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《大庆石油地质与开发》2005,24(4):83-83
近日,一种油、气、水、砂高效四相分离的设备,在河南油田设计院研制成功,现场试用后效果良好。由于河南油田稠油区块具有浅、薄、散和小等特点,采出液物性较差,胶质沥青质含量高、密度高、黏度大,携砂量大,脱水一直非常困难,特别是携砂量大,容易造成设备堵塞。以往的地面集输处理工艺采用多段流程,首先大罐沉降除去部分油砂,然后再掺稀油多段脱水。这种工艺存在系统运行能耗大、效率低、集输系统不密闭、设备运行不平稳、油气损耗大等问题。 相似文献
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吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,原油处理采用“两段热化学大罐沉降”工艺,存在处理工艺不密闭、处理流程长,油气损耗大的问题。吉祥联合站原油处理系统额定功率10 000 kW,油气损耗率达0.02%,年耗损油气约900 t。为优化简化原油处理工艺,减小油气损耗,实现密闭处理和在线动态交油,进行了联合站原油电脱密闭处理现场试验。油水界面调节技术和竖挂极板组合电场脱水技术的成功应用,确定了吉7稠油电脱处理最佳时间为1.6 h,电脱水处理可将脱水温度由85℃降低到75℃,破乳剂投加量由240 mg/L优化到160 mg/L,年节约药剂成本46万元。电脱橇处理后原油含水率可稳定控制在2%以内。吉7电脱处理工艺为同类型稠油短流程密闭处理提供了技术支撑,为降低稠油脱水处理能耗和成本,减小VOCs排放提供了技术思路。 相似文献
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目前低渗透油田的开发难度越来越大,新区块单井控制储量低、渗透率低,单井产量低,递减速度快。为了减少工程投资,降低吨油成本,需要在地面建设中对油气集输系统进行优化设计。以大庆外围油田为例,针对低渗透油田的特点,初步确定了单管电热油气混输流程与单管环状掺水油气分输流程两种工艺方案,并分别确定每种方案的设计参数和工艺流程。在此基础上对两种方案的一次性投资、运行费用和土地费用等进行了综合技术经济对比,最终确定单管电热油气混输流程为最优方案。 相似文献
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路宏 《中国海上油气(工程)》1999,(2)
降低投资,节能降耗是海上油田开发的首要任务。对于油气集输工艺而言,必须通过改进工艺,采用先进的技术以达到简化流程、减少处理设施、提高设备的利用率、降低能耗的目的,本文引入目前国内及国外油田正在采用以及处于试验推广阶段的一些稠油处理新工艺新技术,通过实地调研,分析其优势及存在的问题,阐述在海上稠油处理方面应用的可行性及发展前景。 相似文献
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本文针对 G 油田高含水期是稠油开采的主要阶段,并随含水上升油井出砂严重的特点,着重阐述了油井含水上升对稠油集输工艺的影响:掺水量、掺水比和掺水井数逐渐减少;不加热输送的稠油井越来越多;脱水站耗能高、损耗大、出砂严重、对设备危害大等。并提出早期井下防砂,采用二级稠油集输、高温脱水工艺,罐、脱水器需设清砂设施定期清砂和研制试验油气水砂四相分离器等相应措施。 相似文献
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降低投资,节能降耗是海上油田开发的首要任务。对于油气集输工艺而言必须通过改进工艺,采用先进的技术以达到简化流程,减少处理设施、提高设备的利用率,降低能耗的目的,本文引入目前国内及国外油田正在采用以及处于试验推广阶段的一些稠油处理新工艺新技术,通过实地调研,分析其优势及存在的问题,阐述在海上稠油处理方面应用的可行性及发展前景。 相似文献
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方法 针对杜 84块既无套管气又无外供天然气的情况 ,借鉴杜 32块地面导热油油循环伴热工艺 ,进行燃煤介质炉地面伴热工艺试验研究。目的 解决曙一区超稠油区块开发前期采用电加热方法进行地面原油加热保温吨油成本高、技术难度大的问题。结果 该技术在杜 84块 42 #平台试验成功后 ,在杜 32块新井平台和杜 84块平台进行了推广应用 ,截止 2 0 0 0年 5月 ,已推广使用 5 5个平台 ,吨油成本下降了 15 .5元。结论 该技术加热效果和效率已受到 1999年两次寒流的考验 ,生产运行状况良好 ,具有推广应用价值。 相似文献
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利用水平井技术提高欢西油田稠油储量动用程度研究 总被引:1,自引:1,他引:0
欢西油田薄层稠油估算地质储量为800×104t,占稠油总储量的6.6%,主要分布在锦91、锦90边部、锦16块于楼南部、锦25块西北部、千12块兴隆台油层南部、锦17、锦612等区块。由于油质稠、油层薄或受边底水的影响,无法利用直井技术实现经济有效开发。2007年以来,通过加大水平井技术研究和推广力度,有效解决了利用直井开发薄层稠油时出现的各种难题,成为开发薄层稠油的一项主要技术。通过现场实施取得了显著效果,对同类油藏的开发具有一定的借鉴意义。 相似文献
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为改善X油田F区块油藏开发效果,采用物理模拟与数值模拟相结合的方法论证了烟道气SAGD(辅助重力泄油)的可行性并优化了注采参数。溶解特性实验结果表明,烟道气在F区块超稠油中具有降低表面张力和溶解降黏的作用,压力和温度越高,烟道气与超稠油的界面张力越低;烟道气在超稠油中的降黏率随溶解度的增加而升高,随着温度的上升而下降。三维物理模拟实验表明,烟道气SAGD可以减少蒸汽热损失,促进蒸汽腔发育,提高SAGD累计产油量和累计油汽比,能达到最佳的开发效果。 相似文献
