华北中南部油田减压渣油减粘裂化工艺研究

对华北中南部油田减压渣油进行了减粘裂化试验，考察了不同温度和停留时间对减压渣油减粘裂化过程的影响，确定了适用于该原料减粘裂化的最佳反应条件为反应压力0．7MPa，停留时间20min或30min．最佳反应温度425℃；考察了SFJ一1防焦剂对该原料减粘裂化过程中生焦量的影响，认为SFJ—l防焦剂对华北中南部混合原油减压渣油具有抑制结焦、促进裂化的功能。添加100mg／kg的SFJ-1防焦剂可以使反应温度提高10℃，轻油收率增加3．28％以上，降粘率提高40％以上。     

减粘防焦剂的研究

针对胜利炼油厂减粘裂化装置因结焦而导致轻油收率低的问题，研制成功了减粘防焦剂。实验室研究表明，当加入１００μｇ／ｇ的减粘防焦剂后，可延迟其结焦起始温度，即提高１０℃以上，还可提高反应温度，达到提高装置轻油收率的目的     

减粘裂化防焦剂的工业试验及应用

针对减粘裂化装置加工减压渣油易结焦的情况，在工业装置上使用了研制的减粘裂化防焦剂SFJ－1，工业试验和两年的工业应用证明，加入100μg/g SFJ-1减粘裂化防焦剂可明显抑制结焦，并且能够促进裂解，提高轻油收率，在处理量为100t/h，加热炉出口温度由430℃提高到445℃时，轻油收率提高了4．23个百分点，每年增加经济效益约700万元。     

低硫超稠油水热裂解反应的研究

研究了反应温度、反应时间、加水量对辽河曙一区超稠油水热裂解反应的影响。结果表明，随反应温度、反应时间和添加物料中水油比的增加，水热裂解反应后油样的饱和份、芳香份的含量逐渐增大，沥青质、胶质含量逐渐减小；在反应温度为240℃、反应时间24小时、添加的水油质量比为0.5时，超稠油水热裂解反应基本完成，50℃粘度由超稠油原样的147.5Pa·s降低到115.4Pa·s，平均相对分子量由超稠油原样的674降低到550。由此可知，含硫量仅为0.45m%的辽河曙一区超稠油能够通过水热裂解反应降低其粘度，实现降粘开采。     

胜利油田研究出纳米催化剂稠油降黏技术

<正>为实现通过向油层加入适当的催化剂,提高稠油、超稠油在热采条件下的水热裂解反应程度,不可逆地降低稠油、超稠油的黏度,提高热采效果和效益,胜利油田利用纳米技术研制出具有自主知识产权的纳米催化降黏体系。在含水率不低于10%的超稠油和特稠油中加入0.5%纳米催化降黏体系,在180℃温度下,24h后超稠油的降黏率达到90.36%,特稠油的降黏率达到85.16%。     

超稠油脱水工艺试验研究

方法 采用热化学沉降脱水、掺稀释剂的脱水及电法脱水对超稠油进行脱水试验研究。目的 解决超稠沿 脱水难题,提出超稠油脱水最佳工艺参数,以满足生产需要。结果 提出超稠油热化学沉降脱水最佳参数为：破乳剂为ＲＳ－２和ＬＨ－３,用量３００－５００ｍｇ／Ｌ,脱水温度９０－９５℃,沉降时间大于９６ｈ,结论采用热化学沉降脱水方法可解决超稠油脱水难题,在上述工艺条件下,脱水后净化油含水可达到３％以下,污水含油达到２     

3—羟基丙醛加氢固定床催化剂的研究

考察了可用于3－羟基丙醛加氢的固定床催化剂，对加氢反应的压力、温度、反应体系中各组分的变化和催化剂活性稳定性等进行了研究。在一段加氢温度为30－50℃、二段加氢温度为110－130℃左右、氢气压力为6MPa、3－羟基丙醛浓度为10％－15％的条件下，催化剂的选择性达到99％以上，3－羟基丙醛加氢转化率可达到100％。在此基础上又重新研制了一种新型的催化剂，初步评价其活性提高。     

