Shengyang Oilfeild──The Top Rank of High Pour Point Oil in The World

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Development Situation and Future Tendency of Liaohe Oil Province

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基于NSGA-HVC算法的含高熔点原油单管道炼油系统短期调度优化

为了解决含高熔点原油的单管道短期调度优化问题,对调度过程中出现的目标函数和约束条件建立数学模型,并采用基于超体积贡献(HVC)的进化算法优化求解该问题。通过种群聚类获得唯一目标值集合,然后计算HVC,并根据目标价值优化参考点的选取,提出改进的基于HVC的非支配排序遗传算法(NSGA-HVC)对含高熔点原油的单管道短期调度问题进行多目标优化求解。实例分析表明,与其他算法相比,NSGA-HVC算法的求解性能更优,超体积(HV)指标高于其他算法10%左右,所得解集表现出更好的多样性和收敛性。将NSGA-HVC算法得到的调度结果与已有文献进行对比,结果表明所提算法在不同目标上的优化效果提升了3.1%~24.1%,整体上调度成本显著降低。

注CO_(2)改善河南双河油田低渗储层注水能力机理研究

针对双河油田低渗储层注水能力差、注水水质不达标和高凝原油蜡沉积等问题,通过自主设计的水-CO_(2)储层注入能力评价装置,开展流动性实验、CO_(2)驱油实验,结合岩心扫描电镜等测试手段,明确双河低渗储层注水能力差的主要机制,探索CO_(2)改善低渗储层注入能力的主要机理。结果表明,产出水中的悬浮颗粒和油中蜡晶等组分的沉积可导致孔隙堵塞,从而降低储层的注水能力。CO_(2)对产出水中无机悬浮颗粒及岩石碱性矿物、碳酸盐岩矿物有明显溶蚀作用,是显著提高储层注水能力的主要机理。CO_(2)可溶解在岩石表面的原油蜡质组分沉积,有效改善储层注水能力。同时,CO_(2)驱提高采收率效果明显,采收率提高13.01%~21.51%,后续水驱进一步提高5.40%~6.04%。研究表明:注CO_(2)可显著改善双河油田低渗储层注入能力,为CO_(2)增注驱油技术在现场应用提供理论支撑。

基于不同工艺的高凝原油脱水技术实验研究

为了研究不同脱水工艺对高凝原油的处理效果,以巴彦油田高凝原油为研究对象,对自然沉降脱水、热化学脱水、电化学脱水、高频脉冲脱水、超声波脱水及微波脱水等脱水工艺效果进行实验研究,通过实验数据可得,BC-018K破乳剂对巴彦原油脱水效果最佳,最佳加药量为120 mg/L。在60℃温度和加药量120 mg/L条件下,针对含水率≤20%的巴彦原油,应用热化学沉降脱水至合格时间为2 h;应用电场强度≥1000 V/cm的电化学脱水工艺时,脱水合格时间为20 min;应用频率为2.5 kHz、脉宽比为80的高频脉冲脱水工艺时,脱水合格时间为40 min;应用频率20 kHz、功率60 W、超声作用时间30 s的超声波脱水工艺时,脱水合格时间为1 h;微波脱水与热化学沉降脱水效果相当;脱水效果由好到差的顺序为电化学脱水,高频脉冲脱水,超声波脱水,热化学沉降脱水和微波脱水,自然沉降;针对巴彦油田的高凝原油,应优先选用电化学脱水工艺。

差温顺序输送高凝原油输送工艺设计

根据油品物性,对高凝原油1#原油进行降凝剂试验,通过软件模拟分析差温顺序输送高凝原油过程中的流动特性和传热特性。结果表明:差温顺序输送1#高凝原油时应采用加降凝剂输送工艺,当降凝剂浓度为800ppm时,1#原油凝点可降至36℃;差温顺序输送两种油品时,末站进站温度应高于41℃;投产期间,一个输送批次时间为3.5 d,顺序输送1#原油初期需采用加降凝剂输送工艺;设计流量下,一个输送批次时间为3.0 d,顺序输送1#原油是否采用加降凝剂输送工艺的临界地温为12℃。

高含蜡原油管道结蜡特性研究

为明确高含蜡原油的蜡沉积特性,找出蜡沉积的规律,采用改进型动态蜡沉积实验装置对高含蜡原油的结蜡沉积特性进行了研究,并考察了不同因素对蜡沉积速度的影响。结果表明,随着实验流速、气油比、矿化度和含水率的逐渐增大,目标高含蜡原油的蜡沉积速度均呈现出逐渐减小的趋势。而随着实验压力的逐渐增大,目标高含蜡原油的蜡沉积速度则呈现出“先减小后增大”的趋势。另外,pH值对目标高含蜡原油的蜡沉积速度的影响相对较小。降凝剂ST-2的加入能够显著降低目标高含蜡原油的蜡沉积速度,当降凝剂ST-2的质量分数为0.12%时,可使蜡沉积速度减小至0.0005mm·h^(-1),与未添加降凝剂的原油样品相比,蜡沉积速度减小了97.06%。在高含蜡原油的管道输送过程中,可适当添加合适的降凝剂,以最大限度的降低蜡沉积对管道堵塞的风险。

