关于稠油的开采技术探究

分析了制约稠油开采的主要问题,综述了稠油开采的主要技术,建议开展地下稠油变稀油技术攻关,将稠油开采难题转化为稀油开采问题,大幅提高稠油产能和最终收率。     

关于稠油的开采技术探究

分析了制约稠油开采的主要问题,综述了稠油开采的主要技术,建议开展地下稠油变稀油技术攻关,将稠油开采难题转化为稀油开采问题,大幅提高稠油产能和最终收率。     

稠油开采技术进展

分析了制约稠油开采的主要问题,综述了稠油开采的主要技术,建议开展地下稠油变稀油技术攻关,将稠油开采难题转化为稀油开采问题,大幅提高稠油产能和最终采收率。     

稠油降粘主要技术及应用实践刍议

世界上稠油资源非常丰富,约占全球石油总资源量的70%以上。稠油开发和集输主要采取加热、掺稀、化学等降粘方法,以最大化挖掘其经济价值。加热降粘法消耗能量大,投资成本高,但适应范围广;对于稠油产量巨大的油田,如附近有稀油资源,掺稀降粘被证实为经济有效;实践应用中也会掺入降凝剂或减阻剂等化学药剂,改善稠油集输效率。委内瑞拉重油带普遍采用上述三种方法进行稠油开采。     

草西南超稠油区块热采技术研究

中国稠油及超稠油资源量约有250亿t,约占我国石油总资源量的28%,现在已探明的稠油及超稠油稠油可采储量约有12亿t,占探明石油可采储量的7.5%。稠油开采技术研究工作任重而道远,稠油甚至是超稠油开采将在今后的国家能源战略中占据重要地位。因此对于处于油田开发中后期的胜利油田乐安油区同样如此,其常规开采方式为热采,所以对于乐安油田草西南超稠油区块热采技术研究尤为重要。     

浅析我国稠油开采现状与技术发展

世界上稠油资源极为丰富，地质储量远超过常规原油（稀油）的储量。本文简要介绍我国稠油开采现状与技术发展，并对稠油的开采技术提出了展望，旨在提升稠油开采效率。     

改善超稠油区块开发效果实现经济利益最大化的研究与实践

辽河盆地经过近40年勘探开发,已探明稠油地质储量超过10亿吨,动用稠油储量约7.4亿吨,稠油产量已占辽河油田总产量的60%以上。根据勘探开发研究院产量预测,其中超稠油年产100×104t可稳产10年以上,采收率21.3%。虽然,由于蒸汽吞吐技术及开采工艺的进步,超稠油油藏得到了一定开发,但由于超稠油油品的特殊性质,决定了其开采工艺要比稀油和普通稠油复杂得多,在这种情况下,改善超稠油区块开发模式,寻找可持续发展,创造最佳经济效益,已成为超稠油生产管理者当前最为关心的问题。     

掺稀降黏技术研究及其在渤海Q油田应用评价

针对渤海Q油田原油黏度大、采出程度低的问题,对稠油掺稀油技术在渤海Q油田可行性进行了研究。分析了稠油稀油的基本性质,考察了稠油掺稀比例、含水率、温度、剪切速率对掺稀降黏的影响。综合考虑稀油成本等因素,选择适当的掺油方式和比例,以探索利用稀油降低稠油黏度、提高采收率的可行性。结果显示,随着温度升高,掺稀降黏体系的黏度降低;含水率增高,体系黏度增加。确定稠油掺稀比例为8∶2,同时发现在油田开发初期含水较低情况及稀油低速注入条件下有较好采出效果。Q油田进行稠油掺稀油开采,高部位稠油和深部位稀油储量比接近8∶2,与实验结论 8∶2的掺油比接近,故从储量潜力角度评价,该技术在Q油田初期低含水开发阶段具有应用前景。     

浅谈计量掺液一体化集成装置在辽河油田的应用

辽河油田油品性质多样,既有稀油、稠油,又有高凝油和天然气,是全国最大的稠油和高凝油开采基地。掺液(稀油)降粘是稠油集输的常用工艺,辽河油田稠油区块普遍采用此工艺,配套地面设施为计量接转站内设置的稠油掺稀油计量间及计量分离器,采油单井进站使用计量分离器玻璃管量油,稀油经掺稀油计量间集中分配,并经独立掺稀油管线送至井口。     

濮深18块高胶质稠油掺稀降粘室内研究

针对中原油田濮深18块稠油油藏特点和稠油性质,进行了稠油掺稀降粘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例的稠油降粘实验,实验结果表明：稀油类型和掺稀比例等因素都会影响降黏的效果。当稠油与文一联稀油以体积比1：2混合后,稠油黏度下降幅度较大,降粘效果明显好于其他类型稀油。将实验测得的稠油掺稀粘度数据进行拟合后得到模型参数,模型计算值与实验值吻合较好,具有较高的计算精度。     

