Technology and Development Trends of China＇s Viscous Crude Surface Production Facilities

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Effects of Different Heavy Crude Oil Fractions on the Stability of Oil-in-water Emulsions—the film properties of heavy crude functional components and water system

A series of π-A isotherms are drawn to study the film properties of the components with Langmuir-Blodgett technique. The effects of the aromaticity of spread solvents and pH value on the air/water film formed by the components are investigated. Acid fraction and asphaltene can form stable two-dimensional insoluble films on an air/water surface. The surface film pressure of acid fraction and asphaltene is higher and more stable than that of the other fractions. The surface film pressure of the fraction increases evidently under the basic condition (pH=12). The results show that the interfacial activity of acid fraction and asphaltene is superior to that of the other fractions and the basic condition is favorable to the stability of the O/W emulsion.

MH油田常温转输系统含水原油黏壁温度研究

MH油田原油含蜡易凝,冬季极寒(-40℃)环境下常温集输过程中原油黏壁概率增大,威胁管道安全运行。因此,亟需判断MH油田在实际运行工况以及未来工况下的常温转输可能性。通过改进后的冷指实验测得MH油田各转油站油品在不同含水率和不同流速下的黏壁温度,并采用极端梯度上升(XGBOOST)算法开展黏壁温度预测。其结果表明,M131、M18、BL、M2转油站原油在55%~80%含水率和0.90~2.72 m/s流速下的黏壁温度均低于凝点0.25~11.01℃,随含水率和流速增大,原油黏壁倾向减弱,黏壁温度降低。不同工况下XGBOOST算法黏壁温度预测结果与实验结果平均误差仅为8.36%。原油黏壁温度与各因素的重要度排序为含水率、原油凝点、流速,XGBOOST算法可用于预测MH油田转输系统变工况下常温转输的可行性。

Speed up the absorption of viscous crude oil spill by Joule-heated sorbent design

Although ocean crude-oil spill accidents did not frequently happened in the past, it really caused great damage to the ma- rine ecosystem once it happened. Because of the spreading and weathering, crude-oil spill usually covers a large area of water surface and its viscosity is very high, which brings hu- man great trouble to clean it up. Dispersant and in-situ burn- ing were frequently used in the past crude-oil spill accidents, but these two methods suffered from the drawbacks includ- ing being toxic to marine lives, causing air pollution, disabil- ity of recovering the crude oil. Oil skimmers could recovery the oils, but their handling capacities are rather limited. Re- cently, porous hydrophobic and oleophilic materials （PHOM） have been demonstrated as low-cost, efficient and ecofriendly materials for the oil spill cleanup [ 1 ]. Nevertheless, their poor absorption speed to viscous oil spill hinders their practical ap- plication.

Technologies for Thermal Recovery in Liaohe Oilfield

The technology level of heavy oil thermal re-covery in Liaohe Oilfield is greatly improved after more than ten years of practice,and the technology in Shuguang is symbolic.The annual heavy oil pro-duction in Shuguang has reached 196X 10*t now.

含砂热油管道温度与流速双耦合流态冲蚀规律对比分析

为研究集输管道中含砂稠油与低黏原油对弯管内壁的冲蚀规律,通过优化的离散相(DPM)冲蚀模型及管道薄壁传热结构,对含砂稠油与低黏原油在温度与流速耦合作用下的流动过程进行模拟。结果表明:在相同流速下,稠油的冲蚀速率随温度变化的规律与其自身雷诺数的变化趋势一致,且冲蚀区域随温度升高会不断扩大;低黏原油的冲蚀速率随温度的变化易受流态影响,其冲蚀速率在过渡区会出现明显的波动过程,但冲蚀区域面积变化不明显。在流速增加的情况下,低黏原油在湍流区的冲蚀速率增长幅度明显大于稠油,且油温越低,低黏原油的冲蚀速率增幅越大。在相同的湍流输送状态下,原油冲蚀速率的变化主要受流速的影响,并且油温的降低对弯管处的减蚀作用有限。