一种新型原油降凝剂的研究

由乙烯、醋酸乙烯酯和乙烯醇聚醚组成的三元共聚物（ＷＨＰ）是一种新型高分子表面活性剂型原油降凝剂。这种原油降凝剂既具有聚合物的特点，又有一定的表面活性，与某些常用的降凝剂，如ＥＶＡ、聚丙烯酸高碳醇酯等相比，这种降凝剂无论对含高碳蜡（Ｃ３７—Ｃ６３）的吐哈原油和新疆混合原油，还是含一般蜡的江汉原油、鲁宁线原油和中洛线原油均表现出良好的降凝效果。例如，对吐哈原油在加药量为５０ｍｇ／ｌ时，一般原油降凝剂没有降凝效果，而ＷＨＰ可以将原油凝固点从１７℃降至１０℃；而对新疆混合原油，当加药量为２０ｍｇ／ｌ时，ＷＨＰ可以将原油凝固点从１１℃降至－１５℃而一般最好的降凝剂只能降至－８℃，即使对凝固点比较高的江汉原油，当加药量为１００ｍｇ／ｌ时，一般降凝剂只能将原油凝固点从３４℃降至２２℃，而ＷＨＰ则可降至１４℃。此外，ＷＨＰ对鲁宁线原油还有一定的降粘效果，在加药量为４０ｍｇ／ｌ时，在３０℃测定的降粘幅度为２５．２％，而一般降凝剂最大的降粘幅度为１４％。在室内模拟鲁宁线原油流动的情况下，原油加入ＷＨＰ后依次经过多次慢速（８０ｒ／ｍｉｎ）和快速（１５００ｒ／ｍｉｎ）搅拌剪切后，原油凝固点回升幅度有较大的降低，且粘度的回升幅度也有?

降凝剂对高蜡稠油的改性效果及机理研究

实验研究了工业品原油降凝剂WHP改善含蜡56.9%、其中96.6%为正构烷烃的胜利郑王庄稠油流动性的效果。WHP含乙烯/醋酸乙烯/乙烯醇嵌段聚醚三元共聚物30%-35%。在60℃将WHP加入稠油中,测定其凝点和32℃、0-42.6 s^-1范围5个剪切速率下的黏度,均随WHP加量的增加（50-300 mg/L）而降低,200 mg/L为最佳加量,在该加量下0.32 s^-1黏度由34.16 Pa·s降至79.2 mPa·s,凝点（℃）、屈服值（Pa）、稠度系数（Pa·s^n）分别由49.0、32.42、31.57降至39.5、0.1297、0.02142,流型指数由0.1176升至0.9790。由黏温曲线求出,加入200mg/L WHP使该稠油析蜡点由65℃降至58℃,反常点由70℃降至50℃。根据空白和加剂原油扫描电镜照片显示的蜡晶形态,利用共晶机理分析讨论了WHP这种高分子表面活性剂的降凝、降黏、改善流动性的作用。图3表3参5。

辽河油区稠油及高凝油勘探开发技术综述

辽河坳陷油气资源丰富,地质条件复杂,油品类型多样,其中稠油、高凝油开发在辽河油区勘探开发中占有重要的地位。在勘探开发过程中,辽河油田对稠油、高凝油的形成机制和分布特点进行了系统研究,针对稠油、高凝油油气藏的特性,开展了室内实验研究,充分利用各种技术手段,形成了具有辽河油区特色的稠油和高凝油开发主导技术,在辽河油区稠油、高凝油开发中取得了明显效果。论述了稠油和高凝油勘探开发历程,对辽河油区稠油、高凝油多年勘探开发进行了系统总结,并对存在的难点进行了分析,为辽河坳陷及类似地区稠油和高凝油的勘探开发提供了一定的参考价值。

高凝原油降凝剂的合成及性能研究

针对我国中部某油田凝点高达56℃的高凝原油(Y14)对市售降凝剂感受性差的现状,合成了新型高效降凝剂——三元共聚物(LMZ)中探索了降凝机理。优化合成工艺条件为:m(溶剂)∶m(引发剂)∶m(链转移剂)∶m(总单体)=5∶0.05∶0.1∶1,反应温度110℃。在LMZ-6加剂量w(LMZ-6)=0.4%及热处理温度75℃的条件下,可使高凝油Y14凝点降低6℃,优于市售降凝剂EVA。研究发现聚合物的降凝性能不仅与其组成结构有关,还与其相对分子质量有关。

