高含蜡页岩油智能投球收球清防蜡技术

庆城页岩油具有含蜡量高、析蜡温度高、出砂量高等“三高”特征,地面集输管道结蜡、出砂频繁,管道缩径严重,造成油井回压升高,严重制约了油井高效生产。为降低油井回压对页岩油生产的影响,探索应用了智能投球收球清蜡、防蜡技术。针对传统的手动投收球劳动强度大、自动投收球器故障率高、清蜡球刮蜡效果差、清蜡球运行状态无法追踪及新老系统工艺不匹配等问题,开展了自动投球器6项技术改进和自动收球器4项技术优化,清蜡球结构、材质改进,自动投收球器、清蜡球系列化设计,新老系统3类工艺流程优化,投收球智能监控技术配套,建立了高含蜡页岩油智能投收球清防蜡技术体系。现场应用结果表明:与改造前相比,3条输油管道自然收球率均提升至100%,平台油井平均回压由2.1 MPa下降至0.7 MPa,管道平均扫线周期由45 d延长至313d,清蜡球识别率达到97%以上,清蜡球运行状况实现智能监控。高含蜡页岩油智能投收球清防蜡技术实现了页岩油输油管道投收球清防蜡智能监控,满足页岩油大平台无人值守需求,助推庆城页岩油规模效益开发。

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。

高含蜡原油生产中析蜡和熔蜡规律实验研究

运用激光测试高压原油析蜡点的最新方法,对井筒中原油的析蜡规律和地层中原油的熔蜡规律进行了研究。研究结果表明:含气原油比脱气原油的析蜡点温度低;井筒中压力高于泡点压力时,原油析蜡点随压力下降而下降;压力低于泡点压力时,原油析蜡点随压力下降而升高;地层条件下熔蜡温度比析蜡温度高。

东营凹陷南斜坡特高蜡油的成因

东营凹陷南斜坡王古1、新角1奥陶系古潜山原油具有特高含蜡特征(40%～60%),同区下第三系孔店组原油含蜡量也明显偏高(28.85%～31.7%).不同层系的原油烃类化学成分分析、油源对比结果表明,研究区高蜡油成因不同于上覆第三系沙河街组,前者为深部油源,第三系孔店组为其重要烃源岩之一;后者主要源自正常油窗内沙河街组四段烃源岩.生物标志物定量分析结果表明,区内烃源岩沥青与原油中的蜡质烃含量随成熟度增加而增加,反映热成熟度是控制该区高蜡油形成的重要因素之一.东营凹陷湖沼相成因的孔店组烃源岩含有相对较高的陆源高等植物,是导致该区高蜡油形成的另一重要因素.综合分析认为,东营凹陷南斜坡高蜡油的形成主要与烃源岩相对较高的热成熟度及烃源岩含有丰富的可提供蜡质烃的成烃母质(主要指孔店组二段)有关,气侵与油气运移分馏效应的影响甚微.

沈84-安12块高凝油注水开发后期原油变化特征

沈84-安12块为辽河油区典型的高凝油注水开发区块,为了系统掌握长期注水开发对高凝油性质变化的影响,采用流变仪、差示扫描量热仪(DSC)、气相色谱仪等分析技术对该区块高凝油开展了析蜡点、熔蜡点、流变性、含蜡量及族组成等方面的系统分析,并利用沈检5井的岩心抽提物进行原油流变性及析蜡点研究。结果表明:该区块高凝油含蜡量为31.73%~39.59%,凝固点为46~50℃,析蜡点为51.60~68.60℃(平均为65.65℃),比开发初期高6.60℃以上;结合取心井中原油析蜡点可知,该区块地层原油析蜡点为70.00℃,已逐渐接近油藏温度,建议采取注热源或其他降低析蜡温度的措施来避免油层的冷伤害。该项研究为高凝油油藏后期注水开发方式调整提供了技术指导。

