原油磁化防蜡实验研究

为了研究强磁场处理对原油防蜡效果的影响，根据正交实验设计法选择了磁处理条件。通过测量磁处理前后原油的冷却曲线，得到了孤岛脱气原油的磁处理优化参数，即磁感应强度200mT，蜂数4蜂，磁处理温度70℃；并分析了影响磁处理防蜡效果的因素。结果表明，磁感应强度和磁化温度是影响防蜡效果的重要因素，但是磁感应强度并不是越高越理想。     

Adsorption of surfactants on minerals for wettability control in improved oil recovery processes

Chemical-flooding schemes for recovering residual oil have been in general less than satisfactory due to loss of chemicals by adsorption on reservoir rocks, precipitation, and resultant changes in rock wettability. Adsorption and wettability changes are determined mainly by the chemical structure and mix of the surfactants, surface properties of the rock, composition of the oil and reservoir fluids, nature of the polymers added and solution conditions such as salinity, pH and temperature. The mineralogical composition of reservoir rocks plays an important role in determining interactions between reservoir minerals and externally added reagents (surfactants/polymers) and their effects on solid–liquid interfacial properties such as surface charge and wettability. Some of the reservoir minerals can be sparingly soluble causing precipitation and changes in wettabilty as well as drastic depletion of surfactants/polymers.Most importantly, the effect of surfactants on wettability depends not only how much is adsorbed but also on how they adsorb. A water wetted rock surface that is beneficial for displacement of oil can be obtained by manipulating the orientation of the adsorbed layers. New surfactants capable of tolerating harsh conditions created by extremes of pH, temperature or inorganics and capable of interacting favorably with inorganics and polymers are promising for enhanced oil recovery. In this regard, such surfactants as sugar based ones and pyrrolidones are attracting attention, as they are also biodegradable. In many cases, mixed surfactants perform much better than single surfactants due to synergetic effects and ability to alleviate precipitation. Also, addition of inorganics such as silicates, phosphates and carbonates and polymers such as lignins can be used to control the adsorption and the wettability. In this paper, use of specialty surfactants and their mixtures is discussed along with the mechanisms involved.     

油田注水集输系统离心泵调速节能研究

油田注水集输系统离心泵由于载荷经常变化 ,大多不能在其额定工况点工作 ,泵效低 ,且需要用泵出口阀调节流量 ,产生一定的泵管压差 ,造成较大的能量损失。为此 ,开展了定速泵调速节能研究。介绍了变极调速、变频调速和液力调速离合器调速 3种调速方法及相应的节能计算公式。对在单元制系统中调速离心泵的运行经济性、调速范围和母管制系统中离心泵的调速所带来的问题进行了探讨。指出双速电动机用于输油泵的调速时 ,应选用转矩按转速平方降低特性的电动机 ;调速泵的运行经济性受到管路阻力特性曲线的限制 ,其调速范围受到管路阻力特性曲线、系统所需扬程和泵运行特性的限制 ;在母管制系统中把部分定速泵改为调速泵时 ,应将性能较高的定速泵改为调速泵     

油气田开采中管道微生物腐蚀防护技术研究现状与趋势

腐蚀是油气田管道设施运行中的关键共性科技问题。在油气田环境中,微生物腐蚀是油气田主要的腐蚀类型之一,也是油气田开采过程中的腐蚀控制难题。综述了目前油气田微生物腐蚀的研究认识现状、研究进展和当前的主要防腐蚀方法和控制技术,分别介绍了腐蚀微生物群落、微生物腐蚀机理、腐蚀微生物检测和管道微生物腐蚀控制措施等,并针对油气田微生物腐蚀研究和防护控制提出了相关建议。     

油田开发后期油井清蜡防蜡方法

油田开发过程中油井结蜡现象普遍存在，严重影响了油井的正常生产。为此，分析了油田开发后期油井的结蜡机理和影响因素。简要介绍了国外最新应用的清蜡、防蜡方法，诸如油井油管注入阀清蜡、负压冲击清蜡、井下就地产热清蜡、油井直接电加热清蜡和使杆管表面亲水防蜡等。指出了只有正确认识油田开发规律，采取有针对性的清防蜡方法，才能保证油田的正常生产。     

先进过程控制在蜡油催化裂化装置上的应用

主要介绍了先进控制系统在中国石油化工股份有限公司洛阳分公司Ⅰ套蜡油催化裂化(FCC)装置上的工业应用情况。针对FCC装置的实际工艺条件与控制目标,论述了先进控制系统的组成和控制策略,分别讨论了反应再生、分馏系统和吸收稳定系统的先进控制问题。先进控制的应用可以克服各种干扰因素,保证被控变量(温度、液位和产品质量等)的平稳,提高装置的操作与维护水平。应用结果表明,该系统实现了装置的平稳控制,系统投运率达到98%以上,减少了操作人员的工作强度,实现了质量卡边控制、提高高价值产品收率和节能降耗的目标,总液收率达到90.60%,比投用前提高了0.73%,能耗降低了82.89 MJ/t,每年可降低成本10.13×106RMB$。     