高凝油油藏冷伤害机制

考虑高凝油石蜡组分溶解在原油中、分散颗粒悬浮在原油中、沉积在孔隙壁面3种形态,静态沉积、动态沉积、孔喉捕集3种沉积过程,以及地层孔隙度与渗透率的指数关系,建立高凝油油藏冷伤害机制数学模型。实例计算表明:油藏温度场的变化是影响高凝油油藏开发效果的主控因素;注入冷水将导致近井带温度很快降到析蜡点以下并逐步向外推进,石蜡颗粒逐渐析出;随着生产的进行,注水井井筒附近区域石蜡析出量和沉积量增加幅度逐渐减小,而在远离注水井的区域则呈现相反趋势;石蜡沉积使产油量大幅度下降,应采取措施避免地层冷伤害的出现。

降凝剂对高蜡原油流变性的改性效果分析

研究了降凝剂对中原WC98 2井原油流变性的影响 ,探讨了降凝剂的筛选、不加剂和加剂原油全粘温曲线的测定、重复加热和高速剪切对加剂效果的影响及降凝剂改性效果的时效性。实验结果表明 ,降凝剂使原油的凝点和反常点降低 ,原油的牛顿流体温度范围变宽 ,并使非牛顿流体温度下的粘度减小 ,但牛顿流体温度范围内的粘度基本无变化。重复加热的温度高于原油的反常点 10℃以上时 ,重复加热对降凝剂的改性效果无明显影响 ;但重复加热温度低于原油反常点时 ,重复加热将显著恶化降凝剂的改性效果。加剂原油温度高于原油反常点时 ,高速剪切对降凝剂的改性效果无明显影响 ;但在原油析蜡高峰区温度范围内 ,高速剪切 。

高凝油井电伴热优化计算

针对潍北油田疃3块原油高凝、高含蜡、井筒举升高能耗等导致的井筒举升难题,根据传热学基本原理和两相流理论,建立了井筒电热杆加热数学模型,利用设计的优化计算软件,得到了疃3块3口高凝油井的电加热方式、电加热深度及电加热功率。针对恒功率电伴热系统存在的缺陷,提出了一种新的电伴热优化方法,即电热杆长度、下入位置及加热点分布优化计算,并以疃3块3-X1井为例进行了优化研究。结果表明,恒功率电伴热优化后3口井的加热深度由原来800m变为448～492m,人工补充热量由最初的8kW降至3.69～5.56kW,降幅达30.5%～53.88%。对电伴热段进行均匀分段,适当增加分段数,可有效降低井筒举升能耗。将油井3-X1的加热段均匀分为10段,每段长度为45m时,人工补充热量为4.25kW,与恒功率电伴热系统相比,井筒举升能耗进一步降低23.6%。

高含硫重质原油脱水用破乳剂SHD

华北油田某油区原油属高含硫重质稠油，采出液形成了稳定的油水乳状液，采用常规的破乳剂无法正常进行破乳脱水。根据破乳剂之间的协同效应原理，研制了 Ｓ Ｈ Ｄ 破乳剂并投入了现场应用。该破乳剂对高含硫重质稠油脱水快、脱水率高、脱出污水清，保证了原油脱水生产的正常运行。

高凝高粘原油微波脱水降粘输送技术

现有的高凝、高粘原油的管道输送技术都存在一定的局限性。介绍了微波辐射对含水原油的作用机理 ,微波辐射具有热效应与非热效应 ,认为利用微波辐射方法对原油进行改性 ,可以达到快速降凝、降粘及脱水的目的 ,以实现对高凝、高粘原油高效、低成本的净化与输送。

易凝原油低温热输送的研究

对湛茂管道所输的三种易凝原油的粘温特性进行了试验 ,分析了该管道的低温输送规律和安全输送温度。根据试验结果 ,调整了该管道的工艺运行参数 ,通过降低输油温度的可行性论证 ,证明输油温度降低后 ,管道可平稳、安全运行。

压力对含水原油析蜡过程的影响

应用高温高压流变仪,以渤海油田含蜡原油为研究对象开展试验,测量了不同压力、不同含水率下的原油粘度,探讨了压力对油水混合物析蜡过程和析蜡点的影响。结果表明:在不同压力下油水混合物的粘温特性曲线符合指数规律,同时原油粘度与压力亦呈指数关系。当压力从0.1MPa增至12.0MPa时,析蜡点随压力线性升高,平均升幅约0.1℃/MPa;在相同的压力下,不同含水率原油的析蜡点平均偏差0.2℃,说明含水率对渤海含蜡原油的析蜡点影响不大。

原油水洗作用与高凝固点原油的成因探讨

高凝固点原油在油藏开采过程中是一个非常棘手的问题，研究高凝固点原油的成因，对于开采过程中降低高凝固点原油的工艺措施具有重大指导意义。对取自大港油田的高凝固点原油样品从轻烃、全烃、饱和烃色质、芳烃色质等方面进行测试分析，并结合实际地质情况综合判断，认为该区的高凝固点原油的成因与原油在运移过程中遭受的水洗作用有关，轻烃尤其是苯和甲苯等轻芳烃的散失是造成原油具有高凝固点的重要原因。还对水洗作用对一些常用的原油轻烃指标的影响进行了研究。