超深稠油高温高压井筒降黏举升摩阻的实验研究

新疆塔河油田深层稠油在井筒举升过程中,由于温度的降低,原油逐渐失去流动性。稠油降黏是有效降低井筒举升摩阻的途径。根据现场掺降黏剂工艺,建立了室内高温高压井筒流动模拟实验装置,实验研究了温度、压力及流速对稠油井筒举升流动摩阻的影响,得到了不同降黏方式井筒举升摩阻梯度分布,在已有井筒压降计算模型的基础上,构筑了室内井筒流动模拟装置与实际井筒之间的压降换算关系,得到了不同降黏方式塔河原油在实际井筒中的压力分布。实验结果表明:原油在垂直井筒中举升摩阻随压力和流速的增加而增大,随着温度的升高而降低,但流速越大,井筒流动摩阻增加趋势渐缓。在井下3 000 m处掺降黏剂使稠油更易举升至井口,降黏效果为复合降黏剂油溶性降黏剂掺稀降黏。     

高温高压下钻井液循环流动摩阻实验研究

深层油气勘探开发过程中常面临高温高压的挑战,钻井液在高温高压等复杂工况下,其性能会发生改变,研究钻井液在复杂工况下的流动摩阻变化规律,能为特深井钻井提速及井控提供理论基础。根据实际工况要求,建立了高温高压钻井液循环流动摩阻测试装置,实验研究了温度、压力、固相颗粒及含气率对钻井液流动摩阻的影响,采用多元回归方法拟合并绘制温压摩阻系数图版,能更好阐述温压与钻井液流动摩阻的定量关系。结果表明：顺北区块钻井液流动摩阻随温度增大而减小,随压力增大而增大,摩阻系数图版能更准确体现摩阻系数与温压的定量关系,固体颗粒含量对流动摩阻影响不大,钻井液流动摩阻随着含气率增加而增大。该实验装置与分析方法,对于研究复杂工况下钻井液流动摩阻变化规律具有重要意义。     

空心杆掺稀油深层稠油举升设计方法研究

对稠油粘温关系和深井举升工艺进行了研究，结合实验室掺稀油降粘效果研究结果，对空心杆泵上和泵下掺稀油举升工艺的可行性进行了研究。计算结果及现场生产表明，空心杆掺稀油举升工艺能有效地改善井筒流体流动条件，保证油井以一定的产量进行稳定生产。空心杆泵下掺稀油能改善泵吸入口处原油的流动性，但对泵的实际排量有影响，且影响生产压差。空心杆泵上掺稀油没有解决原油进泵阻力大的问题，因此在泵吸入口处原油应具有较好的流动性。     

超稠油双管泵下掺蒸汽井筒加热降粘举升工艺

根据传热学和两相流原理,建立了超稠油双管泵下掺蒸汽井筒加热降粘举升过程中蒸汽与产液沿井筒传热与流动的热力学模型。计算了蒸汽与产液沿井筒的温度分布和压力体质了抽油杆柱受力分析与抽油杆柱设计。     

塔河油田深层稠油掺稀降黏技术

针对塔河油田超深层稠油储层地质特点和稠油性质,进行了稠油掺稀降黏室内实验和现场试验.室内实验分析了塔河油田稠油黏度的影响因素(稠油特性、温度、压力、含水、流动状态、溶解气、矿化度).讨论了塔河油田稠油掺稀降黏的原理及降黏规律,并采用2口井的稀油对3口井的稠油进行定温条件下不同掺稀比例的稠油降黏实验.实验结果表明:掺稀比例和稠、稀油黏度差等因素都会影响降黏的效果.当稠油与稀油以体积比1:1混合后,稠油黏度下降幅度较大,降黏率一般大于95%.现场试验表明,各种掺稀降黏工艺管柱及工艺均能适用于塔河油田不同开采方式、不同含水情况下油井的正常生产,工艺的普适性较好.塔河油田深层稠油油藏掺稀降黏效果明显,投入产出比为1:7.     

