坨21断块稠油井井筒降黏技术

胜利油田坨21断块稠油井原油黏度高,含水低,开采困难.为了有效提高油井的经济效益,对井筒举升工艺进行完善配套,优化加药管理措施,同时加强单井日常管理维护措施,油井工况得到了明显改善,并且全矿的降黏剂使用量大幅减少,年节约费用12.18万元.     

固体防蜡剂SN-2的室内研究及应用

针对川中油田原油含蜡量高和部分井因严重结蜡而致使热洗频繁、油井原油产量低、检泵周期短等特点，根据川中油田机抽井的实际井温，对中温的固体防蜡剂SN-2进行了室内研究及现场应用。结果表明，固体防蜡剂SN-2在井下释放速度较慢，能满足长时间下井要求，最佳加量为单井出液量的0．015％-0．02％，同时对原油具有一定的降黏作用，在川中油田机抽井的应用取得了良好的效果。     

风城浅层超稠油油藏原位催化改质降黏技术

针对风城浅层超稠油油藏蒸汽吞吐中后期采用微生物、水热催化、气体辅助等降黏方式开采效果均不佳的问题,进行了超稠油催化改质降黏技术研究。通过催化裂解实验分析了风城油田重18井区油样在4.5 MPa、100～220℃条件下使用催化剂和供氢剂后的降黏效果,采用双管并联驱油实验得到了催化改质剂辅助蒸汽驱油效果及原油组分变化。结果表明：220℃时,单独使用催化剂降黏率可达50%,加供氢剂后降黏率可达90%以上;催化改质剂辅助蒸汽驱后原油降黏率可达88.5%,采出油中C25以上组分含量由54.4%降至37%,原油轻质化明显。对1口低产蒸汽吞吐井开展现场试验,实施后周期产油增加387 t,油汽比提高了0.34,取得较好的应用效果。研究表明,原位催化改质降黏技术可促使原油发生不可逆降黏,可大幅度降低稠油黏度,提高开发效果,建议进一步推广应用。     

螺杆泵配套同轴双空心抽油杆在稠油开采中的应用

为解决50 ℃地面原油黏度大于10 000 mPa·s的稠油开采难题,依据稠油开采理论,对泽70-9X1等5口稠油井的黏温特性及流变特性进行分析,建立了泽70-9X1井同轴双空心杆循环热水降黏换热模型,分析了循环热水、原油在举升过程中温度分布、原油沿程黏度变化情况,在现场生产实践中将循环水进口温度控制在一定的范围,满足了5口稠油井正常生产,为同类构造边部稠油开采提供借鉴。     

塔河油田采油三厂乳化现状及对策探讨

本文论述了原油乳化的机理及原油乳化的危害,总结了目前塔河油田采油三厂乳化井现状及规律,讨论了针对井筒与地面乳化的不同情况下采用环空、后流程加破乳剂与环空掺稀的降黏方式,从而保证油井稳定生产,提高生产时效。     

泾河油田井筒降黏技术适应性分析与评价

针对泾河油田原油黏度大,胶质、沥青质含量高,容易发生抽油机不同步及软卡现象等特点,分析了井筒化学降黏技术、井筒掺稀降黏技术和双空心杆井筒降黏技术等3种常用的稠油井筒降黏工艺对本地区原油的适应性,并对现场试验效果进行了评价,结果表明,井筒化学降黏技术对泾河油田17井区稠油具有良好的降黏效果,同时能有效降低集输油井的井口回压,适用性较好;由于稀油资源缺乏,井筒掺稀降黏技术不适宜在本地区推广;对于地层供液能力充足,产量较高,含水较低,原油温度敏感性好及原油黏度小于100 000 m Pa·s(50℃)的稠油井,可采用双空心杆井筒降黏技术。     

