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。     

低渗透油藏CO_2驱油效果评价

针对低渗透油藏水驱采收率低,注水困难的特征,通过分析具体油藏的地质、储层及原油物性和最小混相压力等条件,确定了该油藏满足进行CO_2混相驱的要求。使用数值模拟软件Eclipse对该油藏进行模拟,对比连续注水、连续注气和周期注气三种开发方式,发现周期注气开发效果最好。当注停时间比为2:1时采出程度最高,分析其原因为注停时间比为2:1时,低渗透油藏能量的传播使地层压力重新均匀分布。对比不同CO_2驱替压力,发现当驱替压力在CO_2最小混相压力附近时采出程度最高,驱替压力大于最小混相压力,随着压力增大,采出程度越低,分析原因为储层发生堵塞现象。     

稠油原油物性对集输工艺影响规律研究

由于稠油中沥青质和胶质含量高,密度和粘度较大,其集输与处理难度较大.以研究稠油区块油品物性为切入点,分析了化学组分对原油粘度影响,并对不同含水率下稠油乳状液进行了粘温关系测试以及对乳化稠油粘温性质及流变性进行分析,找出稠油原油物性对集输工艺影响规律,为稠油集输上艺奠定理论基础.     

CO2-原油体系粘度及其预测模型的研究

通过实验和模型计算,研究了CO2-原油体系粘度的影响因素以及相应规律.在相同含水率、CO2注入摩尔分数条件下,体系的黏度随着温度的升高而降低.在一定温度下,压力高于泡点压力时,粘度随压力的减小而减小;压力低于泡点压力时,粘度随压力的减小而增加.油样的粘度计算结果符合相对粘度与CO2注入摩尔分数呈线性关系.与现有的粘度计算模型相比,改进的PR模型考虑的因素更加全面,计算精度更高,可以用于CO2-原油体系粘度的计算.     

CO_2-原油体系发泡特性实验研究

为研究CO_2驱油田分离器内泡沫层产生及消除机理,设计了一套高压溶气原油泡沫测试系统,采用降压法研究了CO_2-原油体系的发泡特性。利用高速摄像机对泡沫产生至衰变的演变过程进行了记录,总结分析了不同降压阶段的气泡行为,研究了降压速率和搅拌速率对原油发泡特性的影响规律。研究发现,随压力降低,稳定存在气泡的直径增大,气泡位置上移,发泡行为更加剧烈;降压速率增加对降压阶段的发泡行为无明显影响,但会加剧稳定工作压力下的发泡行为;在转速小于等于120 r/min的条件下,搅拌速率增加会加剧降压阶段的发泡行为,但会加速稳定工作压力下的泡沫衰变。     

边底水油藏CO_2吞吐控水稳油技术研究

针对桩西边底水油藏水平井单井产液量高、增产措施单一等问题,开展CO_2吞吐控水稳油技术研究。实验研究了桩1块地层条件下CO_2在原油和水中的溶解能力以及CO_2溶解对原油性质的影响,分析了水平井注CO_2的适应性,数模研究了影响CO_2吞吐效果的因素。CO_2吞吐技术在桩西边底水油藏水平井共应用9井次,平均含水率下降26.8个百分点,累计增产原油3708t。现场应用结果表明,CO_2吞吐技术能够压水锥、降低含水率,实现边底水油藏控水增油的目的。     

近临界区CO2物性预测模型对比与修正

超临界二氧化碳(SCO_2)布雷顿循环系统是未来极具潜力的发电能量转换系统,CO_2物性表征模型对布雷顿循环系统中动力设备转轴密封和轴承性能的预测精度影响显著。在总结权威文献中不同温度和压力下CO_2物性实验测试数据的基础上,对比分析了经典物性查询软件REFPROP软件中CO_2密度、黏度和热导率预测模型的预测精度,获得了预测精度最高的物性预测模型及对应临界点附近误差较大的区域,采用人工神经网络算法获得了近临界区预测精度更高的CO_2物性预测模型。结果表明:REFPROP软件中的FEK模型、VS1模型和TC1模型分别对CO_2的密度、黏度和热导率具有最高的预测精度,不过其在近临界区的物性预测最大和平均误差仍分别达到40%和8%以上,利用神经网络算法所获得的CO_2物性预测模型可使近临界点区的物性预测最大和平均误差分别降至30%和4%以下。     

