Development Situation and Future Tendency of Liaohe Oil Province

ＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＳｉｔｕａｔｉｏｎａｎｄＦｕｔｕｒｅＴｅｎｄｅｎｃｙｏｆＬｉａｏｈｅＯｉｌＰｒｏｖｉｎｃｅＣａｏＷｅｉｇｅｎｇ（Ｅ＆ＤＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＬｉａｏｈｅＰｅｔｒｏｌｅｕｍＡｄｍｉｎｉｓｔｒａｔｉｏｎ）Ｋｅｙｗｏｒｄ...

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。

蜡油调合技术降低原油成本探索与应用

原油采购成本约占炼油成本的87%,炼油企业的原油成本在很大程度上决定了企业的效益。不同种类原油价格差异较大,尤其是高硫重质原油与含硫原油价差现已经达到3美元/桶。原油硫含量越高、酸值越高、密度越大,价格越低。为在当前激烈的炼油市场竞争中取得领先地位,各炼油企业都在想方设法提高高硫重质原油采购量、降低低硫原油采购量,降低原油成本。限制高硫重质油采购的主要原因为此类原油硫含量高、密度高、金属含量高,原油加工装置(常减压装置)、二次装置(加氢裂化、蜡油加氢、催化裂化装置)加工难度大。镇海炼化公司在降低原油成本方面一直坚持攻关,分析出了影响提高高硫重质油加工的瓶颈主要在二次装置原料硫控制,并成功探索出通过蜡油调合技术提升高硫重质原油加工量、降低低硫原油加工量的方法,在装置不投资改造的前提下,大幅降低原油采购成本。

重交沥青装置减压塔CTS技术工业应用总结

中国海油某炼油厂2.5 Mt/a重交沥青装置主要加工高酸低硫环烷基海洋原油,因高温环境下环烷酸会对减压系统造成严重腐蚀,该装置减三线填料、集油箱等腐蚀问题突出,同时在减压高温段存在结焦现象,严重影响了装置的长周期运行。为了解决该装置减压塔中下部填料腐蚀问题,更换减压塔中下部填料为317L并进行不锈钢耐蚀抗焦(CTS)技术处理,进行了长周期的工业应用测试。结果表明:连续运行2 a后,317L+CTS填料的最大抗拉强度和最小抗拉强度分别比317L填料高11.9%和9.2%;连续运行3 a后,317L+CTS填料抗拉强度没有明显变化,317L填料的抗拉强度降低16%~41%;CTS技术处理后填料耐腐蚀、抗结焦、抗结垢能力得到明显提高。CTS技术应用于重交沥青装置能够有效减少高温环烷酸带来的腐蚀问题,延长运行周期,保障装置安全、平稳、高效运行。

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。

多孔介质高温高压多组分气体-原油分子扩散系数研究

目前气体-原油分子扩散系数的研究对象多为单组分气体-原油体系,而且多在低温或者低压下在PVT筒中进行实验,与实际的注气过程相差较大。在这种情况下,研究了多孔介质中高温高压下多组分气体-原油的扩散系数,测试了全直径岩心中多组分气体-凝析油、多组分气体-重质原油在60℃,20MPa条件下的扩散系数。研究结果表明:原油组分对扩散有一定影响,但对于最终扩散程度影响不大;气体在凝析油中的扩散系数高于其在重质原油中的扩散系数;扩散系数以幂函数形式逐渐增加,最终逐渐趋于平缓。

高含水原油黏温综合关系式研究

随着油田开发的深入,我国大部分油田在经过多年的连续注水开采后,已进入高含水后期,同时稠油在集输中也常掺水降黏。随着原油水相含量的增加,原有的应用于低含水原油的流变性理论和计算已经不能满足高含水原油流变特性的计算。应用M5500高温高压流变仪,研究了油田某区块典型井口掺水原油黏度与温度、剪切速率与含水率之间的关系。拟合了黏度与含水率、温度和剪切速率的综合关系,拟合公式计算的黏度值与实际测量值相差不大,准确性较高,为高含水原油集输工艺设计提供了计算依据。

SL的合成及降粘性能研究

辽河冷东原油胶质、沥青质含量高(23.65%,3.05%),含蜡量低(1.02%),粘度高(50℃时49Pa·s),为了改善其流动性,研制了长链醇丙烯酸酯三元共聚物,进行了结构鉴定并实验考察了降粘性能。在性能考察中使用的共聚物样品有:一种具有双峰的宽分子量分布共聚物SL;在优化条件下合成的共聚物SL 5;SL的3个分级产物,按分子量从大到小排列分别为SL(Ⅰ),SL(Ⅱ)和SL(Ⅲ)。确定实验条件时考虑到该特稠油中胶质的溶解温区为33～55℃,原油热处理、加剂在80℃下进行,降粘效果评价在50℃左右进行。实验研究结果表明:加入2000mg/LSL的冷东1号油(SL溶解于甲苯中,甲苯量为原油的1%),50℃时粘度9.5Pa·s,降粘率39.9%,55℃时粘度6.1Pa·s,降粘率37.8%;加入SL,SL(Ⅰ),SL(Ⅱ),SL(Ⅲ)的冷东2号油,50℃时粘度分别为19.0,18.3,19.0,15.6Pa·s,降粘率分别为23.4%,26.2%,23.4%,37.1%,60℃时分别为6.8,6.1,5.4,5.1Pa·s和15.8%,24.5%,33.3%,36.9%;对冷东1号油,30～60℃时的降粘率按大小排列顺序为SL 5>SL(Ⅲ)>EVA。作出的结论是:对于辽河高胶质特稠油的降粘,分子量分布适当的优选共聚物SL可在50℃使用,配合一些热处理措施后可在管道输油中获得实际应用(要求粘度≤1.5Pa·s)。图3表7参10。

