超稠油三元复合吞吐中CO2溶解驱油实验研究

通过实验测定了不同温度压力下含CO2超稠油的粘度和不同含水率体系中的溶解度变化规律.研究结果表明,超稠油溶解CO2后,体积会膨胀增大,原油粘度降低;CO2在超稠油中的溶解度随压力增加而增加,随温度升高而降低;CO2在油水系统油中所溶解的比例随温度升高而减小,随压力升高而减小,随含水增加而下降;CO2在稠油中的溶解有利于...     

超稠油三元复合吞吐中CO_2溶解驱油实验研究

通过实验测定了不同温度压力下含CO2超稠油的粘度和不同含水率体系中的溶解度变化规律。研究结果表明,超稠油溶解CO2后,体积会膨胀增大,原油粘度降低;CO2在超稠油中的溶解度随压力增加而增加,随温度升高而降低;CO2在油水系统油中所溶解的比例随温度升高而减小,随压力升高而减小,随含水增加而下降;CO2在稠油中的溶解有利于提高超稠油采收率,且CO2溶解得越多越有利。     

甲烷在克拉玛依九区稠油中的溶解度及甲烷饱和稠油的粘度与密度

本文在70—200℃、0—100atm 范围内测定了 CH_4 在克拉玛依九区稠油中的溶解度及该气体所饱和稠油的粘度、密度。结果表明,甲烷气体在稠油中的溶解度随温度降低、压力增加而增大;甲烷气体所饱和稠油的粘度随温度升高、压力增加(溶解度增大)而减小;甲烷饱和稠油的密度随温度升高而减小,但与压力关系不大。     

稠油集输工艺现场试验

在大庆油田采油九厂江37区块进行稠油集输工艺现场试验,研究开发适应稠油热采的集油工艺技术,并根据现场试验结果确定稠油在热采方式下的集输压力、温度界限,以及稠油在集油过程中的掺水量和掺水温度范围等工艺参数.试验结果表明,随着井口电加热器出口温度的升高,集油的管道终点温度逐渐提高,井口回压降低,进高架罐压力也逐渐提高,但变化不是非常明显,管道压降减小.江37区块稠油可采用掺水集油流程,掺水后管道综合含水应达到90%以上,集油管道末端温度保证在40℃以上,掺水温度、掺水量应根据实际情况确定.     

新疆油田原油黏度特性对集输工艺的影响

应用高温高压落球黏度计对新疆油田原油及其含水油样在不同温度、压力下进行黏度测定,得到新疆油田原油黏度—温度曲线、黏度—压力曲线以及原油黏度与含水率关系。研究结果表明,原油黏度随温度增加而大幅度下降,随压力升高呈现类似线性趋势增加,在高温时,压力对原油黏度影响小;原油黏度随含水率增加呈先增后降低趋势,在某一含水率时存在极大值。将实验结果应用于原油集输过程,低含水期原油集输采用添加高温处理水工艺;中高含水期集输,可以对油田集输工艺进行改造,拆除加热工艺和掺高温处理水工艺,采用不加热原油集输技术。     

胜利清河稠油溶气降黏特性研究

为有效降低稠油的黏度,提高稠油的开采和输送效率,实现节能减排,降低稠油开采和输送成本,利用自行研制的溶气原油流变性及溶解度测量装置,对不同压力下、饱和溶解不同气体(CH_4、C_2H_6及其1∶1混合气)的胜利清河稠油的溶解度及其黏度进行了系统的研究。研究表明:胜利清河稠油溶气后,其黏度大幅降低,低温流动性得到明显改善;压力越高,气体在清河稠油中的溶解度越大,其降黏率也越大;在相同温度和压力条件下,三种气体在清河稠油中的溶解度和降黏率为:C_2H_6混合气CH_4;在给定压力条件下,饱和溶解三种气体的清河稠油其降黏率随着温度的降低而增大。该研究对于稠油的开采利用、矿场集输管路优化设计和安全经济运行具有重要意义。     

温度对昌吉油田吉7井区稠油油藏油水相对渗透率的影响

为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相对渗透率实验。实验结果表明:(1)在50～200℃之间,束缚水饱和度随温度升高而增大,残余油饱和度随温度升高而减小;(2)在同一含水饱和度条件下,油相相对渗透率随温度升高而明显增大,随着含水饱和度增加,油相相对渗透率增加的幅度逐渐减小;(3)当渗透率在50～200mD之间时,岩心渗透率的改变对温度与束缚水饱和度、温度与残余油饱和度以及温度与稠油/水相对渗透率之间的相对关系没有影响。     