超稠油油藏CO2辅助开采作用机理实验与数值模拟研究

稠油油藏开发中采用蒸汽辅助重力泄油技术目的是通过CO_2降低稠油的粘度、减小蒸汽腔热损失,从而提高原油采收率。但由于实验环境和实验器材等条件的限制,混样桶最高耐温仅为150℃,当油藏温度高于150℃时,针对CO_2在超稠油中的溶解度以及降粘效果研究仅仅停留在理论计算的层面。针对上述问题,以新疆超稠油油田A区块为研究目标,设计了高温高压稠油混样器,通过室内实验测量在不同温度和压力下CO_2在超稠油中的溶解度以及溶解CO_2后对超稠油密度和粘度的影响。研究结果表明:当油藏温度为200℃时,CO_2在超稠油中的溶解度较低,此时超稠油的粘度和相对密度基本不随压力的变化而变化;饱和CO_2后超稠油的密度和粘度与脱气原油相比有大幅度地降低。利用CMG软件对CO_2的溶解性和稠油的开采效果进行了数值模拟,稠油油藏采收率有显著提高,说明在油藏温度为200℃的条件下,可以实现对超稠油油藏较为理想的开采。     

超稠油脱水工艺技术的现场应用

以室内试验数据为依据，对曙一区超稠油在热电厂及集中处理站进行了热化学沉降脱水的现场就用试验。现场试验结果表明，超稠油含水１８％￣４０％，加入ＬＨ－３破乳剂５００￣７００ｍｇ／Ｌ，脱水温度为８４￣９０℃，沉降时间大于９６ｈ，可使净化油含水达到３％以下，满足了生产的要求。     

超稠油原位催化改质提高采收率实验

针对蒸汽吞吐、蒸汽驱的低渗透区超稠油流动阻力大、开采困难等问题,提出低渗透区超稠油原位催化改质降黏技术。采用反应釜法和物模实验法,筛选高效原位改质催化剂,研究催化剂的注入方式,并筛选5种催化剂及其改质条件。研究表明:以有机锌为催化剂,催化剂用量为0.1%、稠油含水率为50%时,超稠油具有较好的改质降黏效果;物模实验法原位催化改质降黏效果优于反应釜法,稠油含水率为50%、催化剂用量为0.1%、反应温度为240 ℃、填砂管回压为8~10 MPa和反应时间为24 h条件下,稠油黏度由145 000 mPa·s降至54 260 mPa·s,降黏率达62.58%;物模实验法改质油的密度和酸值下降,重组分(胶质和沥青质)含量减少10.85%,300、500 ℃前馏分分别提高了6.75%、17.29%。在240 ℃、10 MPa条件下,采用自制生物质基调剖剂封堵优势渗流通道,将催化剂注入低渗填砂管后水驱,改质稠油黏度降至68 450 mPa·s,降黏率达52.79%,流动阻力减少19.74%,采出率达到95.22%,稠油综合采出率由46.94%增至85.13%。该方法为超稠油蒸汽吞吐、蒸汽驱低渗透区域的稠油进行原位催化改质降黏提高采收率提供了借鉴。     

冷家堡油田冷37块超稠油热采工艺技术

针对辽河油区冷家堡油田深层超稠油特点，提出应用注化学添加剂辅助蒸汽吞吐热力采油方案，优化设计注汽、采油工艺，形成配套稠油开采技术，并在冷３７－４０－１８井进行矿场试验，成功地把超稠油采到地面，日产油２０～４０ｔ，为开采超稠油提供了技术和经验。     

有机酸盐与甲苯协同作用超稠油催化降粘研究

研究了自行合成的有机酸盐催化剂与甲苯复配对河南油田超稠油协同催化降粘作用,结果表明,在反应温度为240℃,反应时间为24 h,加水量为30%,催化剂及甲苯加入量分别为0.35%(w)和0.4%(w)时,降粘率达93.8%.利用红外光谱、气相色谱、元素分析仪等对稠油反应前后的物理和化学性质进行了分析,发现胶质、沥青质、硫质量分数降低,氢碳原子比提高,超稠油品质得到一定程度的改善.     

整体烧结金属纤维筛管-Ⅲ型防砂技术研究及其在超稠油油藏开采中的应用

针对超稠油区块油藏持性，通过一系列防砂技术先导实验，开发研制了整体烧结金属纤维筛管－Ⅲ型防砂技术，该筛管防砂效果明显，且不影响渗流能力，可提高超稠油油田开发效果。     

纳米铜催化裂解超稠油改质降黏实验研究

以纳米铜和供氢剂为主要裂解剂,对辽河油田超稠油开展催化裂解改质降黏实验,在纳米铜质量分数为0.05％、供氢剂质量分数为0.1％、反应温度为180～270℃的条件下反应24 h,超稠油的黏度(50℃)从1.55×105 mPa·s降为2122～6684 mPa·s,降黏率达到95.69％～98.63％.原油的族组分分析表...     