国内首例井下水热裂解催化降粘开采稠油现场试验

介绍了国内首次井下催化降粘开采稠油的现场试验。试验结果表明 :采用合适的水热裂解催化剂 ,配合适当的注入方式 ,在蒸汽吞吐的条件下 ,可以实现井下催化降粘开采稠油的目的。辽河油田稠油经处理后 ,采出稠油的粘度大大下降 ,油井产量增加 ;采出油的饱和烃、芳香烃含量增加 ,胶质、沥青质含量减少。本项研究的成功 。

高选择性乳化稠油堵水技术

加有复配型破乳剂ＪＣ９４２的稠油注入油层后与地层水或注入水相遇而形成稠油乳状液，其粘度可超过稠油粘度的２０倍以上，因而产生选择性堵水作用。本文报道稠油乳化剂的筛选、堵剂稠油的选择、不同含水率稠油乳状液的粘度性能、乳化稠油岩芯封堵性能、处理半径计算、现场堵水、１９９１年以来在辽河油田锦州采油厂大量稀油井、稠油井堵水中应用的效果。乳化稠油堵水已成为该采油厂的主要堵水手段。

复配原油破乳剂研究

实验测定了滨州化工厂生产的 15种商品破乳剂对胜利滨南一矿含水 (6 0 % )稠油的脱水效果。除去脱水率不高或原本为复配剂的共 5种 ,将其余 10种单一组分破乳剂一对一等量复配 ,组成 45个二元复配物 ,测定了它们对稠油的脱水率 ,得到了脱水效果最好的复配组TA 10 31+AE 990 1,加量 10 0mg/L时 6 0℃、90min脱水率高达99.0 % ,超过单剂最高脱水率 (88.9% )。最优化实验结果为 :TA 10 31与AE 990 1配比 1∶2 ,总加量 10 0mg/L ,脱水温度 5 5℃ ,90min脱水率 98.3%

浅层稠油水平井轨迹控制及套管柱下入技术

采用水平井技术开发克拉玛依浅层稠油可以减少投资、提高原油采收率。克拉玛依稠油油藏普遍埋藏浅,原油黏度高,为了热采的需要,一般采用大尺寸的套管柱。浅层稠油水平井技术要解决在极软地层钻进时井眼轨迹控制和大尺寸套管柱在高曲率井眼中的安全下入等问题。通过优化井眼剖面设计、分析影响井眼轨迹的诸多因素、加强井眼轨迹的测量和计算、使用专用软件分析计算钻柱和套管柱的摩阻、优化钻柱和套管柱结构等技术措施,全部使用国产化的工具、仪器完成了国内垂深138.60 m最浅的水平井。分析了浅层稠油水平井施工所涉及到的井眼轨迹控制和套管柱下入等技术难点,介绍了施工中的关键技术和创新点,为同类型油井的施工提供了经验。

油溶性稠油降粘剂研究进展

分析了稠油黏度形成机理和油溶性降黏剂的降黏机理 ,对降黏剂进行了分类 ,介绍了各类降黏剂的合成方法及其在稠油生产中的应用 ;探讨了油溶性稠油降黏剂研制开发和应用中存在的问题 ,指出在聚合物分子骨架上引入具有极性或表面活性的侧链 ,利用降黏剂和油溶性表面活性剂、含氟表面活性剂等进行复配是今后油溶性降黏剂的发展方向。

地下水热催化裂化降粘开采稠油新技术研究

针对辽河油田的 3种稠油 ,筛选出了一种合适的水热裂解催化剂 (过渡金属盐 ) ,确定了水热裂解的最佳条件。在 0 .2 %该催化剂存在下 ,3种稠油样在 2 40℃经水热裂解反应 2 4h后 ,5 0℃粘度分别下降 89.9%— 77.7% ,饱和烃和芳香烃含量大幅上升 ,胶质、沥青质含量下降 ,烃碳数分布移向低碳数方向 ,产生大量气体和少量固体。在辽河油田曙光采油厂 3口蒸汽吞吐井进行的地下稠油催化水热裂解降粘开采现场试验获得成功 ,采出的稠油粘度大幅度降低。

