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。     

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.     

采用掺稀降粘法探索新疆超稠油的应用

随着中轻质常规油资源的消耗,如何有效、经济地开采和利用非常规的重质油和沥青资源日益受到了人们的重视。本文首先对新疆超稠油的基本性质进行分析,然后考察其在50℃和常压的条件下,甲苯和汽油的掺入对超稠油降粘效果的影响,综合考虑稀油成本、减粘效果等因素,选择适当的掺油方式和比例混合掺入甲苯和汽油,并测试混合油的主要指标,以探索利用该超稠油制备船用燃料油的可能性。结果表明,掺入甲苯能够显著降低超稠油的粘度,而掺入汽油的降粘效果远不及掺入甲苯。在同样的掺稀比例下,先加甲苯后加汽油的降粘效果更好。通过采用混合掺入稀油(汽油和甲苯)对新疆超稠油进行降粘,所得混合油可达到180~#和380~#船用燃料油的大部分指标要求,具有一定的利润空间。     

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。     

缝洞型稠油油藏掺稀开采井试井分析方法的改进与应用

在塔河缝洞型稠油油藏开采过程中，通常采用掺稀降黏的技术进行生产，掺稀降黏开采井井筒条件复杂，井底压力测试难度较大，主要通过测试环空液面数据折算井底压力进行分析。目前，已有的井底压力折算方法对于掺入稀油的影响考虑不足，并且常规试井解释无法处理关井前注稀油防堵塞措施的影响。考虑掺入稀油的影响，建立了一套适用于掺稀开采井的液面数据井底压力折算方法，同时针对不同测试曲线特征，分别建立了多级流量处理及变井筒储集效应处理的分析方法，综合形成了一套改进的掺稀开采井的液面数据试井分析方法。应用该方法进行现场实例计算，结果表明计算结果可靠性较好，为缝洞型稠油油藏掺稀降黏开采井的液面数据分析从数据处理到试井解释提供了一整套实用的应用方法。     

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。     

矿物绝缘加热电缆在塔河超稠油开采中的应用

塔河油田为碳酸盐岩超深、超稠油油藏,主要应用掺稀降粘工艺开发。在目前低油价、稀油用量需求高、稀稠油差价大的形势下,需寻求高效降粘工艺以降低掺稀油用量,实现稠油效益开发。塔河稠油粘度高、温敏性强,物理降粘潜力大。在前期电加热工艺应用的基础上进行了系统优化,创新研发了新型矿物绝缘加热电缆。现场应用5井次,平均井温提升35℃,平均稀稠比降低幅度46%,节约稀油21 182t,增油4 702t。现场应用表明,矿物绝缘加热电缆技术稳定可靠、提温效果好、节约稀油率高,在塔河超稠油开采中具有极大的推广应用潜力。     

超稠油的低成本开发

超稠油开发降本增效是一项系统工程。除了掺稀之外,优化注汽、技术创新、管理挖潜也是利器。“累计产油1946万吨,动用稠油区块难动用地质储量2．62亿吨。”这是西北油田塔河采油二厂2001年以来,对350余口超稠油井采用以掺稀降黏为主要手段的开采方式所取得的成果。至此,塔采二厂解决了深层碳酸盐岩溶缝洞型复合油藏稠油开采的世界性难题。     

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。     

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。     

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。     

稠油油溶性降黏剂结构与性能的关系

研究了塔河稠油沥青质含量与稠油粘度的关系。根据稠油中沥青质含量较高且极性较强,粘度主要是由沥青质聚集体引起的研究结果,针对超稠油特性研制了极性聚合物作为油溶性降黏剂主剂,表面活性剂作为助剂的复合配方。通过调控主剂分子结构中极性基团的比例来改变其极性的强弱,通过选择助剂适合的烷基碳链长度、芳香环数以及支化甲基数,达到协同增效的目的。结果表明:当主剂极性大小适当,助剂结构适当时具有协同增效作用。复合降粘剂对塔河十区、十二区稠油降黏效果显著,加剂量质量分数0.5%时,降黏率大于30%,节约稀油率约35%。     

