就地生成CO2吞吐开采高凝油室内实验研究

以曹台潜山高凝油为实验介质,利用就地生成CO2技术,通过室内实验研究了CO2吞吐对于高凝油开采的有效程度.实验结果表明:CO2吞吐可以有效地提高高凝油的驱油效率.CO2溶解在高凝油中,可以降低高凝油的粘度、凝固点,改善高凝油的流动特性,在地层中形成溶解气驱,增加地层能量,同时可以降低注水压力,改善吸水剖面.就地生成CO2可以解决包括油气区天然CO2气源的短缺问题,大量CO2气体的运输、储存问题,大量注气带来的环境问题以及CO2注气利用率低和工艺成本费用高的问题等.该研究可以为高凝油藏提高采收率试验提供参考.     

一种新型稠油、高凝油开采工艺--磁降凝降粘技术

针对以往稠油、高凝油区块开采工艺技术的不足，研究了磁降凝、降粘技术。其原理是利用稀土永久磁铁产生磁场，使原油经过特定的磁场处理后，其粘度和凝固点在一定时间内发生变化，粘度下降30％—50％，凝固点下降6—22℃。磁降凝、降粘技术配合热水循环工艺使一些难以开采的油井正常生产，从而提高油井的产量和采收率。     

潍北油田高凝油流变性研究

针对潍北油田高凝油井因原油凝固、井筒结蜡等导致的抽油杆卡死、断脱、油井停产等不能正常生产的现象,通过气相、液相色谱分析了潍北油田4组油样的组成,运用液体流变性测量仪研究了其粘温特征、流变特性,利用原油凝固点测定仪测定了其在不同含水(乳化水)率下的凝固点,进而对4组油样的流变模式进行了分析研究.通过分析实验数据和流变模式发现,4组油样的碳数最大值均出现在C25附近,平均碳数为22左右,其含蜡量高达28.83%～30.06%,胶质含量为4%左右,沥青质含量约为1%,凝固点高达31～39.5 ℃;高凝油对温度十分敏感,其粘温关系呈三折线式;高凝油的凝固点随含水率的增加先增大后减小,在含水率为70%左右出现峰值;在高凝油的凝固点附近剪切时,高凝油的粘度大幅降低,高凝油温度低于凝固点时,4组油样均为非牛顿流体,具有剪切稀释性.采取井筒加热、原油破乳、螺杆泵实时高速剪切等措施,可以有效改善高凝油的开采效果.     

蒸汽-二氧化碳-助剂吞吐开采技术研究

针对辽河油田杜84块生产中出现的问题而进行了二氧化碳吞吐开采,总结出蒸汽-二氧化碳-助剂辅助吞吐开采稠油工艺的技术机理.利用经验方法确定了二氧化碳吞吐开采稠油的热力学物性特征,包括溶解度和粘度.采用数值模拟方法比较了二氧化碳吞吐与常规蒸汽吞吐采油速度和采收率的差别.结合杜84块油藏的实际情况,对二氧化碳吞吐参数进行了研究,确定了适宜的注汽压力、注汽量和施工工艺.最后对施工效果的统计和分析表明,蒸汽-二氧化碳-助剂吞吐工艺可加快采油速度,是开采稠油、超稠油的经济、有效的工艺技术.     

稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO2吞吐开采研究

利用物理模拟技术,对蒸汽吞吐后期的稠油油藏转注CO₂吞吐技术以改善其开采效果的机理进行了研究,结果表明,蒸汽吞吐后期油藏转注CO₂吞吐开采:1增加了弹性驱能量;2CO₂溶解于稠油中,使原油粘度降低;3乳化液破乳:高轮次吞吐使原油物性变差,粘度大幅度增高;而CO₂溶解于稠油和水中降低了油水界面张力,使原油粘度大幅度下降;4油水相对渗透率曲线特征得到改善,残余油饱和度降低.实验研究及现场试验结果表明,稠油油藏蒸汽吞吐后期转注CO₂吞吐开采在技术上和经济上都是可行的.该技术改善了稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果.     

高凝油藏注CO2开采方式优选室内实验研究

高凝油具有高凝固点和高含蜡的特点,若开发方式不当,极易发生储层伤害,降低采收率.为针对研究区块确定合理的开采方式,进行了连续注CO2驱、水气交替注入、CO2吞吐等实验研究,结果表明对于该油藏条件,CO2吞吐的驱油效率可达到甚至超过水气交替注入.为进一步研究驱替机理并证明宏观实验的结论,进行了微观可视驱油实验,研究发现随着压力增加,CO2对原油性质的改变以及良好的储层物性是驱油效率明显增加的主要原因.结合该油田的实际条件和注CO2吞吐经济高效的特点,研究认为注CO2适合于该高凝油藏的开发.     