含CO_2天然气黏度计算模型及影响因素研究

CO_2相变会导致天然气黏度变化异常复杂,应用实验手段测量含CO_2天然气黏度数据具有一定困难,因此需要在已有黏度实验数据的基础上建立相关计算模型进行预测。根据含CO_2天然气黏度的预测方法,对比计算气体黏度的LBC、DS、LGE、Lucas等4种模型在预测CO_2气体黏度时的准确性。通过计算比较发现,LGE黏度计算模型误差较大,而DS方法能较准确地确定含CO_2天然气的黏度。应用DS模型对含CO_2天然气黏度进行计算,计算结果表明:压力升高时,气体黏度就会增大;相同温度、压力条件下CO_2含量越高,黏度越小。以上结论对研究超临界CO_2热物理性质、揭示井筒流动规律、油气相变预测具有重要意义。     

渤海湾盆地金县1-1油田原油黏度和乳化行为研究

本文以金县1-1油田基本物性、乳化原油黏度和转相点为研究对象,利用数理统计的方法研究原油表观黏度是石油开发过程工艺设计的关键参数,其数值与原油含水量及乳化状态关系密切,影响程度随原油的化学组成不同而不同。本文以渤海湾盆地金县1-1油田14个原油为研究对象,研究原油黏度与其物理性质、水含量及乳化状态的关系。研究结果表明,乳化原油黏度同死油黏度的比值随含水量增加呈指幂函数的关系;原油乳化转相点同原油物性具有较好的相关性,通过多元逐步回归分析建立了一个数学模型,该模型具有统计学意义,可用于相关油田原油黏度预测,对油田开采具有指导意义。     

非烃气体对超稠油降粘效果评价实验研究

超稠油油藏原油具有粘度极大,流体不流动的特点,如何降低原油粘度是油田高效开发超稠油油藏的关键出发点。以辽河油田杜84区块为研究目标,分析非烃气体CO_2和N_2对原油粘度的影响效果。通过实验证明:对于超稠油,CO_2和N_2均有降低稠油粘度的特性,N_2的降粘率仅为6%~13%,而CO_2的降粘幅度可达15.8%~25%,相比于N_2,CO_2更易于溶解于原油中,CO_2的降粘效果更加显著;随着温度的增大,N_2和CO_2的降粘作用越来越小。低温条件下,N_2和CO_2降粘幅度较大,而高温条件下,温度成为降粘效果的主控因素;着重考虑降粘效果,对于注入非烃气体提高超稠油采收率,注入CO_2更能提高超稠油油藏的采出程度。     

水平渐变管内油水两相流模拟研究

为优化油气集输管道局部管道结构,采用计算流体力学软件对水平渐变管内油水两相流进行数值模拟,对比不同含水率、不同入口流速条件下两相流流型,分析油水两相流在管道内的压力分布规律。结果表明,渐变管内油水两相流流型为水包油流型,管壁主要为油相润湿;渐缩管压力随流向位移持续下降,渐扩管先下降后上升再下降;整体压降速率与含水率成反比,与入口流速成正比。研究结果可以为优化稠油集输管网管道结构、降低管道流动能耗等油水混输问题提供参考。     

水平管中油水混输的数值模拟分析

通过对我国五种典型原油不同含水率变化的Fluent数值仿真分析,获得了这五种典型原油在水平管内的传热和流阻数据,通过对数据的分析,从而找到原油粘度及含水率对油水混合物的传热及阻力的影响规律,为石油混输相变加热炉设计计算中的输送压力、输送温度、泵及管路的选择和优化具有重要意义,为节约材料、能量提供有力的理论依据。     

低渗透储层岩心室内水驱油实验研究

低渗透储层由于其渗透低、储层物性差,给油田开发造成了很大的困扰。为了研究低渗透储层岩心的水驱规律,选取了该储层的岩心进行室内驱替实验研究,分析了注入PV数和采收率、含水率、注入端压力的关系。实验研究表明,低渗透储层岩心在进行驱替实验驱替速度与中高渗储层岩心有所差异,速度不宜大;水驱油驱替实验时有启动压力,启动压力随岩心渗透率的增大而减小;无水采油周期相对较短,含水率随注入PV数的增加而迅速增加;采收率随注入PV数增加呈现升高的趋势,渗透率不同的岩心注入相同PV数,渗透率高的岩心最终采收率高。     

PP/CO_2体系流变性能的在线测量

采用具有快速收敛入口区的狭缝流变模具和 Labview 数据采集系统,对不同温度及不同注气量条件下的聚丙烯(PP)/CO_2体系的流变行为进行研究,探讨了超临界 CO_2/PP 体系黏度曲线的变化规律,并通过超声波探测系统,测量PP/CO_2体系的临界发泡压力。结果表明,不同工艺条件下 PP/CO_2体系的黏度曲线具有相似的斜率,且随注气量和体系温度的增大而线性降低;在体系温度175℃时,发泡临界压力随着体系温度的降低而增大。     