应用滴注高温防乳降黏技术效果显著

高升采油厂工艺研究所通过应用滴注高温防乳降黏技术，使油井产量一直处于低谷的高37017井平均日产油量达到了12．5t。以往吞吐井化学降黏采用前置式施工工艺一次性注入地层，由于不同流体在地层流通通道内的段塞作用，使它们很难均匀混合，从而使绝大部分降黏剂很难发挥作用，影响了吞吐效果。为此进行降黏剂滴注技术研究，以解决高升稠油存在的生产难题。滴注设备是实施滴注技术的重要手段。从滴注设备应满足注汽参数的要求这个要点出发，选取适当滴注泵以满足大、小锅炉注汽的要求。并着手耐高温降黏剂的室内试验研究。通过对降黏剂的耐温性能测定、静态洗油性能评价、乳化性能测定、对采出液脱水性能影响等试验，测试出该降黏剂驱油效果好，可与原油形成不均匀相的水包油乳化液，产出液黏度降低有利于返排，不影响原油脱水。不含有机硫、有机氯，对原油后期加工无影响。该降黏剂有很好的耐高温能力，能提高产品的适应能力。经过严格筛选后，科研人员选取高3618块高37017井为试验井，在注入蒸汽的同时采用滴注方式向地层注入高温降黏剂，使降黏剂均匀分散在蒸汽中，随蒸汽一起进入地层，在蒸汽加热稠油的同时，降黏剂与原油充分接触，从而扩大降黏剂的波及面积及体积，有效降低原油黏度，提高降黏剂的利用率，达到降掺稀油的作用，从而提高单井原油产量。     

超稠油油藏HDCS开采技术优化

针对胜利油田广9区块超稠油油藏HDCS开采过程中存在的问题,通过油藏数值模拟分析了HDCS的降黏作用机理,优化了HDCS吞吐各周期降黏剂、CO_2与蒸汽的注入量,提出HDCS吞吐后期开采方式应转为HNS吞吐。研究结果证实:降黏剂、CO_2与蒸汽先后注入地层具有滚动接替、协同降黏作用,降黏剂的作用范围主要集中在近井地带0~2.4 m,CO_2的受效半径大于降黏剂,约为6.4 m,蒸汽的作用范围最大,受效半径约为11.2 m。从经济角度出发,HDCS吞吐4周期时,应停止注入降黏剂,转入HCS开发;吞吐7周期时,停止注入CO_2,转入蒸汽吞吐开发。HDCS吞吐8周期后,近井地带温度逐渐升高,原油黏度大幅度降低,地层能量逐渐衰竭,产油量下降较快。通过优化得出,HDCS吞吐8周期后转HNS吞吐4周期的总产油量最高。     

海上月东稠油开采技术试验研究

从月东滩海油田的实际情况出发,进行了稠油举升方式、适用于海上稠油有杆泵举升的井斜角和狗腿度的界限、不同井筒降黏方法的经济性、应用效果对比研究.在冷采阶段可采用螺杆泵和有杆泵2种举升方式,均需辅以降黏措施,降黏方式有空心杆掺入降黏剂、油套环空掺降黏剂和电杆伴热3种.热采阶段采用有杆泵生产.最大井斜角小于25°、最大狗腿度小于3(°)/25 m的油井选用普通有杆泵或注汽-转抽一次管柱抽油泵生产;最大井斜角在25～45°、狗腿度在(3～4°)/25 m的油井选用大斜度井用泵或定向强闭式抽油泵生产;最大井斜角大于45°,狗腿度大于4(°)/25 m的油井选用无杆泵生产.     

水平井开采中后期降黏助排技术研究

水平井技术经多轮次吞吐后,剩余原油黏度变高,流体流动性变差,不易于被开采.针对这一问题,依据表面活性剂理论知识、有机合成技术,分析降黏助排技术机理,完成对降黏助排剂配方的优化.通过复配非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、混合型表面活性剂和快速渗透剂等,合成具有耐温、低表面张力和快速渗透等特点的助排剂.实现油水快速混合,充分发挥降黏助排作用,改善油井开发效果.     

低温稠油油藏微生物采油菌的筛选评价研究

针对以巴51断块为代表的低温稠油油藏地层温度低、原油黏度大、常规注水开发效果差问题，开展了微生物降黏技术研究，从渣油坑中分离培育出对高胶沥含量原油有作用的菌种，研究了其代谢产物，并在室内条件下开展了适应性评价研究，推荐出两株菌JH和LC。评价结果表明，推荐菌种与原油作用后表面张力降低33%，原油黏度降低68%，为进一步开展现场应用提供了依据。     

英2井深层稠油油藏注气吞吐降黏实验

针对吐哈油田英2井侏罗系七克台组深层稠油油藏的地质特征和在开发过程中存在的问题,通过对天然气、氮气、二氧化碳等3种气体进行注气吞吐降黏实验研究,评价3种气体的降黏效果及混溶稠油的PVT性质变化规律,优选出最佳的注入气源。实验及研究结果表明,3种注入气源均具有一定的降黏效果,其中二氧化碳的降黏效果最好。同时,指出气体的溶解降黏、弹性驱动及携带、超临界萃取等作用是提高深层稠油油藏原油采收率的最主要机理。     