油井清防蜡剂的国内研究进展

综述了油井结蜡的机理及影响因素,详细地介绍了化学清蜡剂和化学防蜡剂的国内进展及各种清防蜡剂的优缺点,指出了未来研究的重点方向是高效、稳定、环保、适用性强、多功能的清防蜡剂。     

割缝筛管防砂设计及应用

针对油 (水、气 )井防砂完井优配割缝筛管的需要 ,从理论研究和应用实践中 ,总结出一套割缝筛管的设计方法 ,其中包括割缝筛管的防腐设计 ;割缝筛管的防垢设计 ;基于形成砂桥来控制地层砂的设计原则和基于完全阻止地层砂移动的设计原则来进行割缝筛管的缝宽设计 ;割缝筛管的面密度的设计 (包括裸眼井用割缝筛管 ) ;割缝筛管的缝长设计。最后给出了割缝筛管防砂设计程序框图     

油气井防砂综合决策技术及软件系统开发

根据油气井防砂综合决策的基本理念,从定性经验出砂预测、出砂临界生产压差预测、实际出砂半径及出砂量预测等4个层面系统地研究了出砂预测技术。提出了一套基于综合模糊评判与B-P神经网络的防砂工艺方案决策的过程与方法,给出了以防砂筛管防砂精度设计及砾石尺寸优选为核心的防砂工艺参数优化设计理论与方法,建立了一套可用于各种防砂工艺的产能评价及预测模型。基于防砂措施对油气井生产动态的影响体现在挡砂效果、增产效果和改善井底流动条件效果3个方面,提出了一套防砂效果综合评价技术体系及相关的评价标准。在此基础上,开发了油气井防砂综合决策系统平台—Sandcontrol Office,介绍了其基本模块与功能及应用情况。     

二连油田油井防砂工艺

二连油田各区块的出砂情况各不相同,可以分为3种类型,一是蒙古林油田主要是无机调剖剂的产出(粒径在0.05～3 mm不等);二是锡林油田主要是套管损坏后,管外的水泥环被破坏,油井产出物为水泥浆夹带地层岩屑(粒径在0.03～8mm不等);三是哈南与阿南油田主要是地层中的松散砂粒.这些出砂没有形成规模,只出现在个别的井组和单井.因此本着少投入,多产出的原则,对国内的机械防砂和化学防砂技术进行了对比,取其长处,形成了适合二连油田的筛管悬挂式防砂工艺、简易防砂管柱技术和防砂泵防砂3项技术.通过现场应用较好地解决了不同出砂井的问题,提高了生产时率.     

油井清蜡用智能点滴加液装置

为了解决目前几种不同加液清蜡方式都存在的清蜡剂药液浪费严重、操作复杂、劳动强度大、工作效率低等问题,研制了油井清蜡用智能点滴加药装置。该装置以P89LPC938单片机为核心,控制柱塞泵间歇工作,从而实现点滴加液。它具备掉电后上电自动恢复、低温自动加热、超压自动保护、低液位及漏电保护功能,可节省人力物力,延长油井正常工作时间。使用结果表明,该装置运行正常可靠,具有操作简单、清蜡成本低、不污染油层等特点。     

石油库消防系统自动化建设和改造的特点及发展趋势

以港口浦油库消防系统实施自动化改造为例,重点介绍了设置自动报警装置和实现消防泵房自动化的一些基本做法,如采用压力式泡沫比例混合装置,自动启闭的阀门,设置恒压系统,对消防水池进行配套改造等。此外,还介绍了实现消防自动化的发展方向。     

稠油油藏凝胶调驱提高采收率技术

利用建立的可动凝胶体系驱油渗流数学模型,描述可动凝胶体系在多孔介质的复杂渗流行为.在此基础上编制数值模拟软件,并运用软件对稠油油藏凝胶调驱注入参数进行优化方案设计,实施后效果良好.该方法对于陆上常规稠油油藏采用凝胶调驱提高采收率具有重要指导意义.     

示踪剂资料在锦16块整体调驱设计中的应用

对于长期注水开发过程中形成的优势渗流通道,主要采用可动凝胶调驱来进行治理,而调驱剂用量设计是治理效果好坏的主控因素。锦16块二元驱试验区进行整体调驱时,应用示踪剂资料对常用调剖剂用量设计公式中的调驱半径和方向系数进行了必要的修正,考虑了注水推进速度在各井组间的差异和各向异性。实例证明,该方法适合明显存在优势渗流通道情况下注聚合物前的整体调剖设计。     