高压含气原油凝点测量新方法

针对常规测量方法只能测量常压下脱气原油凝点的不足,提出了落球法测量高压含气原油凝点的新方法,分析了测量的原理,设计了一套高压含气原油凝点测量装置,比较了该装置和常规方法对常压脱气原油的测量结果,测量了不同溶解气油比、不同压力下含气原油的凝点,分析了压力和溶解气对原油凝点的影响。结果表明,对于常压脱气原油,该装置的测量结果与常规方法吻合。压力对原油的凝点有一定的影响,随压力的升高凝点上升,在本试验条件下,压力每上升2MPa,凝点上升0.7℃;溶解气油比对原油的凝点有影响,含气原油的凝点低于脱气原油的凝点,对所研究的油样来说,溶解气油比每增加10m³·m^-3,凝点大约降低1℃。本研究结果可为高含蜡油田的生产管理和油气集输设计提供依据。     

X油田CO_2辅助蒸汽吞吐技术提高采收率研究

X油田九区齐古组浅层油藏由于原油黏度高、非均质性强、地层能量低,导致油藏投产以来蒸汽吞吐效果一直较差。针对在蒸汽吞吐开发过程中出现的蒸汽超覆及汽窜等现象,采用了CO_2辅助蒸汽吞吐采油技术。通过PVT高压物性试验,研究了CO_2的作用机理,结果表明:注入CO_2可以增加原油膨胀能、降低原油黏度、降低油水界面张力、调整注气剖面,因此蒸汽伴注CO_2较单纯的蒸汽吞吐效果好。对该区块进行了CO_2辅助蒸汽吞吐技术矿场试验,试验井组单周期累计增油量为8 792 t,措施井平均含水率降低了20%,生产天数延长90 d。试验结果说明CO_2辅助蒸汽吞吐技术可以提高该区块采收率,增产效果较为明显。     

含聚采出液对电潜泵性能的影响研究

随海上油田提高采收率技术的推广,注聚规模的扩大和注聚时间的增加使生产井聚合物采出浓度增高,由此产生的含聚原油乳状液的性质变化对电潜泵工作性能的影响值得关注。针对此研究对象,通过室内实验,模拟渤海油田含聚原油乳状液,分析其流变性能：乳状液体系粘度随温度的上升而下降,随含水率的上升而上升,随聚合物浓度的增加而上升,原油乳状液综合转相点为70%。本文在实验数据和现场资料的基础上,建立了在一定生产条件下的粘度预测方程,同时利用软件分析含聚浓度变化对电潜泵特性的影响,发现相同含水条件下,随着浓度升高,电泵的系统效率和排量效率都呈下降趋势,表明采出液含聚浓度增大影响电潜泵的能耗。     

埋地热油管道停输温降规律研究

热油管道计划检修和事故抢修都在管道停输情况下进行,管道停输后,管内存油温度不断下降,存油粘度随油温下降而增大,当粘度增大到一定值后,就会给管道输送再启动带来极大困难,甚至会造成凝管事故。为了确保安全经济的输油,必须研究停输后管内原油的温降情况,以确定安全停输时间。本文分析了埋地含蜡原油管道停输后管内原油温降规律,在前人研究的基础上,对埋地含蜡原油管道停输温降过程进行了合理的简化,建立了相应的数学模型。在此基础上,运用计算程序,对中洛线卫辉-新乡段管道稳态运行及停输不同时间时,管道不同横截面上原油与土壤温度变化情况进行了模拟计算,从不同角度对计算结果进行了分析。     

外输原油含水率超标分析及处理措施

随着油田开发步入特高含水期,各种不同的工艺在开发生产中的应用,进站原油物性日趋复杂,给联合站原油脱水处理带来了很大困难。本文分析了近年来集输泵站原油含水升高的主要原因是井排来液中存在部分泥浆、堵剂、压裂、酸化液等难以破乳的物质,引起进站原油物性发生变化,造成外输原油含水率出现阶段超标。经过不断探索,采取对原油处理流程改造、原油加热设备改进及密切跟踪监督采油队特殊井等措施,将外输原油含水率控制在计划指标以内。     

不同混合比例原油输送过程中安全停输时间计算

混输管道内原油的掺混比例不同,原油的物性及流变参数也会有所不同,管道的运行的温度、压力等动态参数也会随之改变。对管道全年周围土壤环境温度进行了计算,运用OLGA软件分别对埋地热油管道的停输和再启动过程进行了模拟,针对不同混合比例以及全年不同月份,对管道的安全停输时间进行了计算,给出了计算结果,确保管道停输再启动过程的安全平稳运行。