河南油田超稠油复合催化降粘体系效果评价

河南油田创新地进行了稠油热采地下复合催化降粘技术研究。本实验考察了无水体系、含水体系、水热催化裂解体系、乳化降粘体系、乳化水热催化裂解复合体系（即复合催化降粘体系）对特超稠油作用后物理化学性质的变化以及对特超稠油的降粘效果,探讨了乳化水热催化裂解降粘的作用机理。结果表明,在催化剂作用下,特超稠油中重质组分发生部分裂解,原油物化性能得到明显改善,乳化水热催化裂解复合体系对河南油田超稠油的降粘率达98.7%。     

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。     

塔河稠油地面催化改质降黏中试研究

在中国石化西北油田分公司中型试验装置上采用中国石化石油化工科学研究院研制的催化降黏剂对塔河TH12196单井稠油的降黏作用进行了考察。结果表明：当反应温度为160 ℃、反应时间为6 h、催化降黏剂加入量（w）为1.5%时,稠油降黏率达到54.5%;催化降黏率较热降黏率高51.4百分点,且降黏后稠油中重质组分含量减少,轻质组分含量增加;在稠油催化改质处理过程中,分子中较弱的化学键发生断裂,从而使稠油分子聚集体变小,产生不可逆降黏作用。     

基于HLB值对特超稠油高分子乳化体系的降黏效果研究

针对特超稠油开采难度大,乳化降黏过程困难的问题,合成了具有自乳化性能的嵌段高分子结构表面活性剂DBPS,其临界胶束浓度为2.71×10-6mol/L,亲水亲油平衡值HLB为15.2。通过分光光度法测得河南特稠油、滨南超稠油的最大吸收波长分别为335和340 nm,最佳乳化HLB值分别为9.2和6.0。在特超稠油所对应的HLB值下,Span-80与DBPS形成的乳化体系(SD体系)对特超稠油的乳化降黏效果优于Span-80与Tween-80形成的乳化体系(ST体系)。当SD体系的HLB值与特超稠油的HLB值接近时,可以获得理想的乳化降黏效果,对河南特稠油和滨南超稠油的乳化降黏率分别可达97.71%和96.04%。     

辽河稠油蒸汽吞吐条件下降黏规律研究

对辽河稠油在蒸汽吞吐中发生的热裂解行为进行了室内实验研究。在高压反应釜中模拟热采时的井下条件,从四组分（SARA）、70℃降黏率、裂解气组成的角度分别考察了反应温度、反应时间、加水量对辽河稠油热裂解降黏效果的影响。结果表明：辽河稠油在250℃已开始发生裂解;在蒸汽吞吐条件下,SARA组成发生变化,轻质组分增加,胶体体系受到破坏,稠油黏度降低;稠油降黏率与反应温度成线性关系,温度从250℃升至350℃反应16 h的降黏率由32.03%升至98.82%;在350℃反应时间由1 h增至24 h,降黏率从38.67%升至99%。反应时间超过16 h后降黏率增长趋势变缓并趋于恒值,在其他温度下稠油黏度的变化有相同的规律,降黏率与反应时间的关系可以用同一公式表示;稠油热处理后降黏效果越好产生裂解气越多,裂解气含H2S也越多;水的存在对辽河稠油裂解有影响,当加入的水完全汽化时（本实验中加水量为稠油质量的10%时）,降黏效果最好。蒸汽吞吐开采中稠油可在一定程度上实现永久性降黏。图3表8参6。     

“热复合化学法提高稠油采收率化学剂体系研究”通过鉴定

<正>2014年3月28日,中国石化石油化工科学研究院与胜利油田分公司联合承担的"热复合化学法提高稠油采收率化学剂体系研究"项目在北京通过了由中国石油化工股份有限公司科技部组织的技术鉴定。该项目针对胜利油田稠油热采工况和稠油结构组成,进行分子结构设计,通过将阴离子和非离子基团合理键合,合成了耐温性达到250℃的降黏剂;针对胜利超稠油胶质含量高的特点,研制了新型溶剂体系;以上述降黏剂和溶剂为基础,合理调节亲水亲油平衡值,开发了新型增     