春光油田稠油井筒掺稀降黏室内实验研究

使用自主研制的稠油井筒掺稀降黏评价装置对春光油田稠油进行了掺稀降黏室内实验,研究了温度场对掺稀效果的影响,同时对掺稀位置及掺稀比进行了优化。通过设定4个恒温水浴温度分别为90℃、70℃、50℃及40℃来近似模拟井筒不同位置处的温度,开展了不同条件下的掺稀效果研究。结果表明,在70℃井段,稠油降黏率为41%~69%;泵下掺稀降黏效果最好,出口处(40℃)原油降黏率达到86%。在模拟日产量为6 t的实验过程中,对5种不同掺稀比的掺稀效果进行了对比分析,得到掺稀比在18%~22%时,原油黏度可以满足井筒安全生产的要求。     

稠油降黏新技术的研究进展

稠油中含有大量胶质、沥青质,造成其黏度高、密度大、流动性差,给稠油的开采和输送造成了很大困难.常规降黏方法,包括加热降黏、稀释降黏及乳化降黏,都有其不可克服的缺点.介绍了5种新型降黏技术的作用机理及其在国内的研究应用情况,包括油溶性降黏剂降黏、水热催化裂解降黏、微生物降黏、超声波降黏、磁处理降黏.指出目前单一降黏方法难以解决稠油的开采和输送问题,采用合理的复配技术是解决稠油降黏的有效途径.     

稠油催化水热裂解降黏实验研究

采用高温高压反应釜模拟研究了稠油在开采过程中全温度段(50～300℃)条件下的催化水热裂解降黏反应,利用元素分析仪和高效液相色谱分析了稠油元素组成和族组成变化,利用旋转流变仪测试并分析了稠油黏度变化及黏温特性,初步探讨了200℃以下的稠油催化水热裂解降黏的实质.结果表明:稠油在低温条件下水热裂解反应降黏以破坏弱化学作用力为主,稠油降黏率与重质组分减少密切相关.有催化剂存在时,稠油催化裂解作用的主要温度在150～200℃,反应24 h降黏率可达到80%以上.     

粘多糖乳化降黏稠油的研究

利用本实验室生产的粘多糖A对辽河重质稠油进行乳化降黏试验,系统考察油水质量比、多糖浓度、乳化温度、乳化转速和乳化时间对稠油乳化降黏的影响。结果表明：将油水质量比6：4,多糖质量浓度150 mg/L的稠油溶液放入温度25 ℃、转速160 r/min的摇床乳化6 h,稠油黏度由87000 mPa·s降至310 mPa·s,降黏率达到99.6%。此外,通过对乳化降黏后稠油破乳处理研究发现,稠油在室温静置24 h后即可实现油水分离,且破乳后的多糖水溶液可以重复使用2批次,显著降低了多糖乳化剂及后续稠油脱出水处理成本。因此,该粘多糖A可广泛应用于稠油乳化降黏开采和输送领域。     

王庄稠油乳化降黏剂的筛选

针对胜利油田王庄稠油黏度大、开采难的问题,对其进行了降黏实验研究.首先测定了不同温度下王庄稠油的黏度.原油的黏温实验表明:王庄原油在温度超过60℃时,黏度随温度的升高变化趋缓.为王庄原油研制了降黏剂JDLH.影响降黏剂JDLH对王庄稠油降黏效果的因素有:降黏剂加量、油水比、降黏温度和矿化度等.实验结果表明:降黏剂JDLH最佳加入量为0.3%,最佳油水体积比为7∶3,降黏温度为50℃;降黏剂JDLH可耐盐15 000 mg/L.用5种不同的降黏剂对王庄稠油做了降黏实验,实验结果表明,降黏剂JDLH的降黏效果最好.     

油管掺液稠油泵井筒流体温度分布计算

根据传热学和能量平衡原理 ,考虑环空产出液与油管掺入液及地层之间的双重热传导作用 ,同时考虑了由流体相变导致的焦耳汤姆森效应 ,建立了稠油泵井筒流体温度分布数学模型 ,并研究了温度分布随时间的变化规律。编制了计算程序 ,该程序能用于计算任意生产时间及井筒深度下掺入液及产出液的温度。计算结果表明 ,在一定条件下 ,生产时间及焦耳汤姆森效应对井筒温度分布有明显的影响。     

油管掺液稠液泵井筒流体温度分布计算

根据传热学和能量平衡原理，考虑环空产出液与油管掺入液及地层之间的双重热传导作用，同时考虑了由流体相变导致的焦耳－汤姆森效应，建立了稠油泵井筒流体温度分布数学模型，并研究了温度分布随时间的变化规律，编制了计算程序，该程序能用于计算任意生产时间及井筒深度下掺入液及产出液的温度，计算结果表明，在一定条件下，生产时间及焦耳－汤姆森效应对井筒温度分布有明显的影响。     

稠油-水两相高温高压垂直管流压降规律

针对深层稠油在井筒举升过程中形成油水两相混合流体造成举升困难的问题,采用高温高压垂直管流装置,实验研究了加入乳化降黏剂前后高温(30～130℃)、高压(0.1～50 MPa)条件下不同持水率稠油水两相流体的垂直管流压降规律,发现压降损失随持水率的增加逐渐增大,在相转换点附近达到最大值,发生相转换后,随持水率增加急剧降低...     