稠油油藏注天然气吞吐研究

鲁克沁稠油,资源丰富,具有"四高一中"的特点:高密度、高粘度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量。然而,由于粘度高,密度大,开采过程中,流动阻力大,增加开采难度,因此,稠油开采技术不同于稀油开采。稠油开采技术主要包括泵上掺稀、蒸汽吞吐、火烧油层、天然气吞吐、氮气吞吐等。天然气,是储藏在地层中由烃类气体与少量非烃类气体组合而成的一种可燃性混合气体。实践研究表明,天然气吞吐主要是通过溶解降粘,膨胀增压,产生泡沫油来提高稠油单井产量。在适当压力作用下,天然气多次接触原油,可达到动态混相效果,溶解天然气后,原油粘度大幅降低,随着压力上升,天然气溶解量上升,粘度逐渐下降,最高可降低1-2个数量级;溶解天然气后,原油体积膨胀增压,增加体积膨胀系数;溶解天然气后的原油,在压力由高降低的过程中,非平衡态泡点压力低,即在未达到平衡时,泡点压力下降使气体滞留在油中,形成泡沫油。本文将以实际案例为依据,研究稠油油藏注天然气吞吐机理,为相关人士提供参考。     

高凝油及其开采技术

高凝油即高含蜡、高凝固点原油，在我国辽河沈阳油田、河南魏岗油田、大港枣园油田等地都有分布。而沈阳油田具有丰富的高凝油储量，是我国目前最大的高凝油生产基地，在探明的含油面积103．7km^2。     

辽河高凝油微生物采油菌剂研究及应用评价

针对高凝油含蜡高、凝固点高、流动性差及开采难度大的问题,选用铜绿假单胞菌配合嗜热脂肪地芽孢杆菌和嗜热脱氮地芽孢杆菌,采用四组分分析法和饱和烃气相色谱法等方法开展了微生物提高高凝油采收率菌剂研究和应用评价。结果表明:菌种对原油四组分存在选择性降解,降解率为23.0%~42.3%,同时菌种可以将高凝油中长碳链饱和烃降解为短碳链烃类,w(nC_(21))/w(nC_(22))值和w(nC_(21)+nC_(22))/w(nC_(28)+nC_(29))值增大0.33~0.57;铜绿假单胞菌发酵液表面张力从72.21 mN/m降低至26.81 mN/m;嗜热脂肪地芽孢杆菌与嗜热脱氮地芽孢杆菌2种芽孢杆菌乳化高凝油的E24值分别为70.6%和82.3%;基于嗜热脂肪地芽孢杆菌、嗜热脱氮地芽孢杆菌和铜绿假单胞菌3种细菌性能设计的兼容本源微生物的复合微生物采油菌剂可使高凝油黏度降低63.86%,凝固点降低6℃。物理模拟驱油实验表明:该微生物复合菌剂可在中渗(200 mD)及低渗(50 mD)条件下使高凝油采收率提高6.46%~8.48%。6口油井的微生物吞吐采油试验证明该微生物复合菌剂性能稳定,可使高凝油采收率大幅提高,具有良好的工业应用前景。     

高凝油开采工艺技术的开发与应用

高凝油开采的工艺必须适合高凝油的流变性。这种流变性包括两个方面：一是指高凝油从井底沿井筒向上流动时，沿程散热，脱气，当油温接近或达到初凝点以下时，大量的蜡析出，粘度急剧增大，失去流动性，甚至成固体状态；另一方面是指高凝油的结构粘度，且随剪切速率明显变化。     

静安堡油田高凝油油藏原油特性及影响因素的实验研究

方法利用室内实验．分析了静安堡油田高凝油特性及影响因素。目的通过高凝油特性及影响因素分析，为确定不同类型高凝油油藏合理开发，提供了可靠的依据。结果高凝油的析蜡温度主要受原油中蜡的最高碳原子数、含蜡量及压力的影响；凝固点主要受原油中含蜡量、组分的影响。结论开发高凝油油藏，地层温度应保持在原油析蜡温度以上，地层压力应保持在饱和压力附近。     

辽河油区稠油及高凝油勘探开发技术综述

辽河坳陷油气资源丰富,地质条件复杂,油品类型多样,其中稠油、高凝油开发在辽河油区勘探开发中占有重要的地位。在勘探开发过程中,辽河油田对稠油、高凝油的形成机制和分布特点进行了系统研究,针对稠油、高凝油油气藏的特性,开展了室内实验研究,充分利用各种技术手段,形成了具有辽河油区特色的稠油和高凝油开发主导技术,在辽河油区稠油、高凝油开发中取得了明显效果。论述了稠油和高凝油勘探开发历程,对辽河油区稠油、高凝油多年勘探开发进行了系统总结,并对存在的难点进行了分析,为辽河坳陷及类似地区稠油和高凝油的勘探开发提供了一定的参考价值。     