风城浅层超稠油油藏原位催化改质降黏技术

针对风城浅层超稠油油藏蒸汽吞吐中后期采用微生物、水热催化、气体辅助等降黏方式开采效果均不佳的问题,进行了超稠油催化改质降黏技术研究。通过催化裂解实验分析了风城油田重18井区油样在4.5 MPa、100～220℃条件下使用催化剂和供氢剂后的降黏效果,采用双管并联驱油实验得到了催化改质剂辅助蒸汽驱油效果及原油组分变化。结果表明：220℃时,单独使用催化剂降黏率可达50%,加供氢剂后降黏率可达90%以上;催化改质剂辅助蒸汽驱后原油降黏率可达88.5%,采出油中C25以上组分含量由54.4%降至37%,原油轻质化明显。对1口低产蒸汽吞吐井开展现场试验,实施后周期产油增加387 t,油汽比提高了0.34,取得较好的应用效果。研究表明,原位催化改质降黏技术可促使原油发生不可逆降黏,可大幅度降低稠油黏度,提高开发效果,建议进一步推广应用。     

河南稠油热采催化降黏剂研制及应用

根据河南油田稠油的特性,研究了稠油热采催化降黏剂,室内研究结果表明:研制的催化降黏剂在220℃条件下、反应时间24 h,催化降黏率达到93.44%,反应后影响原油黏度的胶质沥青质含量降低,说明发生了催化加氢反应,改善了原油性能。现场应用表明,催化剂在地层发生了催化降黏反应,取样分析结果与室内研究结果一致,有效延长了稠油油井的生产周期,增加了油井周期产油量。     

胜利含盐特超稠油水热改质降粘研究

针对胜利油田特超稠油因黏度过高而难以集输的问题,研究水热处理对其改质降黏效果,探讨水热处理在稠油集输过程中应用的可行性。通过水热反应工艺参数的调变及黏度、元素组成、四组分组成、馏分分布、盐含量等分析,发现水热处理能有效降低胜利油田特超稠油的黏度,水热处理后稠油的黏度主要由裂化转化率决定;通过添加催化剂,改变水热处理温度和水热处理时间,可以有效控制稠油的裂化转化率。加入合适的催化剂,提高水热反应温度,延长反应时间,皆利于提高稠油的裂化转化率。加入催化剂,可降低水热反应温度和缩短反应时间。多孔炭质催化剂A存在下,反应温度330 ℃,反应时间60 min时,胜利特超稠油的裂化转化率高达30.11%,黏度由水热反应前的52 410 mPa·s降低至水热反应后的1 536 mPa·s,降黏率高达97.07%。水热改质后油品的流动性较好,可作为普通原油进行集输,表明水热处理在稠油集输过程中具有良好的应用前景。     

胜利油田成功将纳米材料引入稠油降黏

正目前,国内主要采用注入蒸汽的方式开采特稠油、超稠油,通过加热改变其流动性,实现对特稠油、超稠油的有效动用。但是,特稠油、超稠油单纯靠蒸汽加热降黏达不到经济高效开发的目标。为此,胜利油田将纳米材料引入稠油降黏,提出了一种驱油用纳米镍催化剂及其制备方法。纳米材料具有独特的晶体结构及表面特性,其催化活性和选择性大大高于传统催化剂。随着纳米微粒     

稠油水热催化改质降黏催化剂研究进展

稠油水热催化改质降黏开采技术是一项极具潜力的稠油开采新技术。在介绍稠油水热催化改质降黏开采重要性和必要性的基础上,综述了稠油水热催化改质降黏催化剂的研究进展,并对稠油水热催化改质降黏方法和催化剂的发展趋势进行了分析。稠油水热催化改质降黏催化剂的发展方向是开发高活性的催化剂体系,使稠油在更为温和条件下即能发生水热催化改质反应;将水热催化剂与其它降黏方法配合使用,开发复合型、集成型降黏工艺,发挥多种降黏手段的协同作用。     