济阳坳陷东营凹陷南斜坡高蜡原油高分子量烃类分布及高蜡成因

运用高温气相色谱技术及双质谱技术对济阳坳陷东营凹陷高蜡原油的高分子量烃类的组成、分布特征及非常规的生物标志物进行了研究。高温气相色谱分析结果表明,王古1井奥陶系高蜡原油与古近系孔店组高蜡原油具有相同的油气来源,但成熟度高于孔店组原油。双质谱技术分析表明,研究区高蜡原油中含有丰富的C26和24-降胆甾烷,从而区别于本区来源于古近系沙河街组四段上亚段烃源岩的正常原油,这为藻类生源提供了重要证据。除陆源植物外,藻类等低等水生生物也是本区高蜡原油形成的重要母质;微生物改造是研究区高蜡原油形成的一个重要因素;在一定的成熟度范围内,相对较高的成熟度影响原油含蜡量的高低。

孤南洼陷低熟油成因分析

济阳坳陷孤南洼陷低熟油的地质储量可达数千万吨，类似的由沙一段和沙四段烃源岩形成的低熟油在渤海湾盆地普遍可见。以孤南洼陷为例，讨论了低熟油勘探中的有关问题。明确提出判别低熟原油的指标是其Ｃ２９甾烷的异构化系数（其值０．３０～０．３５可作为上限值），ＯＥＰ及Ｐｒ／ｎＣ１７和Ｐｒ／ｎＣ１８可作为辅助指标。低熟原油可以是中等密度的高蜡油，其组分特征是高饱芳比和高非沥比。孤南洼陷生成低熟油的沙一段烃源岩为富含藻类有机质的油页岩，形成于半咸水—咸水、强还原的沉积环境。孤南洼陷低熟油形成阶段的Ｒｏ值上限为０．４０％～０．４５％，相应的深度为２３００～２５００ｍ；Ｒｏ值下限为０．６０％～０．６５％，相应的深度为３０００～３２００ｍ。咸水环境由富含藻类的有机质早期生烃，可能是最主要的低熟油形成机制。图２表４参８（邓春萍摘）

塔北地区原油正构烷烃摩尔浓度分布特征及意义

塔里木盆地塔北地区海相油气的成藏过程十分复杂,并且在不同程度上经历了次生蚀变作用。因此,各种不同物性的原油正构烷烃摩尔浓度分布差异极大,基态原油相对较少。对比了塔北地区不同构造单元原油正构烷烃摩尔浓度分布类型,进而分析了原油遭受次生蚀变作用的程度。讨论了统计结果中的基态原油及其斜率因子与原油密度的关系;多段式原油正构烷烃摩尔浓度分布特征与原油密度的关系,同时,分析了蒸发分馏作用、气洗作用发生频率较高的原因及其对原油物性和化学组成的影响结果,以此解释了台盆区特殊成因类型原油(如海相高蜡油、凝析油)的成因问题。

高凝油渗流特性的实验研究

选择2块人造岩心和2块取自于沈北油田的天然岩心，分别在不同条件下饱和地层水，进行了油驱水实验，实验用油具有较高的含蜡量和凝固点；由实验观察可知，温度是决定高凝油渗流特性的决定性因素，当温度高于反常点时，原油呈牛顿流体，粘度在整个渗流过程不变，反之则呈非牛顿流体，粘度对温度非常敏感，随温度降低，原油粘度升高，油相渗透率和驱油效率降低，在析蜡前后，变化尤为明显；高凝油的渗流特征还受压力梯度的影响；最后给出了开发高凝油油藏的对策。