钻井过程中硫化氢侵入井筒后的赋存状态研究

当钻遇高含硫气藏时,如果不及时检测硫化氢,极易因硫化氢侵入地面而带来井控风险,造成财产损失甚至危及人身安全。针对该问题,结合普光气田的工程实际,通过数值计算,对硫化氢侵入井筒后与钻井液之间的物理化学作用进行分析,得到了硫化氢与钻井液之间溶解和化学反应的影响规律。分析表明:进入井筒后,一部分硫化氢以气态形式滑脱上升,另一部分溶于钻井液中与钻井液反应、溶解;温度升高硫化氢的溶解度降低,压力增大硫化氢的溶解度变大,且压力对溶解度的影响程度远大于温度对溶解度的影响;由于温度和压力变化对溶解度的影响,上部井段钻井液中的硫化氢浓度比下部井段高;H2S与钻井液发生化学反应并发生化学溶解,钻井液的pH值对H2S的吸收有很大影响;在硫化氢检测中,同时对钻井液里的S2-和H2S进行测量会取得更好的效果。      

海洋深水钻井油基钻井液气体溶解度计算

在深水钻井过程中,泥线上、下井筒温度差异较大,受温度、压力的影响,气体会溶解于钻井液中,也会从钻井液中逸出,气体在环空中存在的状态对环空压力的影响较大。为此,以天然气在水和油中的溶解度计算模型为基础,建立了气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度计算理论模型,分析了深水环境下气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度随温度、压力的变化。计算结果表明,随着压力的增加,气体在水基和油基钻井液中的溶解度随之增加; 随着温度的增加,气体在水基和油基钻井液中的溶解度减小。在相同条件下,油基钻井液气体溶解度远大于水基钻井液气体溶解度。     

混合气一风城特稠油体系的相平衡研究

在６０～１３５℃，０～１０ＭＰａ范围内测定了甲烷－乙烷，甲烷－丙烷混合气体在新疆风城特稠油中的溶解度及溶解气体后稠油的粘度和密度，结果表明，气体的溶解度随温度的升高而降低，随压力的升高而增大；在一定的温度和压力下，溶解度从大小到的顺序为：丙烷〉乙烷〉甲烷，对于一种二元混合气体，其溶解度介于两种纯气体溶解度之间；气体的溶解使稠油的粘度大大降低；对于不同的气体；使稠油粘度降低幅度从大到小的顺序与溶解度     

二氧化碳在链状烷烃中的溶解性能及膨胀效应

选取原油中含量普遍较高的5种链状正构烷烃与不同比例的CO2组成油-气体系。通过体系在不同温度下的恒质膨胀实验,研究CO2在5种链状正构烷烃中的溶解性能及体系膨胀效应。研究表明,链状正构烷烃-CO2体系的压力-体积关系曲线并非是严格意义的两段直线,弯曲程度受温度、压力、CO2含量、正构烷烃类别等因素影响。体系的泡点压力随温度升高呈直线增大趋势,随CO2含量的增加大幅度增大。当压力较低时,CO2在不同链状正构烷烃中溶解度近似相同,而高压时溶解度随烷烃碳原子数增大而减小。CO2溶于链状正构烷烃中可造成体系不同程度的体积膨胀,膨胀系数的大小受温度、压力影响不大,随CO2含量的增加快速增大,随烷烃碳原子数的增大直线下降。体积膨胀作用对油井增产有重要意义。图15参13     

超特稠油流变性综合研究

转相是含水超特稠油流变性的主要特征 ,对其地下孔道运移和管道输送有较大的影响 ;当乳状液转相为水包油型时 ,其粘度大幅度降低 ,需要运移或输送的压力降减小 ,有利于含水超特稠油的运移和输送。含水率是影响含水超特稠油流变性的重要因素 ,随含水率的变化 ,含水超特稠油的表观粘度呈现出比较复杂的规律 ;流变指数可作为判断含水超特稠油是否为牛顿流体和衡量其偏离牛顿流体程度的重要参数。温度是影响含水超特稠油流变特性的另一重要原因 ,随着温度的降低 ,含水超特稠油的流变指数减小 ,剪切稀释性越明显。屈服应力值的大小直接反映原油在一定温度下由变形到流动时的一个条件 ,只有当驱动压力大于静极限剪切应力时超特稠油才开始流动 ;从超特稠油屈服应力值与温度的关系考虑 ,注入更高质量的蒸汽 ,确保地层和井筒保持更高的温度 ,对超特稠油的开采更加重要。     

超稠油油藏CO2辅助开采作用机理实验与数值模拟研究

稠油油藏开发中采用蒸汽辅助重力泄油技术目的是通过CO_2降低稠油的粘度、减小蒸汽腔热损失,从而提高原油采收率。但由于实验环境和实验器材等条件的限制,混样桶最高耐温仅为150℃,当油藏温度高于150℃时,针对CO_2在超稠油中的溶解度以及降粘效果研究仅仅停留在理论计算的层面。针对上述问题,以新疆超稠油油田A区块为研究目标,设计了高温高压稠油混样器,通过室内实验测量在不同温度和压力下CO_2在超稠油中的溶解度以及溶解CO_2后对超稠油密度和粘度的影响。研究结果表明:当油藏温度为200℃时,CO_2在超稠油中的溶解度较低,此时超稠油的粘度和相对密度基本不随压力的变化而变化;饱和CO_2后超稠油的密度和粘度与脱气原油相比有大幅度地降低。利用CMG软件对CO_2的溶解性和稠油的开采效果进行了数值模拟,稠油油藏采收率有显著提高,说明在油藏温度为200℃的条件下,可以实现对超稠油油藏较为理想的开采。     