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针对辽河油田锦91区块超稠油火驱过程所形成的氧化炭和裂解炭的基本性质和火驱燃烧特征认识不清的问题,利用高温高压反应釜装置开展超稠油低温氧化和裂解实验,并采用气相色谱仪、场发射扫描电镜、能量色散X-射线光谱仪和热重分析仪分析产出气组成、焦炭的微观形貌、元素含量和热重损失,并运用等转化率法(Friedman和OFW)求解焦炭燃烧活化能。结果表明:经历250℃低温氧化后,超稠油部分转化为氧化炭;经历400℃裂解后,超稠油转化为裂解炭和改质油。氧化炭中氧和硫元素的相对含量明显高于裂解炭。氧化炭表面呈粒度大小不一的焦炭微粒相互融并的微观形貌,且随着温度升高,氧化炭的多孔结构愈发明显;裂解炭呈不规则的块状微观形貌,且随着温度升高,裂解炭表面出现很多凸起状颗粒。氧化炭的生成有助于建立燃烧前缘;裂解炭的燃烧活化能更低,有助于维持燃烧前缘稳定推进。该研究对超稠油火驱开发具有一定的理论指导意义。 相似文献
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局部网格加密数模技术研究剩余油分布 总被引:1,自引:0,他引:1
针对稠油藏热采开的特点,采用在吞吐井周围进行局部加密的方法,既兼顾稠油油藏热采特点,保证了拟合计算的合理性,又减少网格节点数,节省计算时间,从而实现了锦90块兴I组油层全块的模拟,从宏观上和整体上查明了锦90块兴I组油的目前油层动用状况和剩余油分布规律,对该块下步开发工作具指标意义。 相似文献
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酸化液配伍性评价研究 总被引:2,自引:0,他引:2
为评价区块储层自身的敏感性及酸化液对储层的损害程度,通过对区块储层地质资料进行分析,利用室内酸化液配伍性评价手段,结合使用X-衍射、扫描电镜、多功能显微镜等分析仪器,从2区块储层地质特征入手,进行了室内配伍性评价试验.试验结果表明,锦607块是一个速敏、酸敏程度均较弱的储层,锦99块是一个速敏较弱、酸敏程度中等偏弱的储层;土酸可以在锦607块兴隆台油层使用,15%盐酸在锦607块于楼油层使用效果较好,10%和15%盐酸在锦99块酸化效果也较好,但由于其储层黏土矿物总量高,水敏性强,酸化前应在前置液中加入黏土稳定剂,抑制黏土膨胀. 相似文献
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气顶稠油油藏中稠油和天然气的流动性能相差悬殊,在采油过程中不可避免地会发生油井气窜。由于气窜气量难以准确劈分,目前国内该类油藏气采收率大多以类比法确定,其结果误差相对较大。该文通过对高3块油井气窜气量的准确劈分,把气顶稠油油藏中天然气分解为气顶和稠油溶解气两部分研究。并通过总结在开发过程中气顶总压降与累积产气量关系,得出了高3块稠油气顶气藏的开采特征类似弹性定容气驱气藏的结论,进而应用压降法、物质平衡法、产量统计规律法分别对高3块气顶气和稠油溶解气采收率进行了计算。经多种方法验证,结果较为准确。为今后制定开发技术政策提供了依据。 相似文献
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Multi-component thermal fluids stimulation is a feasible way to recover offshore heavy oil reservoir. As a new technology, its mechanism of enhanced oil recovery should be understood through systematic simulation experiments and quantitative analysis. Laboratory experiments were carried out to investigate the effects of temperature, natural gas, and various gases (N2, CO2, or N2+CO2) on the viscosity of heavy oil from Nanbao block of Bohai offshore oilfield. The results show that in the range of 56°C (reservoir temperature) to 120°C, natural gas saturated and degassed oils are all very sensitive to temperature, and the viscosity is reduced by more than 90% when heated to 120°C; under lower temperature condition, injection of 5MPa N2, N2+CO2, or CO2 can significantly reduce the viscosity of natural gas saturated heavy oil, with a viscosity reduction ratio of about 20%, 50%, and 80%, respectively, at 56°C. Therefore, heavy oil production by viscosity reduction can be achieved by raising temperature or through gas injection. Taking into account the equipment, heat loss, and cost of steam injection, the technology of moderate heating, auxiliary gas injection is very promising for the recovery of Nanbao heavy oil. 相似文献