轮古稠油降粘方法评价

考察了各种常规井筒降粘技术,如电加热降粘、掺稀油降粘、乳化降粘及降凝降粘剂降粘法,对轮古稠油井区稠油在中高含水期的降粘效果和适用性。结果表明,电加热降粘法不适宜于轮古稠油,乳化降粘法和降凝降粘剂降粘法对轮古稠油的适用性也不理想,掺稀油降粘法是一种适合于轮古中高含水期稠油降粘的技术。     

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。     

稠油降黏开采技术研究进展

综述了稠油降黏开采技术的近期进展，重点是乳化降黏法和微生物法中生物表面活性剂的作用，论题如下。前言：国外、国内稠油油藏及其开采。①稠油组成及其高黏实质。②物理法降黏，包括掺稀油法和蒸汽、电加热法，新疆塔河油田一口井用掺稀油法试油开采。③化学法降黏，包括催化水热裂解、乳化、破乳及油溶性降黏剂，简述了降黏机理．介绍了国内乳化降黏剂研制和应用方面的成果。④微生物法降黏：包括微生物采油机理、生物表面活性剂性质、生物表面活 性剂用于EOR、国内产表面活性剂菌种筛选。参44。     

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。     

塔河油田超稠油混合掺稀降黏实验研究

塔河油田超稠油的开采关键在于降黏,实践证明掺稀降黏是塔河超稠油开采的有效方法,但稀油与稠油在井底混合均匀程度不高,使得降黏效果与室内实验差距较大。研究发现,在掺稀油时掺入少量混合芳烃可提高掺稀降黏效果。实验结果表明,在静态下混合芳烃对塔河超稠油有良好的溶解能力,掺入混合芳烃能够显著降低超稠油黏度,且降黏效果好于单一掺稀油效果,同时又可节约稀油资源。     

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.     

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。     

陈庄稠油乳化降黏试验

稠油乳化降黏技术是采用加剂的方法,将表面活性剂(乳化剂)加入稠油中形成乳状液,添加乳化剂后形成的乳状液的黏度可比稠油黏度降低2~4个数量级甚至更多。针对陈庄稠油,进行了室内实验,配置了一系列O/W型乳化剂,通过HLB法与静态稳定性实验对近20种乳化剂及其复配方案进行了初选。从降黏率的角度出发,对初选出来的9种乳化剂进行优选,最终筛选出了降黏效果好、静态稳定性优的两种复配型乳化剂,即司班80(25.8%)与十二烷基苯磺酸钠(74.2%)复配型乳化剂、司班80(10.1%)与十二烷基苯磺酸钠(89.9%)复配型乳化剂,两种乳化剂的降黏率均在99%以上。     

泾河油田井筒降黏技术适应性分析与评价

针对泾河油田原油黏度大,胶质、沥青质含量高,容易发生抽油机不同步及软卡现象等特点,分析了井筒化学降黏技术、井筒掺稀降黏技术和双空心杆井筒降黏技术等3种常用的稠油井筒降黏工艺对本地区原油的适应性,并对现场试验效果进行了评价,结果表明,井筒化学降黏技术对泾河油田17井区稠油具有良好的降黏效果,同时能有效降低集输油井的井口回压,适用性较好;由于稀油资源缺乏,井筒掺稀降黏技术不适宜在本地区推广;对于地层供液能力充足,产量较高,含水较低,原油温度敏感性好及原油黏度小于100 000 m Pa·s(50℃)的稠油井,可采用双空心杆井筒降黏技术。     

稠油降粘方法概述

综述了目前常用的稠油 (包括特稠油和超稠油 )降粘方法 (包括掺稀油降粘、加热降粘、稠油改质降粘及化学降粘等四种 )的降粘原理及其优缺点。掺稀油降粘存在着稀油短缺及稠油与稀油间价格上的差异等不利因素 ;加热降粘则要消耗大量的热能 ,存在着较高的能量损耗和经济损失 ;改质降粘要求较为苛刻的反应条件 ,同时使用范围较窄 ;化学降粘使用范围相对较宽 (包括油层开采、井筒降粘、管道输送等领域 ) ,同时工艺简单 ,成本较低 ,易于实现。分析认为 ,采用化学降粘方法进行稠油降粘具有一定的优势 ,建议优先考虑。     

轮古15井区含水稠油流变性实验研究

轮古15井区已进入中高含水期,含水稠油的流变性将对降黏举升工艺产生重大影响。通过室内实验,测定了含水稠油在不同温度及剪切速率条件下的剪切应力及黏度,研究了含水率、温度、剪切速率等因素对稠油流变性的影响。研究结果表明,稠油黏度随含水率增大而明显减小,但在高含水率情况下仍需要降黏才能开采;不同含水稠油的流变特性均可用幂律模型加以描述,因此可以用幂律模型对不同产量的稠油井进行不同含水率情况下的黏度计算及预测。     