电动潜油泵粘温特性测试方法研究

介绍了一种乳化液作为流动介质的测试电潜泵粘温特性的方法。它可以测试原油在不同含水情况和温度条件下原油粘度对电潜泵特性参数的影响,建立电潜泵粘温特性关系。该方法已用不同含水的脱气原油/水体系作为介质来对3种不同型号电潜泵进行了粘温特性测试,测试数据稳定可靠,各含水比例下的粘温特性曲线都非常平整光滑,对现场使用具有重要实际意义和应用价值。同时该测试方法还可以拓宽到其它泵类的粘温特性测试工作中。     

微生物降粘采油技术在胡庆油田的应用试验研究

胡庆油田应用微生物降粘采油技术,在室内进行了微生物繁殖能力、耐温性和降粘效果评价实验;在现场试验采用挤入地层法,对典型井的原油性质及微生物活性、原油组分及油井示功图进行了监测及分析.从应用效果来看,微生物降粘采油技术是一套有效的油田增产手段,但不同的菌种有不同的适应性,不同的油藏条件要有一套不同的菌种筛选、施工工艺和效果监测方法.     

螺杆泵热试油(采)探边一体化工艺技术

二连盆地阿 55井原油凝固点高 ,油稠、质差 ,常规排液困难。采用电加热螺杆泵排液、MFE 存储电子压力计试井工艺 ,可达到对稠油、高凝油加热排液 ,进行探边测试的目的。文中详述了阿 55井成功进行螺杆泵热试油 (采 )探边一体化工艺的施工过程 ;介绍了设计管柱中各部件的作用 ,理论上计算了现场施工的关键参数 ,并对操作技术进行了分析     

轮古15井区含水稠油流变性实验研究

轮古15井区已进入中高含水期,含水稠油的流变性将对降黏举升工艺产生重大影响。通过室内实验,测定了含水稠油在不同温度及剪切速率条件下的剪切应力及黏度,研究了含水率、温度、剪切速率等因素对稠油流变性的影响。研究结果表明,稠油黏度随含水率增大而明显减小,但在高含水率情况下仍需要降黏才能开采;不同含水稠油的流变特性均可用幂律模型加以描述,因此可以用幂律模型对不同产量的稠油井进行不同含水率情况下的黏度计算及预测。     

环庆原油黏温曲线测定研究

为更好地研究原油黏温关系和蜡沉积状况,以环庆原油为研究对象,探讨分析了试验室热处理温度、剪切速率和升降温程序等因素对环庆原油黏温曲线、析蜡点及溶蜡点测定的影响。室内试验结果表明:热处理温度对环庆原油的析蜡点、溶蜡点有较大影响,高温可以显著改善原油低温流动性,但热处理温度过高、恒温时间过长时热处理效果变差;环庆原油溶蜡点比析蜡点高7~11℃左右;测定过程中,在析蜡高峰区附近要避免高速剪切和剪切时间过长;析蜡点测定中降温速率不易控制;溶蜡点在凝点之后的低温区测定结果不稳定。     

常减压蒸馏-减粘联合装置中减粘系统的防焦措施

针对生产沥青和燃料油的常减压蒸馏-减粘联合装置中减粘系统存在的结焦问题，分析了原油组成和性质、炉出口温度、停留时间、油品流速等因素对结焦的影响，探讨了减粘系统结焦问题的预防措施，并取得了一定的防焦效果。     

地层原油黏温曲线的分形特征

为了加深对原油物性的认识,对地层原油黏温曲线与油分析资料进行了综合分析。研究表明：不同油田、不同层位、不同井深的地层原油黏温曲线均具有良好的分形特征。在以黏度为测量标尺,以温度为测量对象的定义分形条件下,其分形维数为0.1~0.3. 随着分形维数的增加,温度对黏度的影响变小。分形维数与原油物性中的参数如密度、黏度、初馏点等相关性良好,因此,可以将分形维数作为一个新的反映原油物性的特征参数。分形维数与原油中的含蜡量、含胶量不相关,唯独与沥青质含量基本相关,说明沥青质及其含量是影响原油性质、原油黏温曲线分形维数的主要因素,这和“沥青质馏分与其他馏分相比,在改变岩石润湿性上起主导作用”的观点是一致的。