静17块原油流体性质及对开采效果的影响

研究了辽河油田静17块油藏高黏原油流体性质及其对开采效果的影响。静17块油藏具有含蜡量高（22．56％～40．68％）、凝固。点高（44～59℃）、黏度大、屈服值小等特点。凝固点随着含蜡量的增加而逐渐上升，例如当含蜡量大于10％，凝固点高于35℃，含蜡量为40％时，凝固点约为54℃。黏度随温度升高而降低，如温度为40℃时，黏度为1．3437×10^9 mPa·s，温度为60℃时，黏度为1．0949×10^2 mPa·s。利用油藏数值模拟方法研究了不同注水温度开采条件下，5口水平井的产量变化。结果表明，注水温度为60℃时，其产油量比注水温度为20℃时的产油量提高了20％～30％。由实验结果得知，60℃是一个重要的临界温度，在这个温度以上，原油呈牛顿流体状态，蜡晶不会析出，黏度明显降低。因此，保持油藏地层温度高于60℃，降低流体黏度，是提高采收率的一个重要条件。

大民屯凹陷高蜡原油的正构烷烃分析

利用HP6890型高温气相色谱（HTGC）剖析辽河盆地大民屯凹陷高蜡原油。研究结果表明：高蜡原油中显著存在碳数高达C40－C60以上的高碳数烷烃类，主要为正构烷烃；常规气相色谱受到柱系统热稳定性的限制，仅能提供碳数小于C35的化合物信息，而高温气相色谱可以分析C35以上的烧烃。这类高碳数正构烷烃的识别为重新描述高蜡原油的物理化学性质，探讨其有机质来源及成因，评价储层中残留的重质组分提供了理论依据。

塔中台盆区原油正构烷烃摩尔浓度分布特征及意义

塔里木盆地塔中地区原油性质的多样性和复杂性十分罕见;分析表明,成熟作用和源岩相很可能是原油多样性的次要因素,主要影响因素可能与多期成藏或成藏后储层内的次生蚀变作用有关。本文对照正构烷烃摩尔浓度分布图版,辨别了塔中地区不同构造单元原油正构烷烃摩尔浓度的分布类型,分析了原油遭受次生蚀变作用的程度,以及蒸发分馏作用、气洗作用发生的原因及其对原油物性的影响。结果表明,由于运移通道以及与油气源的距离等因素,从塔中Ⅰ号断裂坡折带至中央断垒带,蒸发分馏作用和气洗作用发生的频率逐渐降低,但基态原油分布频率有增高的趋势。并且Ⅰ号断裂坡折带部分凝析油、高蜡油的形成主要与上述蒸发分馏、气洗、晶析等储层内的次生蚀变作用有关。

热含蜡原油管道停输再启动压力研究

在室内环道上进行了胶凝原油再启动过程的试验。在试验分析的基础上解决了以下几个问题:首先,试验证实管内凝油屈服过程存在三个阶段,以弹性变形理论分析初始屈服段,用有时效的流变方程描述屈服值裂降段,用无时效的流变方程描述残余屈服段;其次,证实压力在管内凝油中传递与声波传播机理不同,压缩管内凝油系统“孔隙”是影响再启动凝油管道压力传递速度的关键因素,多“孔隙”凝油的阻尼作用和管内凝油屈服的径向滞后是两个重要因素。建立了启动凝油管道压力传递速度的新模式,在实验室基础上以动态的热力分析与动态水力分析相结合的方法建立了再启动压力的数学模型,计算结果与试验数据吻合。计算预测到启动凝油管道出现两次压力高峰及“流动半径”的分布。

重质原油采油工艺的设想──原油改质热注采

以改质含蜡原油获得轻质油源的技术为基础，结合对目前重质油开采工艺的分析，提出了原油改质热注采重质油的新工艺。与原油相比，分子筛改质原油粘度、凝点大大减小，油温一般在300～400℃，将其直接注入重质油层，依靠注入介质的稀释作用和热力作用进行开采。依据对采油机理和目前采油工艺的分析，其优点是：采油效果好，注入介质不需要分离，改善了产品品质并给后续原油生产带来利益，因此应用前景良好。

