海水稀释-微波辐射协同作用高稠油脱水研究

由于稠油的胶质、沥青质含量高,密度大,黏度高,油-水界面膜牢固,因此高稠油脱水技术难度大。采用常规稠油脱水法,破乳剂使用量大、分离时间长。采用添加海水稀释的微波辐射法解决了这一难题。由于海水中含有丰富的无机盐,大大增强了体系吸收微波的能力,而且,受微波作用而强烈震动的无机离子能有效打破油-水界面膜,促进分散水相的聚结。笔者首先考察了分别由海水和淡水配制的水质量分数分别为20%、40%、60%的W/O乳状液在微波辐射下的温度与脱水率的关系。在此基础上,采用淡水配制了水质量分数分别为20%、50%的W/O乳状液,分别添加不同体积的海水稀释后进行微波辐射脱水,考察了辐射时间和海水添加量对脱水率的影响。并与添加淡水的油样脱水效果进行了比较。结果表明,对于20 g含水质量分数分别为20%、50%的油样,当海水添加量分别为14、10 ml,辐射时间分别为6、3 min时,脱水率分别达到了92.03%、97.26%。该方法无需任何添加剂,具有高效、节能、环保的优点。

用油水分离剂处理高稠油含油污水的工业化应用试验

用特种阳离子聚丙烯酰胺 (LBT油水分离剂 )对辽河油田老三联集输站高稠油含油污水进行了净化处理的连续运行试验。结果表明 :在水质正常期 ,ρ(油 ) =2 60 0 0mg/L的含油污水 ,在投药量ρ(LBT) =1 4～ 1 8mg/L时 ,处理水含油量最低达 1 6～ 34mg/L ,去除率 99 8% ;在水质波动期 ,ρ(油 ) =5 60 0 0mg/L的含油污水 ,在投药量ρ(LBT) =2 2mg/L时 ,处理水含油2 2 0mg/L左右 ,去除率 99.6%。LBT与破乳剂有较好的配伍性 。

提高稠油井衬管固井质量

随着油田开发的深入,套损井逐年递增。多段或长段破损井,通常采用修复后下筛管、衬管等方式,恢复原井生产。辽河特油区块,地质情况复杂,原井套损严重,高稠油粘附井壁。在一定程度上影响修井施工质量。

高含水稠油水平井堵调技术优化对策研究

随着吞吐轮次的增加,热采井压降差异增大,受边水、底水及注入水影响,水体锥进突破,高含水井数逐年升高,亟需调整注采剖面。孤岛油田稠油区块大多属于边底水油藏,随着稠油转型开发推进,目前已由降压开采转向补充能量后“冷热并举”高效开发。本文概述了国内外针对稠油水侵治理技术,指出了其中存在的问题以及可以优化的方向,对现场应用效果及经验进行了总结。

低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素——以胜利油田王152油藏为例

化学降黏剂驱已在胜利油田深层低渗稠油中开展了初步先导试验,但试验表明井间存在高黏阻滞带,降低了地层渗流能力。因此,借助降黏剂驱岩心流动实验,结合必要的测试分析,剖析低渗稠油降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素。结果表明,大排量高压注入降黏剂会在驱替前缘形成高黏阻滞带,影响驱替压力传导、降低驱油效果。该高黏阻滞带形成核心机制在于:(1)高压注入增加低孔压区域有效应力,地层孔喉受到挤压损害渗流能力;(2)高压快速降黏剂驱时,轻质组分优先流出,重质组分滞留、堆积、压实从而堵塞细小孔隙,形成高黏稠油沉聚的高饱和度油墙;(3)高压注入降黏剂会加剧其指进窜流,驱替前缘易形成W/O乳状液,增大混合流体的黏度。由此,对于低渗稠油油藏降黏驱开发,应采取多轮次温和注入降黏剂的开发模式,渐进式建立注采井间稠油整体驱动,进而有效规避稠油高黏阻滞带的形成,提高降黏剂驱油效果。

单管集油工艺在超稠油区块高含水期的应用研究

超稠油随着蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD开发,地下温场逐步形成,出井温度、综合含水率升高。传统的三管伴热工艺不仅能耗高,设施老化问题突出,并且已建的伴热规模无法满足新增生产井产出液的集输需求。为了降低地面系统整体能耗,优简站场布局,开展了高含水期超稠油单管集输技术研究,取消三管伴热高能耗流程,根据区块生产特点及已建地面工艺系统情况,结合含水油流变特性,进行温度、含水率、流量及集输半径4方面因素对单管集油工艺影响的边界条件分析,得出不同工况下的界限曲线,提出解决单井停产时原油粘壁难题的可实施方案。将理论应用于现场试验,形成井场内环状串接集油+井场间合并集输工艺模式,偏远低产井通过电加热方式改善集输条件,实现高含水期超稠油单管集油,经济效益显著,为全区块优化工艺提供可靠依据。