浅层特超稠油油藏氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率研究与应用

新疆浅层特超稠油油藏由于原油粘度高，埋藏浅，地层温度低，天然能量不足，油藏流体不具备流动性；注蒸汽热采，随吞吐轮次增加，递减加大，采油速度降低，存水率升高，油汽比下降，效果变差，开采难度加大。为提高特超稠油开发效果，在普通稠油油藏注氮气辅助吞吐取得了很好效果的基础上，通过对特超稠油注氮气作用机理研究、物理模拟研究、注蒸汽加氮气吞吐数值模拟研究，确定油藏物性界限条件、氮气注入方式及合理的注采参数与时机。进行特超稠油注氮气提高开发效果试验取得成功，并首次大规模工业化注氮应用于新疆九7＋8区齐古组浅层特超稠油油藏开发，效果显著。为改善特超稠油开采效果，提高吞吐阶段采收率，减缓特超稠油产量递减提供一条有效途径。     

超稠油掺稀释剂脱水试验研究

方法根据辽河油区曙光油田曙一区超稠油密度大、粘度高、油水密度差小，胶质、沥青质含量高的特点，采用超稠油掺不同比例稀释剂进行不同条件下热化学沉降脱水。目的选择适合于超稠油脱水的工艺条件，解决超稠油脱水的难题。结果超稠油掺入一定比例（8：2，7：3）的稀释剂，加入一定量的（200～300mg／L）破乳剂LH－2或RS－2，在沉降12h和8h时，超稠油脱水可达到油净水清。结论曙一区超稠油掺不同比例的稀释剂进行脱水，能够满足脱水生产的需要。     

单六东深层超稠油油藏蒸汽驱先导试验

"十五"以来,胜利滨南采油厂成功实现了原油粘度5×10~4～10×10~4mPa·s深层疏松砂岩敏感性超稠油油藏的工业化开采,形成35×10~4t年产能力。为探索超稠油油藏蒸汽吞吐开采后运用蒸汽驱提高原油采收率的可行性,在对超稠油不同汽驱方式数值模拟的基础上,优选出了开采方案,并开展了超稠油油藏蒸汽驱先导试验。2个井组的矿场先导试验表明,蒸汽驱有利于提高超稠油油藏采注比、蒸汽波及系数和驱油效率,有利于提高超稠油阶段采出程度,提高蒸汽热利用率,改善开发效果。     

风城超稠油减黏工艺研究

在实验室内,通过对克拉玛依风城超稠油进行减黏中试试验,考察不同减黏工艺条件对风城超稠油性质及产物分布的影响。结果表明:减黏工艺可以显著降低超稠油黏度,可满足油田管输的要求;减黏后超稠油小于450℃馏分收率较超稠油增加了21.06个百分点,大于520℃减压渣油收率减少了19.53个百分点,减黏工艺可以显著提高风城超稠油拔出率。     

胜利郑411区块超稠油单相渗流特征试验研究

郑411区块沙3段超稠油性质复杂、开采难度大。为了提高沙3段的采收率,研究了其超稠油渗流特征与常规稠油的差别。采用旋转黏度计和原油渗流流变特性测试装置,测定并分析不同温度下超稠油的流变特征,得出郑411区块超稠油牛顿流体与非牛顿流体转化的临界温度为104 ℃。利用室内试验装置,模拟单相渗流过程,研究了不同温度下超稠油的渗流特征,计算了不同温度下的启动压力梯度。结果表明:超稠油在低于临界温度下表现为非达西渗流特征,分为3个渗流阶段,不同阶段有不同的压力梯度特征和渗流特征;在高于临界温度时表现为达西渗流特征。      

高温微生物提高采收率实验研究

进行了三组混合微生物提高原油采收率的室内实验。研究表明，微生物能在110℃、30MPa的条件下存活，并能以原油为碳源进行生长繁殖，降解原油、产生酸、表面活性剂等，使原油中C19以上重组分含量降低10％－40％，原油粘度降低10％－50％，凝固点下降7℃；高温微生物可提高采收率4．1％－12．7％。