高气、高含蜡量油井的洗井工艺的研发

在埋藏地层深、含气量、含蜡量高的油田开发过程中,往往伴随着开采难度大,正常生产的成本高的现状,这就要求我们石油工程行业的工作者们,立足本职,查找原因,解决问题,为我国的石油工业贡献自己的才智。"高气、高含蜡量井的洗井工艺的研发"就是为解决油井生产过程中的生产难点。

防蜡剂SZ－3及其性能特点

为了解决胜利桩西油田高含蜡原油开采中的严重结蜡问题，研制了ＳＺ－３防蜡剂。该剂为以ＥＶＡ甲苯溶液为内相，水为外相，含有油溶性和水溶性非离子表面活性剂和低分子醇的Ｏ／Ｗ乳状液，从油套环空投入采油井井底，防蜡效果良好。本文介绍了该剂的研制、配方、室内性能测定和现场试验简况。

含蜡原油处理后流变参数的变化

在含蜡原油的管道输送中,需要对原油进行处理,以改善它的流动特性。通过对含蜡原油进行强磁场、加热处理后流变参数变化的研究,分析了含蜡原油处理后粘度变化的因素,并且对影响粘度变化的机理进行了讨论。指出磁场的作用可降低含蜡原油的粘度值,加热处理也可降低其粘度值。

论“三高”原油不加热集油的影响因素

以大庆萨南油田室内和现场试验研究结果及矿场生产实际为依据，对油井出油温度、油井生产状况、原油流变特性、原油含水率四个影响“三高”（高含蜡、高凝点、高粘度）原油不加热集油的主要因素及其相关问题进行了论述。给出了油井实施不加热集油的适宜的油温限界、原油含水率界限、产液量界限，以及高产井、低产井和间歇出油井实施不加热集油的可行性及其工艺方法；提出了在低温不力a热集油条件下，“三高”原油生产井出油管道结蜡轻微或基本不结蜡、井口回压升高的主要原因是“三高”原油的低温高粘特性所致，低温集油基本不影响油井产量计量的准确性，以及采用提高管输剪速的“剪切稀释”输送方法必然导致井口回压升高等观点。

表面活性剂体系改善高含蜡稠油破乳脱水效果

筛选出效果较好的几种破乳剂,与自主研制的破乳剂DH进行复配,得到DH-fp破乳剂体系,无论是室内还是现场应用,均取得良好的破乳脱水效果,达到外输油含水率低于0.5%和脱出污水含油率低于50mg·L-1的标准。采用稳定性分析法与传统瓶试法对破乳效果进行评价,新方法与旧方法的结果一致,但可以较大地提高工作效率。

塔里木盆地库车坳陷中、新生界高蜡凝析油和轻质油形成及其控制因素

大量的原油样品数据表明库车坳陷中、新生界凝析油和轻质油以高含蜡为特征,结合前人的研究成果和现有资料对库车坳陷高蜡凝析油和轻质油的成因和控制因素进行了分析。分析结果表明,烃源岩有机显微组分中部分壳质组和腐泥组形成了高蜡油,镜质组形成了凝析油和轻质油,三者共同决定了库车坳陷高蜡凝析油和轻质油的形成。原油含蜡量主要受3个因素控制:原油成熟度、油气藏类型、气洗作用和原油运移作用。原油成熟度为主要控制因素,库车坳陷原油是烃源岩在成熟阶段下热演化生成的,原油成熟度Ro介于0. 8%～1. 05%,总体表现为高含蜡的特征,且原油含蜡量随原油成熟度增加而降低;油气藏类型为次要控制因素,干气藏原油含蜡量小于5%,凝析油含量低的凝析气藏原油含蜡量介于5%～10%,凝析油含量高的凝析气藏和油藏原油含蜡量大于10%,且原油含蜡量随生产气/油比对数的减小而增加;气洗作用和原油运移作用影响最小,相同油源条件下,原油受气洗程度越强,原油含蜡量越低,原油运移距离越大,原油含蜡量也越低。