新疆油田稠油掺稀油降粘研究

新疆油田九8区、九6区原油粘度高，属于超稠油，多采用伴热降粘开采。为改变这种状况，进行了地层掺稀降粘开采试验，对掺稀降粘规律进行了一些探讨，并初步确定了适合新疆油田九8区、九6区超稠油开发区特点的掺稀降粘工艺流程。考虑经济因素，确定了掺稀量和掺稀比。结合现场试验情况，取得了初步的一些认识，供参考。     

新疆深层稠油井筒掺稀降黏举升摩阻分析

新疆深层稠油在井筒举升过程中,由于温度的降低,原油会逐渐失去流动性。掺稀油是有效降低井筒摩阻的方式。根据现场掺稀工艺建立室内模拟测量装置,模拟了掺稀过程中稠油和稀油的动态混合过程,并测量得到沿井筒温度降低过程中混合物的黏度变化;结合井筒传热及流动模型,模拟分析了不同掺稀比条件下的井筒摩阻。分析结果表明,掺稀比的增加能有效降低摩阻,但是单位稀油对摩阻降低的贡献随掺稀比增加而降低。     

塔河油田超深井井筒掺稀降粘技术研究

基于热量传递原理和两相流动理论,建立了井筒掺稀油降粘工艺中产液沿井筒流动与传热的热力学模型。计算了产液沿井筒的温度分布和压力分布,同时进行了不同掺稀条件下降粘的室内实验。运用该模型结合实验结果对塔河油田稠油井掺稀降粘效果进行了计算,分析了不同工艺参数对掺稀降粘效果的影响。结果表明,井筒掺稀油降粘工艺适合于含水率低于20%的油井,开式掺稀油反循环比开式掺稀油正循环生产更有利于提高降粘效果,塔河油田井筒掺稀降粘合理的掺稀比率为1:2至1:1。     

塔河油田超稠油混合掺稀降黏实验研究

塔河油田超稠油的开采关键在于降黏,实践证明掺稀降黏是塔河超稠油开采的有效方法,但稀油与稠油在井底混合均匀程度不高,使得降黏效果与室内实验差距较大。研究发现,在掺稀油时掺入少量混合芳烃可提高掺稀降黏效果。实验结果表明,在静态下混合芳烃对塔河超稠油有良好的溶解能力,掺入混合芳烃能够显著降低超稠油黏度,且降黏效果好于单一掺稀油效果,同时又可节约稀油资源。     

一种掺稀气举开采超深稠油油藏的方法

塔河油田超稠油区块油井具有井深、油稠、掺稀量大、产量低的特点,常规工艺技术已经无法满足生产需要。通过对超深超稠油井注氮气复合掺稀油工艺技术的研究,从掺稀点深度、注入氮气量、油嘴大小确定和掺稀气举启动压力几方面的分析,创新了降黏工艺设计方法,提高了油井产能,并对于奇地区YQ5-1井进行了现场试验。结果表明,掺稀比由试验前的11:1下降到3.4:1,单井产量由10 t/d增加到38 t/d,不仅节约了稀油而且增加了油井产量,为超稠油井合理、高效开采提供了一种新的方法。     

稠油掺稀降粘举升环空摩阻分析

稠油掺稀降粘可显著降低沿程摩阻,改善稠油流动性。为正确进行举升工艺设计和优化掺稀比,文章分析稠油环空流动态规律,得到了沿程摩阻梯度方程,利用龙格-库塔方法对方程进行了数值求解。计算结果表明,稠油环空流的沿程摩阻损失主要由稠油的粘度引起的,流速起次要作用。     

稠油脱水中掺稀比的优化实验

掺稀油降黏脱水是提高稠油脱水效率、降低脱水能耗的重要方法。为了进行掺稀比的优化,采用实验分析的方法,对稠油脱水中掺稀油的比例与脱水效果之间的关系进行了研究。结果表明：混合原油含水降低,稠油的当量含水不一定降低;存在稠油当量含水最优掺稀比。掺稀油工艺参数优化时,应以稠油当量含水作为优化指标。     

塔河油田掺稀降黏技术研究及应用

塔河油田稠油降黏技术以掺稀降黏工艺为主,通过对掺稀降黏工艺参数分析结果表明:掺稀降黏工艺更适合高黏度、低含水稠油井,掺稀体积比选择1∶2至1∶1降黏效果较好,掺入深度越深,掺稀效果越好。结合掺稀井开采现状,鉴于稀油资源严重不足的问题,总结了高含水掺稀井停掺稀、中低含水掺稀井优化掺稀量、井下掺稀混配器使用三种掺稀优化方案。这些方案现场应用效果良好,有效提高了稀油利用率。     