炼油厂原油罐底板的腐蚀与防护

针对兰州炼油厂原油罐底板腐蚀泄漏情况严重的问题,对三具原油罐底板的腐蚀情况做了检测及原因分析。原油罐底板的腐蚀形貌主要是点蚀和溃疡腐蚀,其中点蚀是由罐底污水中的氯离子造成的,而溃疡腐蚀是由原油污泥形成的垢下腐蚀造成的。针对原油罐腐蚀特性,经过实验,提出了铝牺牲阳极电化学保护与涂刷耐腐蚀涂料相结合的防护措施。实时监测所得的罐底板电位始终处于-085～-10V范围内,表明原油罐底板的腐蚀得到了有效控制,底板与电极接触可靠,达到了原油罐长效防护,炼油厂原油安全储运之目的。     

流势调控在缝洞型碳酸盐岩油藏控水稳油中的应用

为解决缝洞型油藏因见水和含水上升导致的产量递减,在现有常规砂岩油藏流势表征的基础上,根据缝洞型油藏的地质特征,提出了相应的流势表征新方法,并通过计算和模拟,明确了缝洞型碳酸盐岩油藏流势主要由位能和压能构成。基于流势是控制地下流体流动的决定性因素,提出了通过改变生产压差实现流势调控从而改变流体流动方向的控水技术策略,形成了与水侵方向和水体强弱相关的选井和调整设计等流势调控的关键技术。最后通过实例分析进一步论证了流势调控是缝洞型碳酸盐岩油藏控水稳油的一种有效手段,截至目前在塔河油田已经实施13单元,11单元有效,累计增油近10万t。     

多级节流井控系统的研究

多级节流智能控制系统是一套复杂的机、电、液一体化系统,涉及多项技术,其关键技术是对井控节流阀压降的实时控制。系统采用计算机电液比例闭环控制,建立了系统的数学模型,并结合石油天然气井控的相关知识采用PID控制算法,对液动节流阀的阀芯位移和阀压降进行比较准确的控制。通过现场试验表明,该系统工作平稳,控制精度高,其安全性、可靠性和可操作性完全能够满足现场压井作业的需要。     

Variations in wetting behavior of mixed-wet cores resulting from probe oil solvency and exposure to synthetic oil-based mud emulsifiers

Mixed wettability (MXW) results from adsorption from crude oil on rock surface which is not overlain by bulk water. Crude oil/brine/rock interactions and their effect on oil recovery are often investigated after replacing the crude oil with a mineral oil. If crude oil is displaced directly by mineral oil, extreme wettability alteration, referred to as MXW-DF (direct flood), is observed. Less change is observed if an intermediate solvent, such as decalin, is used to avoid destabilization of asphaltenes contained in the crude oil; wettability conditions attained by this treatment are referred to as MXW-F (film). The oil used in a displacement test is referred to as the probe oil, the most common choice being either crude oil or mineral oil. There is strong practical interest in developing MXW-F cores that have wetting properties that are comparable to wettability at reservoir conditions. The main objective of this work is to compare the effect of probe oil solvency, characterized by refractive index, on wetting behavior, characterized by spontaneous imbibition, with MXW wettability given by the parent crude oil. The tested probe oils included mineral oils, alkanes, decalin, toluene, alpha-methylnaphthalene (AMN), crude oils and modified crude oils with both increased and reduced solvency, and base oils and solutions of emulsifiers used in synthetic oil-based mud (SBM) formulations. Wettability established by direct displacement of crude oil with an alkane (MXW-DF) showed systematic increase in water wetness with increase in solvency of the probe oil. Other approaches to tuning MXW-F wettability states by choice of probe oil are also presented. Base oils used in the formulation of SBM had essentially no effect on the imbibition behavior of MXW-F, whereas exposure of MXW-F cores to two kinds of emulsifier resulted in persistently suppressed imbibition for a wide range of probe oils.     

抽油机自适应控制节能器研制

油田开发后期油井供液量不足，造成抽油机的抽空和机械磨损，为此，利用单片机系统通过实时检测抽油机电压、电流及其相位差，建立相应的功率因数曲线，采用自适应优化机制，动态调整启停机时间，实现抽油机的运行时间随油井的液量变化而变化。在保证油井产量的前提下，实现抽油机工作效率的最优化，达到节能降耗的目的，现场应用显示，系统节能效果良好。     

稠油热采井氮气泡沫调剖技术研究与应用

针对河南稠油热采井的汽窜问题,开展了氮气泡沫调剖技术体系的室内实验及参数优化研究,通过发泡剂的静态性能评价和单双管连续驱替实验,确定了最佳发泡剂质量分数和最佳气液比,优选发泡剂质量分数为0.5%,推导出最佳气液比在地面条件下注氮气量与蒸汽量之比约为40:1左右,单井汽窜的泡沫调剖段塞注入量为0.1 PV左右。2007年,经过现场7口井的氮气泡沫调剖试验,措施有效率85.7%,取得了较好的增油效果,措施后平均单井注汽压力与措施前相比上升0.6 MPa,有效封堵了热采井的汽窜通道。