两级臭氧深度催化氧化高酸重质原油废水的研究

针对高酸重质原油废水的特点,提出了两级臭氧深度催化氧化的处理工艺。采用自主研发的催化剂和设计的试验装置对某炼油企业高酸重质原油废水的MBR出水进行了处理,并对影响因素进行了研究。结果表明,在最佳运行条件下,经该工艺处理后的出水COD和氨氮均达到《城市污水再生利用工业用水水质》(GB/T 19923—2005)中的敞开式循环冷却水系统补充水的标准要求。试验结束后,对催化剂进行表征,未现失活现象,表明催化剂性能稳定。

辽河油田地面化学剂应用现状及前景展望

本文概述了辽河油田稠油、高凝油开采和集输化学剂的应用状况，提出了存在的问题，展望了发展前景。

胜利油田陈371区块高钙镁油藏稠油降粘剂研究

陈 371块稠油油藏温度约 6 5℃ ,所产原油粘度高 (6 5℃下 8.6Pa·s,5 0℃下 44Pa·s) ,胶质和沥青质含量高 ,地层水矿化度高 (～ 1.5× 10 4 mg/L) ,Ca2 + 、Mg2 + 含量高 (376 ,173mg/L) ,6 0℃时实验原油在含水率 36 .7%时发生乳状液转相。在 6 0℃、油水体积比 7∶3条件下考察了影响降粘剂ONS 1(一种阴离子表面活性剂 )乳化降粘效果的因素 :水相中NaCl浓度 ,ONS 1浓度 ,Ca2 + 浓度 (固定Mg2 + 浓度 )及增效剂三乙胺浓度 ,在水相中NaCl浓度为1.5× 10 4 ,Ca2 + 浓度为 6 0 0 ,Mg2 + 浓度为 2 0 0mg/L条件下 ,得到ONS 1与三乙胺的适宜质量比约为 10 0∶3。在上述条件下加入ONS 1+三乙胺 (2 .0× 10 4 +6 0 0mg/L)得到的实验原油乳状液 ,1s-1和 5 0s-1下的粘度 ,5 0℃时分别为 111和 41mPa·s,30℃时分别为 311和 12 0mPa·s,在 30～ 6 0℃范围内稠油乳化降粘率大于 99%。在矿化度和Ca2 + 、Mg2 + 含量较低的油田污水中加入ONS 1+三乙胺 (2 .0× 10 4 ～ 3.0× 10 4 +75 0mg/L)使实验原油乳化 。

稠油管道输送技术研究

高粘的稠油使得输送成为管道从业者的一个难题,尤其是发生凝管事故后的再启动问题。对稠油高粘的实质进行研究发现,决定稠油粘度的实质为原油体系中沥青质分子和非沥青质分子相互作用所形成的大分子胶束聚集体所致。国内外稠油输送方法有加热法、裂解降粘法、掺稀输送法、添加改性剂法、低粘液环输送法、微生物法、超声波法和超临界CO2输送法。各方法各具优缺点,没有一种方法适用于所有稠油,另外还需要考虑经济性问题。目前国内最常用的输送方法为加热法和掺稀法。在实际中,针对不同稠油要进行一定的技术分析和研究才能决定选择何种输送技术。

净水剂处理高温高压SAGD采出水的研究

以多元脂肪醇、环氧氯行丙烷和二甲胺为原料合成出一种净水剂。用红外光谱、热重分析等测试方法分析了产品的结构及热稳定性。采用自行设计的可在高温高压情况下评价净水剂除油性能的装置,评价了产品在处理呈高温、高压状态,且含油量高的超稠油SAGD采出水时,药剂加量、沉降时间和沉降温度对药剂除油效果的影响。结果表明:产品具有良好的热稳定性且除油性能良好、除油速度快。在沉降温度为180℃、沉降时间30 min和投加质量浓度为300 mg/L的条件下,可使采出水油质量浓度从70 053 mg/L降低到453 mg/L,除油率达到99%以上。

