海上稠油油田的降黏开采及集输技术

综述了目前国内外稠油油田降黏的主要开采技术——热水法、稀释法以及乳化降黏法等。结合海上稠油油田的特点和开采的实际情况，分析了稠油输送存在的技术难题，探讨了海上稠油油田的降黏开采和集输技术。     

吉7井区稠油掺水集输工艺研究及应用

吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,地面集输采用井口掺水工艺,原油处理采用两段热化学大罐沉降工艺。吉7井区回掺水工艺的应用有效解决了井区稠油地面集输问题,但随着产能建设规模的扩大,南部高黏度原油区域已经开始大面积动用,稠油地面集输的可行性还需要理论研究作支撑。因此,需进一步对高黏度稠油流变性能进行深入研究,明确高黏度稠油的黏温曲线,确定高黏度原油的集输工艺,并对高含水井无法停掺的问题进行深入分析,进一步优化掺水集输工艺,降低回掺水量。通过对原油处理系统进行优化,降低了处理系统能耗,并使处理系统能力满足产液需求。     

塔河油田超稠油的集输与处理

近年来,塔河油田西北部超稠油区块开始大规模地投入开发和建设.该区块全部采用掺稀油降黏采油工艺.因稀油短缺的现象日益严重,以及高品位原油低价格等问题,亟须开展塔河油田西北部超稠油集输处理工艺技术研究工作.根据该区原油物性、黏温特性及降黏试验,结合油田现状,推荐三种集输降黏工艺:水溶性化学降黏集输工艺、掺稀油与水溶性化学降黏相结合的混合降黏集输工艺及掺轻油降黏集输工艺.超稠油脱水在开发初期采用两段热化学沉降脱水工艺,开发后期随着含水上升,可采用预脱水分离器首先对高含水产出液进行预脱水,再采用热化学沉降脱水的脱水工艺.     

轮古深层稠油乳化降黏实验研究

针对轮古深层稠油井含水率不断上升,采用掺稀降黏时掺稀比和稀油用量不断攀升的的具情况,考察了乳化降黏技术对轮古深层稠油的适应性,以期寻找到高效的乳化降黏剂,通过乳化降黏技术来协助或替代当前的掺稀降黏技术,从而节约稀油资源。室内实验对现有的及新研制的20余种乳化剂进行了筛选,并对筛选出的可用于轮古深层稠油井的抗盐耐温型乳化剂进行了降黏实验。实验结果表明：NPS、KS-1、DS三种乳化剂对轮古稠油的降黏效果欠佳,新研制的双子表面活性剂DC848在高矿化度的轮古地层水中,对轮古稠油具有较好的乳化降黏效果,建议进行现场实验。     

稠油开发技术再上新台阶

据记者了解,长期以来,新疆吐哈油田稠油开发主要采取井筒掺稀降黏的方法,但随着稠油井含水上升,掺稀降黏的稀油用量增加,降黏成本过高,制约了稠油的大规模开发.为破解这一难题,从2005年起,吐哈钻采工艺研究院投入上百万元科研经费,对稠油井筒化学降黏技术展开技术攻关.     

超稠油污水回掺降粘集输工艺的试验研究

通过对河南油田古城ＢＱ１０区块超稠油掺稀油降粘集输、掺热水降粘集输等室内和现场试验分析，提出和实施了ＢＱ１０区块污水回掺低耗节能降粘集输工艺，并阐述分析了污水回掺降粘机理，经过３年的生产试验表明，古城ＢＱ１０区块单元内部污水回掺降粘集输工艺，既满足了超稠油的生产需要，又达到了节能降耗的目的。     

塔河油田稠油集输工艺现状及攻关方向

稠油黏度高、密度大、流动性差等特点给地面集输与处理带来挑战。介绍了国内外稠油集输工艺现状,当前热点的稠油集输工艺,以及中国石化塔河油田稠油集输处理工艺现状。目前,塔河油田稠油集输处理工艺为"混、输、掺"集中掺稀释剂模式;实现超稠油密闭集输;系统应用橇装化设备。针对塔河油田当前面临的稠油更"稠",稀油资源越来越缺乏,地面系统适应性降低,腐蚀问题日益严重的形势,通过研究,认为塔河油田需要加强超稠油藏开发地面关键技术攻关;超稠油乳化降黏和低黏液环输送工艺研究;高效超稠原油脱水技术的研究;高H2S、高CO2、高地层水矿化度、低p H值腐蚀环境地面防腐技术研究等工作。     