磺化型有机金属催化剂在稠油降黏改质中的应用

制备了3种磺化型有机酸金属催化剂,用高温高压反应釜进行了稠油的催化降黏实验,筛选出了最佳催化剂和最佳降黏条件。结果表明,磺化型有机酸铁催化剂的降黏效果最佳,当稠油量为250g时,加入1g该催化剂,加入油层水量为m(油层水)∶m(稠油)=30%,在220℃反应24h,辽河稠油黏度从81 400mPa·s降至3 000mPa·s,降黏率达96.31%。检测了催化降黏前后稠油四组分及不凝气体产物:饱和分含量提高7.5%、芳香分含量提高3.2%,胶质含量降低8.2%,沥青质含量降低2.5%;检测出不凝气相产物含有甲烷、烯烃和二氧化碳等气体,符合稠油水热裂解降黏规律,证明由于催化改质降低了稠油的黏度。     

甲醇对稠油热裂解降黏过程的影响

将甲醇引入稠油热裂解降黏过程,在高压反应釜中模拟井下开采稠油的温度和压力,考察了甲醇添加量、反应时间和反应温度对稠油降黏率的影响。实验结果表明,最佳反应条件为甲醇添加量(基于100g稠油)4mL、反应温度150℃、反应时间4h。在此条件下,稠油降黏率达到36.49%,而在相同反应温度和时间下,不加甲醇时的稠油降黏率仅为15.67%,表明甲醇对稠油热裂解降黏过程有促进作用。对反应后得到的甲醇相进行气相色谱分析,分析结果显示,甲醇相中存在硫化物,几乎不含烃类物质,甲醇溶解了稠油热裂解生成的硫化物,促进了稠油热裂解反应的进行,从而降低了稠油的黏度。     

胜利热复合法提高稠油采收率技术应用效果好

<正>热复合法是指以蒸汽携带热量为基础,充分利用化学体系的界面特性及对原油或油藏理化性能的改变达到大幅度提高采收率的技术。其核心是利用热和化学的协同增效作用达到大幅度提高采收率的目的。针对胜利油田稠油热采工况和稠油结构组成,进行分子结构设计,合成耐温达到250℃的降黏剂;针对胜利超稠油胶质含量高的特点,研制新型溶剂体系;同时     

埕北稠油近临界水改质降黏的研究

通过对埕北稠油进行近临界水改质模拟实验,优选了最佳反应条件,分析了稠油改质前后的烃族组成和结构,对比了普通水热改质、近临界水改质与近临界水催化改质的降黏效果。实验结果表明:由于水在近临界条件下具有近临界流体、溶剂化和催化供氢等效应,在油水质量比8∶2、反应温度260℃、反应压力6 MPa和反应时间24 h的条件下,稠油近临界水改质降黏率达到21.40%,稠油沥青质含量下降56.46%,红外光谱图显示改质前后稠油发生明显的C—S键断裂。将反应压力降至3 MPa,在非近临界条件下对稠油进行普通改质,稠油黏度下降7.98%;加入0.1%的催化剂,对稠油进行近临界水催化改质,稠油黏度下降51.27%。从降黏效果比较,近临界水催化改质近临界水改质普通改质。     

稠油井下改质降黏开采中高效催化剂的研究与应用

 研究了油溶性水热裂解催化剂XAGD-2对稠油黏度、组成和平均分子量的影响。结果表明,该催化剂将过渡金属离子置于有机酸骨架上,具有油溶性,实现了均相催化,且合成方法简单,成本低廉,稳定性良好,催化效率高,使用温度范围广。在反应温度在200℃,反应时间为24 h,催化剂XAGD-2及供氢剂加入量分别为0.3% (wt)和0.1% (wt)时,可使胜利稠油降粘80%以上。稠油经处理后,其饱和烃、芳香烃质量分数增加, 胶质和沥青质质量分数明显下降,从而导致稠油的黏度降低,平均分子量减小。胜利油田现场应用证明,油溶性催化剂体系XAGD-2可有效改善热采稠油油藏吞吐开发效果,实现井下催化降黏,提高原油产量。     