高胶质稠油掺稀降黏技术

针对中原油田濮深18块稠油油藏特点和稠油性质,进行了稠油掺稀降黏规律和流变性室内实验研究。采用4种类型稀油对PS18-1井超稠油进行定温条件下不同掺稀比的稠油降黏实验,并将实验测得的稠油掺稀黏度数据进行拟合后得到模型参数。实验结果表明:对于PS18-1超稠油,在同等条件下4种稀油中文一联稀油掺稀降黏的效果最佳;掺入的稀油量越大,混合油黏度越低,降黏效果越好;井口温度越高,需要掺入的稀油量越小。在无外加降黏剂或互溶剂时掺稀比1∶1.5时就无法实现稠稀互混。用文一联稀油对PS18-1超稠油在130℃条件下互混,掺稀比在1∶1.8以下时基本可实现完全互混,但温度下降后仍有少许块状物析出。当井口温度为40℃时,PS18-1超稠油与文一联稀油按掺稀比1∶2混合时,井口混合油黏度为249 m Pa·s,能满足生产要求。当井口温度为60℃时,PS18-1超稠油与文一联稀油按掺稀比1∶1.8混合,井口混合油黏度为356 m Pa·s,也能满足生产要求。此外,模型计算值与实验值吻合较好,具有较高的计算精度。     

新时期超稠油下泵初期掺稀油降黏工艺探寻

本文主要分析了新时期超稠油下泵初期掺稀油降黏工艺要点,希望通过相关方案的提出,能给此类工程项目提供帮助。     

春光油田超稠油井筒降黏技术应用分析

春光油田超稠油在采油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。为解决春光油田超稠油井筒举升技术难题,介绍了近几年在春光油田应用的套管掺蒸汽降黏、空心杆电加热、井筒乳化降黏和套管掺稀降黏等工艺的降黏原理,综合分析和评价了各种降黏工艺的降黏效果,经过工艺优化,建立了"以套管掺稀降黏为主体,以边远井电加热、载荷异常井乳化降黏为辅助"的井筒降黏工艺技术体系,满足了春光油田超稠油生产的需要。。     

海上稠油井筒降黏及配套举升工艺

海上稠油开采面临井筒降黏技术优选及举升工艺配套的问题。围绕渤海L油田明化镇组高黏稠油开采难度大的问题,结合井筒降黏方式室内实验结果,推荐采用稠油掺稀油的井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺。同时,对稀油动力液的地面处理流程及注入参数进行了研究。现场应用表明,稠油掺稀油井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺效果明显,单井平均产量比ODP配产方案增加了80%,为该油田及类似油田稠油的开发提供了参考。     

春风油田浅层超稠油HDNS技术研究

针对准噶尔盆地西缘春风油田浅层超稠油油层薄、地层热损失严重的难题,提出了水平井、降黏剂、氮气、蒸汽强化热采方式（HDNS）。氮气降低岩石导热系数,降低薄层稠油油藏沿上部盖层的热量损失。地层内氮气向上超覆,起到地层保温作用。降黏剂有效降低原油黏度,大幅降低了地下原油屈服值和原油能够流动的临界温度,延长了生产周期,增加了周期产油量。配套了注采一体化管柱和水平井大斜度泵工艺。春风油田应用HDNS技术已经建成产能61．7×10^4t／a,采油速度大于3％。     

特(超)稠油流变特性试验研究及应用

针对辽河油田的特、超稠油独特的流动特征，用旋转法测定原油的流变性，研究其流变特性及其粘度影响因素，为开发此类油藏提供依据。研究结果认为：当高于原油的拐点温度（55－65℃）时，原油流动性明显变好；特（超）稠油具有较大的屈服值，流动性差，因此应尽可能连续开井生产，以避免因停产而造成较大的启动压力；对于高粘度原油，剪切速率影响其粘度，开采时保持适当的采油速度，可以提高产量。     

水平井技术在超稠油挖潜中的应用

以曙一区杜84块兴隆台油层为例,探讨了水平井技术在超稠油油藏挖潜中的应用.研究结果表明,在块状超稠油油藏,直井小井距蒸汽吞吐开发方式下,利用水平井技术加密挖潜可以获得较好的效果,既可以提高采收率,又可以提高经济效益,为同类油藏的挖潜提供了一定的借鉴.     

超稠油水平井高温调剖技术

超稠油水平井的开发,为油田上产提供了一项新的开发工艺,但由于油藏层间、层内的非均质性,在注汽过程中,注入的高温蒸汽向高渗透层进入,导致吸汽剖面不均匀,降低了蒸汽利用率、体积波及系数及开采效果。为了解决这一矛盾,研制开发了一种适用于超稠油水平井的高温调剖技术。该技术采用凝胶与树脂颗粒相结合进行调剖,以封堵高渗透层,改善吸汽剖面,提高蒸汽吞吐效果。     

泵上掺水工艺在孤东油田稠油油藏的应用

稠油油藏现已成为孤东油田储量接替的关键 ,稠油产量直接影响着孤东油田的稳产。改善油井井筒流体流动条件的方法主要有热力、化学和稀释法等 ,化学降粘法和电加热法采油成本高 ,且在孤东油田无良好降粘效果的稀油资源 ,所以 ,应用了井筒抽油泵泵上掺污水工艺。通过软件模拟研究 ,优化了泵上掺水井的相关生产参数。现场共实施了 18口井 ,已累积增产原油 2 5 79.2t。     

超稠油耐高温乳化降粘剂优选实验研究

针对杜84块超稠油区块的油层特点、油品性质等因素,从配伍性、降粘效果、吸附损失、洗油能力及驱油效率等方面入手,对乳化降粘剂进行筛选评价。筛选出适合于超稠油区块的最佳降粘剂为CSL-1,降粘剂最佳质量分数1‰～2‰。CSL-1型乳化降粘剂具有耐高温性能,在300℃下其降粘特性不失效,完全适合于蒸汽吞吐井的井底降粘。