超稠油集输处理工艺综述

内蒙探区幅员辽阔、油气资源丰富、勘探程度低,是中原油田重要的油气资源接替战场。内蒙古探区原油物性差、含气量低,属于典型的稠油区块。稠油集输工艺包括：单井拉油工艺、单管加热集输工艺、掺稀降黏集输工艺、热源伴热集输工艺。稠油集中脱水处理工艺包括两段热化学沉降脱水工艺、热化学沉降与电化学两段脱水工艺、一段热化学静止沉降脱水工艺。     

超稠油污水回掺降粘集输工艺的试验研究

通过对河南油田古城BQ10区块超稠油掺稀油降粘集输、掺热水降粘集输等室内和现场试验分析,提出和实施了BQ10区块污水回掺低耗节能降粘集输工艺,并阐述分析了污水回掺降粘机理,经过3年的生产试验表明,古城BQ10区块单元内部污水回掺降粘集输工艺,既满足了超稠油的生产需要,又达到了节能降耗的目的。     

吉7井区稠油油藏油水自乳化作用及水驱特征

因具有自乳化特征,吉7井区稠油油藏常温注水开发水驱特征不同于稀油油藏和普通稠油油藏,水驱开发驱油效率更高。基于吉7井区自乳化成因及乳化液特性分析,明确吉7井区水驱特征,认为吉7井区中含水期含水率长期稳定的主要原因是油包水自乳化使水油比接近1。进一步提出稳定水油比是适用于稠油油藏水驱管理的有效方法之一,保持水油比稳定在1可使稠油油藏采收率最大化。     

塔河油田稠油集输处理工艺优化研究

塔河12区油田原油属高含硫、高粘度、高凝点的重质稠油,属于特超稠油系列,原油物性比较差。针对塔河12区油田的这一特点,经过优化分析认为,稠油集输系统推荐采用将乳化降粘和掺稀降粘2种集输工艺技术结合起来使用;原油脱水采用热化学沉降脱水的方法,解决了稠油脱水问题;同时为协助塔河12区的处理工艺提供了一种高粘稠油计量技术作为优化参考。     

古城油田BQ10区块超稠油降粘集输工艺

通过对古城ＢＱ１０区块超稠油掺稀油降粘集输、掺热水降粘集输现场试验分析，提出并实施了污水回掺降粘集输工艺。由区块单元进行污水回掺，联合站进行集中处理说明，污水回参工艺优于掺稀油，更优于单纯掺热水降粘集输工艺；污回掺可有效利用热能进行二次做功，降低井口或干线回压，改善油井的出油状况，提高油井泵效，增加单井产油量；掺污管线并不会生堵管事故，使于生产管理。     

辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向

由于辽河油田稠油品种繁多,物性较差,相对集输处理的难度较大。辽河油田以降低稠油粘度来解决稠油集输问题,通常采用的方法有:加热降粘、掺轻质油或掺稀油稀释、掺活性水以及乳化降粘等。稠油脱水工艺流程主要采用两段热化学沉降脱水工艺流程;热化学沉降加电化学脱水两段脱水工艺流程;一段热化学静止沉降脱水流程。主要运用的稠油处理设备有卧式三相分离器、电脱水器、加热炉、泵等。     

塔河油田掺稀降黏工艺

塔河超深层稠油油田是我国目前最大的碳酸盐岩油田,油藏具有双孔隙网络特征,非均质性严重,埋藏深,温度高,原油在地层条件下黏度小,地面条件下黏度大,开采难度大.为此,在分析稠油黏度影响因素的基础上,优选出了掺稀油降黏开采方案.利用节点分析方法,建立了掺稀油降黏的优化设计模型,编制了应用程序,完成了实例计算,并对掺稀降黏工艺在塔河油田的应用效果进行了分析.通过掺稀降黏试验和现场应用,解决了埋深超过5 600 m的稠油储量动用问题,实现了常温下高黏度稠油的举升和集输.掺稀油降黏技术目前已成为塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺和增产措施.     