温度对不同黏度稠油油水相渗的影响规律

为了研究油层温度和原油黏度对稠油油水相渗的促进机制,基于NB35-2稠油油藏一维岩心流动模拟系统,模拟了不同黏度原油在不同环境温度下的水驱渗流特征.结果表明,稠油油水相渗曲线表现出水相渗透率非常低的特点;当含水饱和度大于50%后,油层中形成联通的水流通道,导致水加剧突进;温度升高,油水两相共流区范围增大,残余油饱和度降低,但高于油藏温度时,随着温度继续升高,油水相渗曲线变化较小;原油黏度增大削弱了油水的流动性,降低了采收率.对比温度和黏度对油水相渗的影响规律,认为温度主要是通过改变油水黏度比而影响油水相渗曲线.     

塔河油田自喷深井井筒电加热降粘技术研究

为了解决塔河油田油藏埋藏深、原油粘度高、井筒热损失大导致自喷困难的问题,基于热量传递原理和两相流动理论,建立了井筒电加热降粘举升工艺中产液沿井筒流动与传热的数学模型,计算了产液沿井筒的温度和压力分布,分析了电加热工艺参数对电加热效果的影响。运用该模型对塔河油田1口稠油井的电加热降粘效果进行了分析,界定了电加热井筒降粘工艺对原油粘度的适应性。结果表明,电加热工艺适用的最大原油粘度为30 Pa.s,这一结果为电加热降粘工艺的应用提供了依据。     

塔河油田自喷深井井筒电加热降粘技术研究

为了解决塔河油田油藏埋藏深、原油粘度高、井筒热损失大导致自喷困难的问题,基于热量传递原理和两相流动理论,建立了井筒电加热降粘举升工艺中产液沿井筒流动与传热的数学模型,计算了产液沿井筒的温度和压力分布,分析了电加热工艺参数对电加热效果的影响.运用该模型对塔河油田1口稠油井的电加热降粘效果进行了分析,界定了电加热井筒降粘工艺对原油粘度的适应性.结果表明,电加热工艺适用的最大原油粘度为30 Pa·s,这一结果为电加热降粘工艺的应用提供了依据.     

适合稠油油藏的新型复合降粘驱油体系研究与应用

海上常规稠油油田前期通常采用注水开发,由于原油粘度相对较高,并且目标储层粘土矿物含量较高,存在较强的水敏现象等原因,稠油油田注水开发效果逐渐变差。为此,以新型改性烷基磺酸盐为主要降粘驱油剂,通过复配以非离子表面活性剂、渗透剂以及高效防膨剂,研制出了一种适合于目标稠油区块的新型复合降粘驱油体系。分析了复合降粘驱油作用机理,并进行了室内实验评价。结果表明,新型复合降粘驱油体系能够有效降低稠油粘度,降低油水界面张力,对储层钻屑具有较好的防膨作用,并且与地层水的配伍性良好;该体系可以使岩心水驱后的采收率提高30%以上,具有良好的降粘驱油效果。现场应用结果表明,经新型复合降粘驱油体系处理的三口井,平均日产油量提高48.6m3/d,平均含水率下降82.7%,达到了良好的增产效果。     

辛基酚聚氧乙烯醚羧酸钠对塔河稠油的降黏作用研究

通过丙酮溶剂法合成了降黏剂辛基酚聚氧乙烯醚羧酸钠(RJY-8),考察了其在不同条件下的热稳定性和耐盐性,降黏剂质量分数、油水比、温度对其降黏效果的影响,以及助溶剂、聚合物对它的降黏增效作用,得到了适应于塔河稠油的降黏配方。结果表明:RJY-8具有较高的热稳定性,在高盐地层水中仍能保持优异的界面活性;增大RJY-8用量、降低油水比以及升高乳化温度均可提高塔河稠油的降黏率;尿素及部分水解聚丙烯酰胺均可提高RJY-8的降黏效果,二者复配使用能降低降黏剂的成本。因此,选用RJY-8与部分水解聚丙烯酰胺、尿素复配作为塔河稠油的降黏配方。