纳米聚（二乙烯苯-甲基丙烯酸十八酯）降黏剂的合成及其降黏效果

采用乳液聚合及酯交换方法合成了纳米聚(二乙烯苯-甲基丙烯酸十八酯)油溶性降黏剂。采用傅里叶变换红外光谱和透射电子显微镜对其进行表征,并测定其对大庆稠油和胜利稠油的降黏效果。结果表明,该合成聚合物为粒径165 nm左右的纳米小球。在温度40℃、最佳加入量条件下,该降黏剂对大庆稠油的表观降黏率为72.92%,净降黏率为49.91%;对胜利稠油的表观降黏率为80.29%,净降黏率为48.54%,均优于市售乙烯-乙酸乙烯酯共聚物降黏剂。该降黏剂是一种降黏效果较好的通用型降黏剂。     

双功能金属纳米晶/水合肼体系催化稠油原位裂解加氢降黏改质

催化裂解加氢技术在高温条件下使稠油大分子催化裂解,并通过加氢提高产物的氢/碳比,从而降低稠油黏度,提高产物轻质化程度。采用液相还原法制备了Ni、Pd及Ni-Pd合金纳米晶催化剂,并采用水合肼(N2H4·H2O)作为供氢剂,对南堡油田稠油进行催化裂解加氢降黏研究。利用永磁旋转搅拌高压釜模拟地层条件,通过正交实验确定了最佳反应条件并利用HSC Chemistry软件分析了供氢剂的热力学性质,在最佳反应条件下进行对比实验。结果表明：金属纳米晶可促进稠油大分子裂解并使供氢剂分解释氢,其中钯纳米晶/水合肼体系对稠油的降黏效果最好。与原油样品相比,改质后油样重质组分质量分数减少8.34百分点,降黏率达到91.3%。根据文献对稠油黏度降低的可能机理进行了简要分析。改质后的稠油黏度显著降低,可为稠油有效开采提高采收率提供理论参考。     

超稠油水热催化裂解反应前后性质变化

为了更好地应用水热催化裂解技术对稠油进行开采,明确稠油性质变化的本质,对胜利油田超稠油进行微乳液纳米镍催化降黏剂水热催化裂解实验研究。实验结果表明,水热催化裂解反应后,稠油黏度大幅度降低,稠油中胶质、沥青质的含量下降,硫含量大幅降低,氮含量略减少。稠油氢碳原子比增加,平均分子质量减小。族组分中沥青质的平均分子质量减小幅度最大,说明沥青质裂解对稠油黏度的降低和平均分子质量的减小起到了关键作用。该研究为日后稠油水热催化裂解降黏技术的推广提供了技术参考。     

耐温防乳驱油体系辅助稠油热采研究与应用

稠油热采过程中,蒸汽冷凝水易于稠油乳化而形成油包水乳状液,造成地层乳化堵塞、产出液处理困难等问题,使热采驱油效果变差。针对以上问题,对一种耐高温防乳驱油体系的静态性能(耐温性能,防乳、破乳性能,降黏效果和界面性能)和动态驱油效果进行了室内评价。实验结果表明:该体系280℃老化4 h后,地层温度下的防乳化率为83%,降黏率67%;溶液与稠油之间的界面张力为0.051 mN/m;润湿角为8°,可使岩石表面润湿性由油湿转变为水湿;破乳率为89%,有助于后续产出液的处理;体系可使稠油热采驱油效率提高11.6百分点;优化后的体系溶液最佳注入质量分数为0.5%。该体系在渤海某稠油油田热采过程中共实施3井次,取得了良好的应用效果。