稠油乳化降黏吞吐技术室内模拟研究

本研究针对稠油开发需要,通过室内配方筛选,确定乳化降黏体系为：0.4%表面活性剂CD-1+0.2% NaOH+0.07% 聚合物HPAM,在油水体积比为7:3下形成的乳状液黏度为189.3 mPa·s,稠油降黏率达96.1%,稳定时间达48 h。将化学吞吐的方法与乳化降黏结合起来,可以取得很好的稠油开采效果,提高稠油采收率。本文通过正交试验设计,用室内物理模型模拟了稠油乳化降黏化学吞吐的过程,得到了相关吞吐工艺室内模拟参数（注入量16 mL,注入速度0.34 mL/min,焖井时间48 h,注入温度50℃）,并对室内模拟吞吐效果进行分析,在水驱（采收率为8.25%）基础上经过两次吞吐总共提高采收率10.78%。     

桑合油田集输工艺初探

桑合油田油区为大陆干旱气候地区，自然条件较差。集输系统主要解决单井过冬及计量问题，通过考察和研究．做出4套集输工艺方案设想。综合油田开发规模及区域位置和气象条件，建议桑合油田采用环形掺热水保温集输流程，对于边远井和低产井采用单井建40m^3燃煤火烧芯方罐集输方式，这样既可实现油井的连续生产，又可最大限度节约投资和运行成本。     

塔河油田稠油集输系统评价与优化技术研究

为降低塔河油田的稠油集输系统运行费用和操作成本,开展了塔河油田稠油集输技术优化研究,以促进塔河油田高效经济开发.对塔河一号联站外集输管网进行了评价,评价结果表明,站外管线的管输效率普遍较高,在85%以上,有些管线管输效率偏低是因为流量偏低,温降较大;影响站外能耗的主要因素是管线的热力损失.稠油集输可以采取的方式包括加热、掺水和掺稀油,这三种方式中,输送的能耗由小到大的顺序依次为掺水、掺稀油、加热.     

中东某油田地面集输系统工艺优化

中东某油田稠油物性的特点是原油密度、黏度差异较大,采用丛式井拉油生产,流程不密闭,伴生气放空,生产成本较高且环境易污染.针对该油田地面集输系统存在的诸多问题与现状,宜形成二级布站、单管加热降黏、油套分开集输工艺模式.地面工程优化应采用的主要工艺技术有多相流活动计量装置、单管加热降黏集输工艺、油套分开集输工艺和优化集输站场工艺.这样可简化生产管理,经济效益亦较高.     

江汉采油厂攻克钟112井区稠油集输工艺难题

<正>今年以来,江汉采油厂优化集输工艺,攻克了钟112井区稠油集输能耗大、破乳脱水难度大等难题,目前,该井区处理后的外输原油含水率与水中含油两项指标均达标,且脱水效果比较稳定,较好地满足了生产要求。钟112井区是该厂重点产能开发区块,具有高凝、高粘、高胶质的"三高"特点。因井区伴生气不足,主要靠钟寺轻烃站提供液化气进行生产,能耗较大。为此,该厂工艺技术人员反复论证,确定在钟112站采用恒流掺污水工艺降粘,取消外输加热。方案实施后,钟112站外输温度由65℃下降为     

吉7井区稠油自乳化特征分析

吉7井区深层稠油油藏采用水驱开发,生产过程中乳化现象普遍,为了了解乳化作用对开发效果的影响,对吉7井口产出液的乳化特征进行了分析,通过滤纸润湿法判断产出液类型,采用水中氯离子含量的变化判断乳化发生的时机,并通过显微镜镜下观察乳状液液滴粒径分布评价其稳定性.实验表明,吉7原油具有特殊的乳化性能,在没有添加外来乳化剂的情况...