塔河油田两种主要稠油井筒降粘技术的分析与评价

对塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析结果表明，掺稀油和化学降粘两种稠油井筒降粘技术适用于塔河油田6区稠油井的开采。简要介绍了两种降粘技术原理，实验室和油井使用结果表明，掺稀油技术适用于稠油粘度大于50000mPa·S、油井含水低于20％的自喷井，在稀油与稠油体积比l：2至1：1时，降粘率达90％以上；化学降粘技术选择的乳化降粘剂XS-2具有抗盐性强、使用温度范围宽的特点，在油水体积比7：3、温度60℃、XS-2用量1．0kg／t原油条件下，T433油井稠油粘度由3156mPa·s降低至345mPa·s。     

环空压力控制阀的研究与应用

塔河油田部分区块为特稠、超稠油藏,大多采用掺稀降黏生产方式,在完井作业时需要考虑掺稀通道的问题。对稠油井中带有封隔器的完井生产管柱,通常下入掺稀滑套;常规滑套需要对管柱进行正加压打开循环通道,滑套内部存在明显的缩径机构,对酸压施工的泵压和排量有一定的限制;影响了储层改造的效果。环空压力控制阀不需投球,只需对环空进行加压即可打开阀孔,不会对酸压和生产造成影响,能够更好地满足现场施工的要求。     

Synthesis and evaluation of an oil-soluble viscosity reducer for heavy oil

To reduce the viscosity of highly-viscous oil of the Tahe oilfield (Xinjiang, China), an oilsoluble polybasic copolymer viscosity reducer for heavy oil was synthesized using the orthogonal method. The optimum reaction conditions are obtained as follows: under the protection of nitrogen, a reaction time of 9 h, monomer mole ratio of reaction materials of 3:2:2 (The monomers are 2-propenoic acid, docosyl ester, maleic anhydride and styrene, respectively), initiator amount of 0.8% (mass percent of the sum of all the monomers) and reaction temperature of 80 °C. This synthesized viscosity reducer is more effective than commercial viscosity reducers. The rate of viscosity reduction reached 95.5% at 50 °C. Infrared spectra (IR) and interfacial tensions of heavy oil with and without viscosity reducer were investigated to understand the viscosity reduction mechanism. When viscosity reducer is added, the molecules of the viscosity reducer are inserted amongst the molecules of crude oil, altering the original intermolecular structure of crude oil and weakening its ability to form hydrogen bonds with hydroxyl or carboxyl groups, so the viscosity of crude oil is reduced. Field tests of the newly developed oil-soluble viscosity reducer was carried out in the Tahe Oilfield, and the results showed that 44.5% less light oil was needed to dilute the heavy oil to achieve the needed viscosity.     

深层稠油掺稀油举升方法研究

深层稠油在油藏条件下具有一定的流动能力 ,但在井筒中的流动阻力却很大 ,造成生产上的困难。该文针对深层稠油油藏的特点 ,在对稠油粘温关系和深井举升工艺进行研究的基础上 ,结合实验室掺稀油降粘效果研究结果 ,对空心杆泵上和泵下掺稀油举升工艺的可行性进行了研究。设计结果及现场生产分析结果表明 ,空心杆掺稀油是一种适合于深层稠油冷采的举升方式。     

一种新型掺稀方式——套管空心杆掺稀

塔河油田生产油井中掺稀稠油井占很大比例,针对塔河油田稠油掺稀工艺存在的掺入稀油压力不稳、稀油混合不均匀以及稀油利用率低等问题,在目前三种掺稀生产方式的基础上分析三种掺稀生产方式的优缺点,对其进行优化改进,设计出一种新的掺稀方式,建立一种新型掺稀模型,阐明工作原理和生产流程,论证其结构和可行性。证明新的掺稀生产方式在生产现场能有效提高稀油的利用率,缓解稀油不足带来的问题,改善压力不稳的情况。     

月海油田月东稠油油藏输送工艺研究

月东稠油油藏属于滩海稠油区块，附近没有稀油来源，采取常规稠油掺稀油输送方式存在一定的难度，借鉴以往生产实践，可采用加热或乳化降粘输送。本文在室内流变实验数据的基础上，对月东稠油油藏原油外输管线沿程压降计算方法进行了论述，并提出了优选方案，从而为该区稠油外输工艺提供了科学依据。