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61.
塔河油田稠油埋藏深(5 500~6 700 m)、黏度高(10~2~10~3Pa·s)、胶质沥青质含量高,开采难度大。针对常规稠油掺稀工艺存在稀油供应压力大、经济效益差的问题,提出了稠油注天然气气举降掺稀的方法。通过油气混溶室内实验和现场先导试验相结合开展了稠油注天然气气举降掺稀工艺技术研究。结果表明,对于井筒举升难度大的稠油,利用天然气的混溶降黏和气举双重功效,能够有效地提升稠油井筒流动性,降低掺稀量,提高稠油开发效率。开展先导试验的XD1井在试验期间稀稠质量比由试验前1. 27下降至0. 63,平均节约稀油50. 4%,累计节约稀油421. 7 t,累计增油205. 4 t,取得了较好降黏增油效果。 相似文献
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对中原油田开发几个问题的思考 总被引:1,自引:0,他引:1
20世纪70年代以前,国内发现的油田多为陆相沉积,多油层储层。非均质性严重;原油性质多属中高黏度,油水黏度比一般高于20,在注水开发中形成较强的非均质性和水驱油的非活塞现象。注水开发的基本规律是:注水开发早、中期含水上升速度快,采出程度低,相当多的水驱可采储量要在高含水期采出。70年代末发现的中原油田,储层比较均匀,特别是原油性质好,低密度、低黏度,油水黏度比小,和其他开发油田有很大不同,避免了注水开发过程中的非均质性和注入水的非活塞现象,其基本规律是:注水开发的早、中期含水上升速度慢,采出程度高,相当多的水驱可采储量在中、低含水期就可采出,中原油田濮城沙一段油藏的开发实践就证明了这一点。中原油田的储层具有小孔隙、细喉道、低渗透的特点,和大孔隙、粗喉道、高渗透油田有很大的不同,开发中必须区别对待,特别是保护油气层不受污染,要形成大思路、大政策,贯彻到油田开发的始终,实现注水开发的高水平、高效益。 相似文献
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塔河油田超深井井筒掺稀降粘技术研究 总被引:20,自引:0,他引:20
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。 相似文献
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为保持地下压力,在油田开采过程中需向地下油层中注水,注入水中最为常见的三种细菌是腐生菌、铁细菌和硫酸还原菌,这些细菌的存在会降低注入水水质并腐蚀管道,影响油田开采。为客观评价三种细菌检测的准确度,采用绝迹稀释法检测技术,利用Bottom-Up法,通过21组数据对三种细菌检测方法的不确定度进行计算。结果表明,绝迹稀释法检测油田注水三种细菌的不确定度分别为:硫酸还原菌±4 mL-1,腐生菌±6 mL-1,铁细菌±16 mL-1。通过Bottom-Up法对检测不确定度进行评估,可真实、准确地反应油田注入水中三种细菌的实际含量范围,为油田注水达标提供技术保障。 相似文献
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利用Aspen Plus对连续萃取精馏过程进行模拟,选择NRTL-HOC热力学方法进行精馏塔的估算与操作条件优化.结合模拟结果,对水和醋酸二元物系进行了间歇萃取精馏实验,考察进料比、回流比、精馏时间对醋酸浓度的影响.结果表明:在回流比为4、进料比为1.0时,水和醋酸的分离效果最好,在蒸馏400min时,达到分离要求. 相似文献
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