河南特稠油降黏剂及其性能研究

针对河南特稠油开采难题研制出耐高温复合降黏剂WP,其既可随高温蒸汽注入井下实现蒸汽吞吐、蒸汽驱采油,也可随热水注入井下达到热水驱采油,能有效降低油水界面张力,其所形成的特稠油乳状液在高温和常温下均能保持低黏度和均匀稳定性,为实现特稠油乳化降黏低温开采和常温输送提供了依据。实验结果表明:WP加入量为0.128 mg(以每克特稠油计)时,30℃时可使2#河南特稠油的黏度由252.0 Pa.s降至其乳状液时的9.6 mPa.s,降黏率达99.99%;考察了WP的耐高温性能以及影响WP表面性能和降黏性能的因素,并初步探讨了其表面性能和降黏性能的关系,对WP的降黏机理及其所形成特稠油乳状液的稳定机理也进行了探讨。

压裂防砂技术在南堡35-2油田大斜度井的应用

南堡35-2油田明化镇组储层为中高孔、中高渗疏松砂岩稠油油藏,需要压裂防砂来实现增产和防砂。根据端部脱砂压裂的原理,并结合南堡35-2油田A16井明化镇组储层特点,优选出适合该井压裂防砂的清洁压裂液、支撑剂和工具,针对井斜大的特点优化了压裂防砂工艺,采用一趟管柱对明化镇1油组和0油组成功进行了压裂防砂施工。压后油井产液量提高明显,且不出砂,证明压裂防砂达到了增产和防砂的双重作用,是开发疏松砂岩稠油油藏的一项进攻性措施。

新疆塔河重质原油及其乳状液不同温度和压力下的粘度

自行设计并制造了高温高压落球法液体粘度测定仪,简介了主要构件,用乙二醇、丙二醇、丙三醇等校准,粘度测定值的相对误差小于1%。在温度分别为40℃、50℃、60℃、70℃、80℃,流体静压力分别为0.1、1、5、10、15、20MPa,含水率分别为0%、10%、20%、30%、50%、70%、90%的条件下,测定了新疆塔河油田高粘重质原油(含蜡4.14%,密度0.9586g/cm3)及其水乳状液的粘度,共计得到了210个粘度数据并列表给出。粘度随温度升高而降低,符合一段规律。在每一含水率和温度下,粘度随流体静压力升高而增大,增幅随温度升高而减小。在每一流体静压力下,粘度～含水率曲线通过峰值,峰值位于含水率20%处,峰高随温度升高而减小,含水率超过20%后原油乳状液由油包水型转变为水包油型。给出了4组粘度～温度和粘度～含水率曲线作为示例。典型粘度数据:781.4mPa·s(含水0%,50℃,0.1MPa);1406mPa·s(含水0%,50℃,20MPa);431.5mPa·s(含水30%,50℃,0.1MPa)。图5表1参2。

坨11区块泡沫驱油的室内研究与现场实践

胜利油田坨11区块稠油油藏水驱开发已进入高含水期.油藏地温～60℃,平均渗透率～1.5 μm2,地层水矿化度12.4 g/L,含Ca2++M2+580 mg/L.筛选出了发泡剂DP-4,其5 g/L溶液形成的氮气泡沫表现粘度μa=789.5 mPa·s,阻力系数FR=1579,残余阻力系数FRR=186,加入聚合物HPAM(0.5～2.5 g/L)对μa和FR影响不大,但使FRR急剧增至488.5～737.0.气液比为1:1和2:1时聚合物复合氮气泡沫的FR均在1500以上,表明该泡沫体系有强封堵能力;FR随渗透率增大(0.7～10μm2)由1100增至4200,表明该泡沫体系的封堵具有渗透率选择性.在油饱和人造岩心上,在水驱之后注入DP-4/HPAM氮气泡沫使采收率由54%提高至79%.在坨11北区1口油井注入DP-4/HPAM(10～5/2.0～1.8 g/L)氮气泡沫,气液比1:1,共注入地面氮气6.044×105m3,DP-434.75 t,HPAM 1.1t,周围4口同层位油井平均含水由71.5%降至44.7%,15个月增产油12072 t,减产水6445m3,且仍处于增产有效期.图4表2参2.

高硫重质原油加工路线研究

以索鲁士原油作为高硫重质原油代表油种,采用不同重油加工技术组合工艺路线,分别实现生产油品和化工品方案,对比不同方案的产品结构并进行经济效益分析。结果表明:在低油价情景下,相同的重油加工方案对应的化工品方案高于生产油品方案的效益,在高油价情景下,化工品方案更高的装置投资和操作费用将导致总体效益明显下降。在本研究各方案中,浆态床渣油加氢+催化裂解路线生产化工品方案的盈利能力最为突出,通过提升渣油转化能力并改善催化裂解进料性质,同时增产低碳烯烃和芳烃产品,是能够帮助企业实现化工转型升级的有效技术路线。

新型原油破乳剂DCN-1的合成及应用

介绍了破乳剂DCN - 1的研制、性能和现场试验结果。它是针对河南油田的高含水稠油研制的一种水溶性高分子破乳剂 ,对该区稠油具有脱水速度快、出水量大、油水界面齐、污水含油率低的特点。

高硫原油在加工过程中的腐蚀与防腐措施

综述了高硫原油在加工过程中常见且腐蚀严重的低温轻油部位腐蚀、高温重油部位腐蚀等多种腐蚀类型、腐蚀介质的形成过程、腐蚀状况、腐蚀机理,以及应采取的工艺和材料防腐措施。