鲁克沁东区稠油超临界蒸汽吞吐评价

鲁克沁采油厂稠油具有高粘度、高密度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量"四高一中"的特点,目前鲁克沁采油厂稠油开发主要采用的是泵上掺稀油的冷采方法,并取得良好的效果,但是由于稀油资源紧缺,为了加大开发稠油的力度,鲁克沁采油厂积极实验探索新的开采方法,在东区Y4P1井和Y501井进行了超临界蒸汽吞吐的矿场实验,取得良好效果,为鲁克沁超深稠油开发奠定了基础。     

稠油热力开采降粘方法探索

稠油油藏具有埋藏深、压力高、黏度大的特点,是世界经济发展的重要资源。又被称为"不能流动的石油"。稠油生产的工艺技术较之稀油生产更为复杂。为了油田的可持续发展,油田工作者必须面对稠油和超稠油的开采,进行技术攻关,要坚持把科技进步和创新不做加快发展稠油开采的重要手段。本文中笔者结合辽河油田曙光采油厂的实际工作情况来谈谈稠油的热力开采问题。     

稠油井筒掺稀降粘方式的对比分析

稠油在油藏中具有一定的流动能力,但在井筒流动中,流动阻力大大增加。稠油生产中,可以通过井筒掺稀油降粘方式,改善井筒内流体的流动性。本文通过对掺稀油井筒温度场的模拟计算,分析掺稀油工艺、掺稀油比例以及掺入温度对掺稀油降粘效果的影响。     

X区块井下稠油掺稀数值分析研究

稠油开采对我国的工业发展和经济发展都有着极为重要的意义,然而在稠油开采过程中,会因稠油粘度过大而导致卡泵或是抽油泵无法正常工作。稠油掺稀降黏技术已经在油田生产实践多年,在稠油中掺入稀油,可有效降低稠油中沥青的质量分数,从而达到稠油降黏效果。本文采用CFD方法模拟井下稠油掺稀过程,并选用Mixture多相流模型来处理稠油与稀油相间作用,通过数值模拟得出:稠油掺稀可分为四个阶段,纯稠油流动阶段、预掺混阶段、充分掺混阶段、稳定阶段;当稠油与稀油掺混时,稠油主要集中在油管中部,而稀油则分布在外围与管壁接触;综合考虑稠油掺稀效果和经济效益,当掺稀比为1∶1时,稠油掺稀效果最优。     

陈南联合站稠油脱水工艺优化研究

以低温高效脱水为研究目的,采用破乳剂脱水、掺稀油脱水、加热脱水等3种技术,对胜利油田陈南联合站的稠油脱水参数进行了优化研究。研究了陈南稠油和稀油的物性条件,确定了乳状液配制的最佳条件为乳化机转速2 000 r/min、搅拌时间15 min。考察了掺稀比、破乳温度和破乳剂体积分数等因素对稠油热化学脱水效果的影响,结果表明:胜利油田陈南联合站稠油热化学破乳沉降运行工艺的最佳参数为掺稀比(稀油与稠油的体积比)1.5、破乳温度90℃、破乳剂体积分数100×10~(-6);在最佳工艺条件下沉降脱水24 h,得到的余油含水率低于2.0%,满足成品油的外输条件。根据试验结果,对破乳剂脱水、掺稀油脱水和加热脱水的机理进行了分析探讨,对稠油的低温高效热化学沉降脱水工艺具有指导意义。     

吐哈深层稠油井筒化学降粘开采技术

吐哈深层稠油配套空心抽油杆泵上掺稀油举升工艺,使吐哈稠油得到有效开发并普遍推广应用。随着吐哈稠油近十年来的有效开发,目前稠油含水升高,掺稀油量增加,掺稀比升高,增加了开发成本。研发出稠油井筒活性水降粘举升工艺技术,在稠油中含水期后大规模替代空心杆掺稀油举升工艺,降低开发成本,提高吐玉克稠油开发综合效益。     

稠油掺稀油开发技术研究

针对稠油开发的技术难度问题,采取掺稀油的开发方式,应用空心杆泵上掺稀油的生产模式,降低了稠油的黏度,提高了稠油的流动速度,降低了稠油流动的摩擦阻力,提高了稠油的开采效率,满足稠油油藏开发的技术要求。     

青海页岩气资源丰富 联合美国公司推动资源开发

正青海页岩气地质资源储量在全国排第9位,可采资源量排名全国第8位。仅柴达木盆地页岩气资源潜力约9 800亿m3,技术可采资源潜力约1 906亿m3。页岩油资源潜力约2.43亿t,技术可采资源潜力1 900万t。通过前期对柴达木盆地页岩气的生成条件及有利靶区     

深层稠油掺稀举升方式适用性研究

常用的稠油掺稀油降粘工艺包括开式反循环掺稀油和空心抽油杆掺稀油。这两种掺稀降粘方式对机抽系统的悬点载荷、杆柱应力分布、温度分布规律不同,因而在深层稠油举升中的适用性也不同。本文在建立计算模型的基础上,用吐鲁番油田实际数据进行了计算,证明开式反循环掺稀油工艺对于吐鲁番油田深层稠油举升更为实用。     

稠油开采方法综述

稠油在油气资源中占有很大比例,加强稠油开发技术的研究显得尤为重要,本文通过调研国内外大量文献资料,综述了稠油开发的各种有效方法,并针对国内稠油开发的特点,提出了相应的建议。