苯酚在超临界二氧化碳中溶解度的测定与关联

 测定了苯酚在压力8.5~16.0MPa、温度373.15~398.15K范围内超临界CO2中的溶解度。结果表明,苯酚溶解度随压力的增加而增大;温度对溶解度的影响要相对复杂,当压力低于转变压力11.0MPa时,溶解度随温度的增加而减小,当压力高于11.0MPa时,溶解度随温度的增加而增加。分别用Peng-Robinson状态方程和Chrastil密度型模型关联了溶解度数据,平均绝对偏差分别为9.25%和6.33%,两者吻合良好。     

稠油含水上升对集输工艺的影响

本文针对 G 油田高含水期是稠油开采的主要阶段,并随含水上升油井出砂严重的特点,着重阐述了油井含水上升对稠油集输工艺的影响:掺水量、掺水比和掺水井数逐渐减少;不加热输送的稠油井越来越多;脱水站耗能高、损耗大、出砂严重、对设备危害大等。并提出早期井下防砂,采用二级稠油集输、高温脱水工艺,罐、脱水器需设清砂设施定期清砂和研制试验油气水砂四相分离器等相应措施。     

超稠油物性及其与CO2相互作用机理研究

针对辽河油田超稠油黏度高、开发难度大,提出三元复合吞吐开采超稠油的方法。在研究辽河油田超稠油物性、组份组成及流变特性的基础上,测定了CO₂在超稠油中的溶解度及CO₂在不同含水率时的溶解度,探讨了不同温度压力下含CO₂超稠油的黏度的变化规律。研究结果表明,超稠油黏度随温度升高大幅下降,黏度随剪切速率增大而降低。当剪切速率达到一定数值时,黏度趋于常数。在油、水体系中,超稠油中所溶CO₂的比例随着压力升高而增大,随含水率的增大而下降。超稠油溶解CO₂后,黏度大幅度下降,压力越大,黏度下降幅度越大;温度越高,黏度下降幅度越小。     

超特稠油流变性综合研究

转相是含水超特稠油流变性的主要特征，对其地下孔道运移和管道输送有较大的影响；当乳状液转相为水包油型时，其粘度大幅度降低，需要运移或输送的压力降减小，有利于含水超特稠油的运移和输送。含水率是影响含水超特稠油流变性的重要因素，随含水率的变化，含水超特稠油的表观粘度呈现出比较复杂的规律；流变指数可作为判断含水超特稠油是否为牛顿流体和衡量其偏离牛顿流体程度的重要参数。温度是影响含水超特稠油流变特性的另一重要原因，随着温度的降低，含水超特稠油的流变指数减小，剪切稀释性越明显。屈服应力值的大小直接反映原油在一定温度下由变形到流动时的一个条件，只有当驱动压力大于静极限剪切应力时超特稠油才开始流动；从超特稠油屈服应力值与温度的关系考虑，注入更高质量的蒸汽，确保地层和井筒保持更高的温度，对超特稠油的开采更加重要。     

油田含水原油计算及其准确度的计算

油田集输系统中的含水原油计量多采用动态计量方式,对计量准确度能否满足标准要求考虑较少.文章结合克拉玛依油田实际情况,从计算原油计量准确度的原理入手,分析影响准确度计算结果的原因,并以稀油单井计量、稠油单井计量、原油处理站含水原油计量(以多功能处理器为核心的短流程、分段脱水工艺流程、稠油处理站含水原油计量)为例说明如何正确选择计量方式.     

变形介质中宾汉稠油驱替特征

通过建立变形介质中考虑启动压力梯度的一维两相宾汉稠油驱替的数学模型,并进行了数值求解,分析了地层变形以及启动压力梯度对水驱稠油的影响,分析表明:介质变形对含水饱和度的分布没有影响,而对地层压力的影响是非常显著的,随着变形介质弹性的增加,地层压力越来越低,并且越靠近注入端,地层压力下降越快;原油的启动压力梯度同时影响含水饱和度和地层压力的分布,在其它条件一定时,启动压力梯度的存在,造成地层压力的增加和平均含水饱和度的降低。在油田开发实际中,应考虑地层变形和启动压力梯度的影响,以提高原油采收率。     

稠油集输系统生产运行优化研究

稠油中的胶质、沥青等含量高,具有黏度高、含蜡量高、易凝固等特点,开采难度较大。随着油田的不断深入开发,现有稠油集输系统中的外输泵、加热炉等设备的工艺参数与设计参数差别较大,造成实际工况偏离设计工况,导致稠油集输系统运行效率大大降低。以稠油地面集输系统为研究对象,以生产运行费用最小为目标函数,以稠油进站温度、进站压力、掺稀比、介质流量等作为约束条件,建立稠油掺稀降黏生产运行参数优化数学模型,并根据模型特点,利用lingo软件进行编程求解优化数学模型。利用优化数学模型对稠油集输系统生产运行参数进行优化,与优化前相比,节约费用7.438%。