济阳坳陷盐湖沉积环境高硫稠油的特征及成因

依据物理性质可将济阳坳陷罗家垦西地区高硫稠油分为高硫稠油和特稠油，高硫稠油有完整的正、异构烷烃分布，C29甾烷立体异构化参数为0．41～0．54，高于一般低熟油。但仍具有盐湖环境低熟油常见的生物标志物特征，并含有异常丰富的C21、C22孕甾烷、罕见的C28-28，30-二降藿烷、甲基藿烷系列、含硫藿烷及硫在C16、C22位的含硫甾烷。高硫特稠油的正、异构烷烃有不同程度损失，甾、萜类及绝大部分芳烃类化合物特征与稠油相同。油源对比及烃源岩可溶有机质的定量测定表明，高硫稠油主要来源于渤南洼陷沙四上亚段膏盐沉积环境Ⅰ、Ⅱ，型干酪根优质烃源岩，其生油高峰的R。为0．55％～0．60％。达生油高峰时可溶有机质占烃源岩总有机质的85％，因此高硫稠油主要来自可溶有机质，属于非干酪根晚期热降解成因的低熟油。

高含水稠油预分离用分离器水力特性研究

高含水稠油采出液使水处理工作量不断增大,传统水处理设备对于稠油预分离效率低,这导致油田生产成本急剧增长。为此,开发了导叶型轴向入口式分离器。对导叶型轴向入口式分离器内高含水稠油两相湍流进行数值模拟,得到了水力旋流器内两相流场的速度分布和压力分布特征,并且研究了稠油黏度对分离性能的影响。研究结果表明:当稠油黏度由50 mPa·s增长到750 mPa·s时,分离效率降低7.51%,降幅为8.40%,压降损失仅增长0.064 MPa。导叶型轴向入口式分离器对于黏度的敏感度很小,适用范围更广,对于稠油的地面集输工程具有重要意义。

高泥砂稠油污水测定方法分析与研究

文章针对稠油污水中含油高,泥沙含量高,部分泥砂吸附油颗粒使得污水含油在测定的过程中数值偏高、悬浮物含量偏低的情况进行了分析,对不同有机溶剂进行了比较,对产生的误差结果进行了分析,从而对污水含油量、悬浮物的测量方法有了新的认识,并提出了相应的建议。

渤海海域莱州湾凹陷高硫稠油成因及其成藏模式

现今渤海海域仅在莱州湾凹陷发现了规模型高硫油油田,其原油性质复杂,来源及成因认识不清。在大量实验数据分析的基础之上,利用地球化学分析方法和盆地模拟手段对莱州湾凹陷各油田油气来源及成因做了详细研究,结果表明:(1)莱州湾凹陷主要发育了沙三段和沙四段两套有效的烃源岩,陡坡带和中央构造带上各构造原油主要来源于主洼沙四段烃源岩,缓坡带上各构造原油表现为主洼沙四段和南次洼沙四段双洼供烃的特征;(2)沙四段地层沉积时期存在水体分隔,南次洼水体更加咸化易形成富硫干酪根,其烃源岩分布范围控制着高硫油的分布范围,是高硫油形成的主控因素。而生物降解作用,一方面导致原油稠化是形成稠油的主要原因,另一方面使原油硫含量相对富集,是形成高硫油的重要因素;(3)垦利16-1油田具有晚期成藏的特点,形成了咸化湖盆早生、早排双洼供烃成藏模式,深、浅地层成藏模式不同,深部地层为典型不整合面侧向输导远源成藏模式。认为南次洼南部古近系地层和潜山优质储层是油气聚集的有利区带,可作为下一步油气勘探的有利方向。

高渗透稠油油藏氮气泡沫驱现场实践与认识

八面河油田面14区沙河街组沙三上段属于高孔高渗透普通稠油油藏,受储层非均质性,注水、边水推进等原因,在油田开发过程中表现出含水上升快,产量自然递减快,采出程度低的开发特点。针对高渗透稠油油藏特高含水开发初期稳油控水,2007年开展了整体氮气泡沫驱现场试验,取得了显著的控水增油效果,投入产出比为1∶7.0。研究结果对于同类油田氮气驱提高采收率具有一定的借鉴意义。