有杆泵—喷射泵复合举升系统动力液优化设计研究

轮古油田井深油稠,地层供液能力较差,单一的举升工艺很难适应油田生产的需要,因此应用了以稀油为动力液的有杆泵—喷射泵复合举升系统。为了解决目前稀油用量较大的问题,提出了产出液和混合液作为复合举升系统动力液方案,分别建立了其黏度、密度和稀油比例的模型,并分别对稀油、产出液、混合液以及活性水作为复合系统动力液展开可行性分析,通过对比计算得出掺稀比例为0.5时的混合液为最佳动力液方案。对该混合液作为复合举升系统动力液开展了实例计算和现场应用,结果表明该动力液系统可以维持较高的泵效,同时使得单位体积稀油携带能力得到很大的提高,从而极大地节约了稀油资源。     

英2井深层稠油油藏注气吞吐降黏实验

针对吐哈油田英2井侏罗系七克台组深层稠油油藏的地质特征和在开发过程中存在的问题,通过对天然气、氮气、二氧化碳等3种气体进行注气吞吐降黏实验研究,评价3种气体的降黏效果及混溶稠油的PVT性质变化规律,优选出最佳的注入气源。实验及研究结果表明,3种注入气源均具有一定的降黏效果,其中二氧化碳的降黏效果最好。同时,指出气体的溶解降黏、弹性驱动及携带、超临界萃取等作用是提高深层稠油油藏原油采收率的最主要机理。     

高能纳米波稠油冷裂解技术应用效果评价

由于稠油井筒举升与地面集输过程中需要配套环空掺稀油、空心杆电加热或燃气炉加热等降黏工艺,导致稠油开采成本居高不下。根据国内外稠油降黏新技术现状,采用高能纳米波稠油冷裂解技术进行多次现场试验与分析,证实了该技术对稠油的改质降黏作用显著,原油循环处理最大降黏率为81.7%,单次处理最大降黏率为43.7%,初馏点由105 ℃降至81 ℃,330 ℃内总馏分含量提高了5.7%,可实现原油由重质组分向轻质组分的转化。该研究对稠油油藏降本增效具有借鉴意义。     

国内外重油加工技术新进展

阐述了国内外重油加工技术的新进展,详细分析了减粘裂化工艺、溶剂脱沥青技术、延迟焦化技术等工艺的特点。通过对多种工艺技术的对比分析,认为FCC技术作为重油加工的主体技术,在未来炼油工艺中还将继续发挥其不可替代的作用。     

劣质重油浅度热裂化中试研究

中国石化洛阳工程有限公司（LPEC）开发了一种将浅度热裂化反应和深度热裂化反应有机结合加工劣质重油的新技术（ADCP）。该技术可显著改善延迟焦化装置的进料性质、延长加热炉的运行周期、提高液体产品的产率。为了给工业生产装置提供基础设计数据,LPEC在自建的中试评价装置上,考察了浅度热裂化反应条件对生成重油的黏度以及甲苯不溶物含量的影响。结果表明,提高反应温度或延长冷油停留时间,浅度热裂化后的重油轻质化明显,黏度显著降低。当基准冷油停留时间为“t”时,反应温度由(T-30)℃提高到(T+30)℃,减黏率由1880%提高到8925%;在基准反应温度为“T”时,冷油停留时间由(t-20)min延长到(t+20)min,减黏率由4006%提高到7286%;但过高的减黏率会加剧甲苯不溶物的生成,不利于工业装置的长周期安全运行,因此应选择适宜的操作条件,将减黏率控制在一定范围之内。     

华北油田泽70区块乳化降黏稠油破乳效果分析

选出具有代表性的乳化降黏稠油作为化学破乳研究的基准体系,使用目前较新的基于光散射原理的自动化检测方法———稳定性分析法,对破乳体系及过程进行实时动态脱水速度和脱水率的评价分析,与传统的瓶试法对比,二者的评价结果基本一致,但新方法较大地提高了效率和准确度。对脱出污水含油率和净化油含水率两项指标进行评价分析,说明针对经过乳化降黏处理的稠油体系使用化学破乳的脱水效果是符合现场要求的。     

Ni~(2+)和Sn~(2+)改性的SO_4~(2-)/ZrO_2固体超强酸催化剂对稠油的降黏性能

稠油黏度高的特性使其开采难度较大。为降低胜利油田稠油的黏度,制备了金属离子(Ni2+和Sn2+)改性的SO42-/ZrO2固体超强酸催化剂,考察了这两种催化剂对稠油的降黏性能。实验结果表明,Ni2+和Sn2+改性的SO24-/ZrO2固体超强酸催化剂能在较低的温度下催化稠油降黏,在反应温度240℃、压力3~4MPa、反应时间24h、稠油与催化剂质量比100∶0.05的条件下,稠油的黏度由0.319Pa.s分别降至0.135Pa.s和0.163Pa.s,降黏率达57.7%和48.9%。反应后,稠油中的饱和烃含量增加,芳烃、胶质和沥青质含量减少,杂原子S和N的含量降低。同时发现,水的存在对稠油降黏不利。