇、硫醚、噻吩、苯并噻吩(BT)和二苯噻吩(BT)燃烧后产生SOX,是酸雨和空气污染的主要来源,并可导致人产生呼吸道疾.     

稠油密闭闪蒸汽与伴生气冷却技术研究

新疆油田公司稠油常规开发共建成原油接转站100多座,集输工艺流程均为开式,站内设置有2×100 m3的常压开口原油缓冲罐。由于来液为蒸汽吞吐法的采出液,温度、压力较高,缓冲罐每天都有大量的水蒸汽和伴生气直接排入大气,同时伴生气中含有硫化氢及非甲烷总烃。这样,油区到处都能看到大罐上部冒着白雾,造成污染环境和能源浪费。针对上述问题,进行对比试验研究,最终确定热管空冷器与射流泵一体化装置成功的解决了这一技术难题。     

预测复杂高沸点重质油馏分平均沸点的基团贡献法

采用超临界流体萃取分馏技术,在较低温度下(<250℃)将重质油分离成多个窄馏分,结合物性及¹H-NMR、¹³C-NMR分析确定其化学结构,构建重质油馏分的等价分子模型,并采用高温模拟蒸馏测定馏分的平均沸点至950K.以Rarey提出的预测纯化合物的基团贡献沸点新方法为基础,依据重质油馏分结构参数确定了12种基团类型,原模型基团贡献值保持不变.用原模型预测俄罗斯渣油馏分沸点,与C₅₀以下的馏分沸点实验值有较好的一致性,但对更重馏分误差大.对原模型沸点与总原子数的变化关系进行了修正,修正模型对两种不同基属原油的常压渣油和减压渣油馏分的沸点预测与实验值的平均误差为1.4%,同时能较准确估算高沸点正构烷烃的沸点,进一步验证了重质油馏分结构模型的合理性.结合改进的基团贡献法和超临界流体萃取分馏技术,可将重质油沸点预测延伸到1050K,碳原子数范围扩展到100个碳原子,为重质油馏分沸点估算提供了一种新的方法.     

加压条件下卧式搅拌釜的气液传质特性

本文选用O_2-KCl水溶液体系,采用动态物理吸收法对卧式搅拌釜加压条件下的气液传质容易系数进行了测定.釜液中的氧浓度变化由氧电极跟踪测定.通过改变气相压力、搅拌转速和液含率,分别考察了这些因素对卧式搅拌釜气液传质特性的影响.结果表明,高压下的液相传质容量系数有所提高.与常压相比,在液含率为0.5、桨径比为0.8、采用六叶平直透平桨叶搅拌的条件下,若压力升到36atm(1atm=101.325kPa),k_La将增加20%左右.