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。

混凝-生物组合工艺处理高含盐稠油废水

对新疆油田高含盐稠油废水,采用"混凝-水解酸化-接触氧化"组合工艺进行处理。结果表明,在混凝段进水流量2.5~3.0 m3/h,生物段进水流量1 m3/h的条件下,该组合工艺对稠油废水CODCr、石油类和挥发酚的平均总去除率分别可达53.5%,77.95%和84.28%。稠油废水中氯离子浓度在5 000~11 000 mg/L范围内波动时,该组合工艺能够保持出水水质稳定,具有较强的抗盐度冲击能力。出水的各项水质参数均符合国家二级污水排放标准。

高酸值稠油的特性及加工对策

分析了风城高酸值稠油的特性,研究了其掺炼比例对原油密度及黏度的影响,并考察了减压塔馏分的酸值变化情况,进行了电脱盐加工条件优化试验,针对高酸值稠油加工过程中存在的电脱盐乳化及高温环烷酸腐蚀问题提出相应的对策。结果表明,风城稠油具有密度高、黏度高、易乳化、含钙量高、酸值高等特性;加工高酸值稠油时,NS 2013 A型破乳剂效果较好;高掺炼比加工风城稠油时,建议电脱盐单元脱前温度高于140℃,并适当加大脱钙剂KY-C的加入量;解决高温环烷酸腐蚀问题,应以优化原油加工方案为主,辅以工艺防腐、在线监测以及设备防腐等措施。

新疆油田高含盐稠油污水蒸发除盐试验研究

为实现新疆油田高含盐稠油污水资源化利用,减少稠油热采开发过程中的高含盐稠油污水排放量及清水资源消耗量,根据该油田污水水质高矿化度、高盐的特点,提出了机械蒸汽压缩MVC污水蒸发除盐回用处理技术。针对燃煤注汽锅炉排放的高含盐稠油污水开展了机械蒸汽压缩蒸发除盐的现场先导试验,阐述了机械蒸汽压缩的主体工艺流程、工艺技术特点、进出水水质、运行成本、产水率、结垢情况以及试验中存在的问题及改进措施。结果表明,该技术水回收率≥90%,出水矿化度<50mg/L,实现了污水的资源化利用。最后针对该工艺应用现状及存在的高投资、高成本等问题,提出相应建议。

加工低硫高酸值稠油对设备和管道的腐蚀与防护

介绍了克拉玛依石化分公司Ⅰ套蒸馏装置炼制新疆九区、红浅低硫高酸值稠油工艺设备和管道的腐蚀情况、腐蚀机理和采取的防腐措施。通过材质升级、完善“一脱三注”等措施,实现了装置“两年一修”的目标。

三螺杆泵在输送高黏度稠油管道上的应用

目前在高黏度稠油长输管道上广泛使用的离心式输油泵，其效率低，能耗大，三螺杆输油泵作为新型的容积式输油泵，其效率高，能耗低，运行维护，维修工作量小，是高黏原油长输管道进行设备选型，更新，技术改造的理想选择，文中介绍了三螺杆泵的工作原理。工作特点，现场应用及效果评价。

稠油高压高频电脱水技术试验研究

稠油脱水普遍采用两段热化学沉降脱水工艺,该工艺运行稳定,脱水效果好,但存在脱水时间长,占地面积大、加药量大、热能消耗高等问题。为降低稠油脱水成本,辽河油田开展了高压高频电脱水技术试验研究,采用高压高频电场代替化学药剂破乳,其技术路线为两段电脱水工艺,一段为不加热电场破乳,二段将加热与电场破乳相结合。经现场中试试验得出:原油进口含水率为50%~90%,一段脱水温度为50~60℃时,一段原油出口含水率为6%~12%;二段脱水温度75~80℃时,原油出口含水率≤1.5%。试验结果证明,高压高频电脱水技术应用于普通稠油脱水效果较好,与热化学沉降脱水工艺相比,吨液处理成本降低50%。

BCF-08A高含水重质稠油破乳剂的研制与应用

BCF-08A高含水重质稠油破乳剂是由研制合成的含多活泼氢的树脂作为起始剂与适当比例的EO、PO聚合后用交联改性剂改性而成的高分子化合物。室内试验中,该破乳剂与现场破乳剂相比,相对脱水率达112%以上。现场试验中,该破乳剂与原破乳剂相比,减少用量30%,原料油含水降幅达40%,一次罐污水含油降幅达53%。

欢四联合站高含水稠油脱水工艺改造

随着稠油含水率的升高，稠油进入高含水开发期，其脱水工艺费用大幅度升高，导致稠油脱水处理成本增长，针对此情况，辽河油田采用了进站预脱水和热化学沉降脱水工艺，取消了一段加热炉和电脱水器，降低了稠油脱水的费用。该工艺在辽河油田的稠油联合站得到推广应用，每年可节约稠油脱水处理运行费用5 000万元以上。