江苏油田B1断块原油降凝剂研究

江苏油田B1断块原油属于高含蜡、高胶质、高沥青质原油,具有高凝、高黏特点,平均凝固点41.5℃、析蜡点59～60℃,温度敏感性强。针对该区块原油特性,开展井筒降凝、降黏工艺和配方研究,进行了降凝降黏剂的评价和配比,优选了合成的复配型降凝剂KD-50（Ⅳ）,确定合理添加浓度,考察在不同温度下对B1断块原油的降黏效果。室内实验结果表明：添加降凝降黏剂后,低温流动性明显改善,凝点、反常点和低温表观黏度均有较大幅度降低,在40℃加剂后的降凝降黏率达80%以上,具有较好的推广应用价值。     

热水驱开采高凝油数模研究

方法 利用数值模拟方法，研究了热水驱开采高凝油油藏中注水温度对油藏温度、油层开采效果、注水井井底压力及油层吸水能力等的影响。目的 掌握不驱开采高凝油的一般规律，为提高热水驱开采效果作参考。结果 在高凝油油藏中，注水温度影响地层半径有限。当注水温度在析蜡温度以下，原油中的蜡晶析出，堵塞孔隙介质通道，渗流阻力增大，注入进进底压力下不去，注入速度上不来，导致油藏中能力低；注水温度在析蜡温度以上，渗流阻小     

低渗高凝油藏注水吞吐开发模式的应用

白驹油田油藏为复杂小断块,由于断块面积小而封闭、储集层低渗透、原油凝固点和粘度高而注水驱替难度大。注水井投注一段时间后往往出现憋压注不进的现象,受益油井见不到注水效果。单井注水吞吐开发模式一方面充分利用其砂岩的亲水性,根据亲水介质的自吸排油机理实现水驱,一方面补充地层能量,恢复地层压力,实现人工补充能量。不仅扩大了水驱波及半径、提高驱油效率,也提高无能量补充断块的采收率,该技术在高凝油藏的实际运用取到了较好的效果。     

苏丹3/7区高凝高黏原油油气水混输集输技术

苏丹3/7区油田原油属于高凝高黏原油,由于油田集输面积大,当地安全形势严峻,给油田安全集输带来严峻的挑战。文章结合工程实际,通过对混输与分输流程的比较,确定了3/7区采用油气混输技术;通过对混输泵的比较,确定采用单螺杆泵。文章最后根据现场应用情况,对混输工艺进行了理论校核,并与实际运行数据进行了对比,理论与实践均证明,油气混输技术适用于苏丹3/7区高凝高黏油田。     

Pyrolysis characteristics of a North Korean oil shale

Pyrolysis characteristics of a North Korean oil shale and its pyrolysates were investigated in this paper. The pyrolysis experiments were conducted below 600 °C at a heating rate of 10, 15, 20 and 25 °C/min, respectively. The kinetics data were calculated using both integral and differential methods with the assumption of first order kinetics. The results show that the averaged oil content of the North Korean oil shale is about 12.1 wt% and its heat value is 13,400 kJ/kg. The oil yields at different retorting temperatures show that the higher the retorting temperature the greater the oil and retorting gas yields. The optimal retorting temperature for the North Korean oil shale is about 500 oC. The properties of the North Korean shale oil including density, viscosity, flash point and freezing point are found to be relatively low compared with those of shale oil from FuShun, China. The gasoline fraction, diesel fraction and heavy oil fraction account for 11.5 wt%, 41.5 wt% and 47 wt%, respectively. The major pyrolysis gases are CH4(the most abundant), H2, CO2, H2 S, CO, and C2-C5 hydrocarbons. The heat value of retorting gas is more than 900 kJ/mol, and the retorting gas has high sulfur content.     

大民屯凹陷高凝油低凝油特征及其分布规律

高凝油为高含石蜡、地蜡的石蜡基原油,含蜡量>30%,凝固点高达40—69℃,为成熟的原生未氧化原油,低凝油为负凝固点原油,具“四高三低”特征,最低凝固点可达-40℃,属次生细菌降解原油,高凝油分布受沙四源岩和早期断裂所控制;低凝油受沙三源岩和稀油原油所控制,东营期断裂活动为其聚集和降解提供了良好前提。      

超声波特稠油燃油节能装置的研究与开发

通过采用超声波换能器对热采锅炉燃油(特稠油)进行处理,采用化学表面活性剂、超声波喷咀等进行处理后,可使特稠油中油包水、水包油分子团细微化,并大大降低了粘度及凝固点;可有效防止熄火现象,提高燃烧值,节约燃油.