稠油吞吐井注烟道气提高采收率技术试验

针对锦州采油厂稠油吞吐效果逐渐变差、经济效益逐年下降的严峻形势 ,开展了烟道气与蒸汽混注吞吐试验。介绍了该技术的机理 ,重点阐述了现场试验情况、试验效果、存在的问题以及今后的发展方向。从试验效果看 。

温度对稠油相对渗透率及残余油饱和度的影响

相对渗透率和残余油饱和度是描述多孔介质中多相渗流的重要参数 ,可提供对油藏中各相运动情况的基本描述 ,但对温度是否会影响相对渗透率和残余油饱和度的看法不一。分别用辽河油田的杜 3 2块、齐 40块和克拉玛依油田六中区的原油 ,在 60℃、12 0℃和 2 0 0℃条件下进行水驱油实验 ,对实验结果进行的处理与分析表明 :温度对相对渗透率曲线及残余油饱和度影响不大。图 1表 2参

辽河油田超稠油油藏开采方式研究

辽河油田杜８４ 块兴隆台油层是一个超稠油油藏。由于地下原油粘度大，流动性差，因此常规直井蒸汽吞吐效果很差，平均周期油汽比只有０．３５。为了提高蒸汽吞吐开采效果，在油田现场采取了一系列技术措施，包括采用高效真空隔热油管、加深注汽管柱、采用大泵抽油等，措施后，周期油汽比提高到了０．５５９。同时，根据该油藏地质特征及原油性质，研究并试验了水平井注蒸汽开采、成对水平井蒸汽辅助重力泄油、水平裂缝辅助蒸汽驱及垂向燃烧辅助水平井重力泄油等新技术及开采方式。结果表明，水平井技术与重力泄油相结合，将是提高厚层超稠油开采效果的一种主要方式。

稠油乳化降粘剂的研究

研制开发了适用于稠油抗高盐含量的HFB型乳化降粘剂,讨论了影响乳化降粘的主要因素。实验室评价结果表明,HFB型乳化降粘剂对塔河3口稠油井开采的稠油具有明显的降粘效果,降粘率均大于93％。

高3断块烟道气蒸汽混注驱替实验研究

高 3断块位于辽河盆地西部凹陷北端 ,根据高 3断块的油藏条件 ,通过室内驱替实验研究了烟道气蒸汽混注条件下的驱油效率 ,并通过理论计算和原油模拟蒸馏实验对混注时的驱替机理进行了分析。结果表明 ,混注条件下蒸汽组分的分压降低 ,井底蒸汽干度相应提高 ,因此在注入相同的蒸汽质量当量下 ,热流体的波及范围增大 ;混注时原油蒸汽蒸馏效应得到强化 ,原油的初馏点温度降低了 2 2℃ ,注汽温度为 2 2 0℃下原油可蒸馏体积增加值由驱替初期的 5 %提高到 10 %。烟道气蒸汽混注驱替实验结果表明 ,低注汽温度范围 (<2 2 0℃ )内 ,气汽混注比例增加 ,驱替效率升高 ,高注汽温度范围 (≥ 2 2 0℃ )内 ,气汽混注比例增加 ,驱替效率增值缓慢。对于高 3断块 ,适宜的混注气汽比例为 0 .5∶1,比纯蒸汽驱原油采收率提高 3 %。

稠油油藏水平井热采应用研究

本文利用油藏数值模拟技术研究了不同类型稠油油藏水平井注蒸汽开采的可行性、相应的开采方式及油层厚度与原油粘度对水平井注蒸汽开采效果的影响。水平井开采方式包括水平井蒸汽吞吐、水平井蒸汽驱与蒸汽辅助重力泄油。研究结果表明，原油粘度与油层厚度是影响稠油油藏水平井开采效果的主要油藏参数，对于油层厚度大于５ｍ、原油粘度小于２０×１０４ｍＰａ·ｓ的特稠油油藏，水平井蒸汽吞吐与蒸汽驱可以获得较好的开发效果；而油藏厚度大于２０ｍ、原油粘度大于２０×１０４ｍＰａ·ｓ的超稠油油藏（或天然沥青），则必须采用蒸汽辅助重力泄油开采技术。