海上S油田稠油乳化降黏技术

针对稠油黏度高,单纯聚合物驱亲和原油能力差,驱替携带效率低,提高采收率程度低等问题,本文采用新型聚合物型降黏剂RH327对海上S油田稠油进行降黏实验,评价了其乳化浓度、乳化类型、聚集形态、界面活性、润湿性、稳定性、静动态吸附能力等性能,在此基础上通过物理模拟驱油实验,形成可有效提高原油采收率的聚合物型降黏剂驱油体系。结果表明,降黏剂RH327在油藏环境条件下,在较低浓度下即具有较强乳化活性和界面活性,浓度1.2 g/L、油水比为50∶50时对稠油的降黏率达94.7%;同时具有较快的乳化速度和较强的稳定性,乳化速度为0.17 m L/min;RH327在油砂和岩心中吸附量较小,RH327在较高浓度(2.0 g/L)下的油砂的静态吸附量仅为3.4 mg/g,浓度为1.6 g/L的RH327溶液在注入2.5 PV时渗透率为2756.15×10-3μm2的人造岩心达到饱和吸附,饱和吸附量为160 ug/g左右;物理模拟驱油实验结果表明,在保证主体降黏剂段塞在0.3 PV条件下,前后用聚合物段塞(两亲丙烯酰胺聚合物ICGN,使用浓度1750 mg/L,0.06 PV)进行保护,可在水驱(35.72%)基础上提高采收率17.3%,在S油田高含水阶段具有较好的应用前景。     

阴离子/非离子表面活性剂复配体系的稠油降粘性能研究

以多种阴离子、非离子表面活性剂和助剂为原料,通过复配和筛选,制得阴离子／非离子表面活性剂复配体系。考察了原油含水量、复配体系加量和温度对其降粘效果的影响,确定了最佳条件：原油含水量25％,阴离子／非离子表面活性剂复配体系加量0．3％。在此条件下,对东辛油田不同区块稠油的降粘率达95％以上,沉降脱水率达90％以上。     

海上油田稠油开采井筒举升用水溶性降黏剂

海上油田稠油储量丰富,开采价值巨大,但由于稠油基础黏度高和反相乳化的原因,导致在井筒举升阶段出现电泵负荷巨大、举升困难等问题。使用非离子、阳离子、两性离子表面活性剂以及助剂制备HY系列水性降黏剂,结果表明,HY-1体系降黏率99.20%,50℃下30 min自然脱水率84.40%,120℃下24 h高温老化后降黏率为96.98%,伴注管流实验降压幅度达57.9%。可见,自主体系HY-1乳化降黏性能优异,能够满足海上油田井筒举升用水溶性降黏剂的室内评价要求。     

微生物表面活性剂在稠洞乳降粘中的实验研究

方法 利用不同的培养基对不同的菌种进行培养并改变温度等条件,对菌种进行驯化、培养、同时对其进行评价和对原油乳化能力进行测试。目的 获得某一菌株的代谢产品、分离检测和评价其表面活性剂的种类、含量和效果。结果 通过不同的验条件,选出了一条产表面活性剂较多的菌株,可以使蒸馏水的表面张力由８８．０ｍＮ／ｍ降到３９．０ｍＮ／ｍ。该菌能在以液蜡为唯一碳源的培养基中生长,但产生的表面活性剂很少,而在含糖培养基中     

稠油磺酸盐及其对稠油的乳化降粘性能研究

乳化降粘开采稠油是一项提高稠油采收率的新技术,开发廉价高效的乳化降粘剂是该技术的关键。以大庆黑帝庙稠油为原料,发烟硫酸为磺化剂,合成了稠油磺酸盐。考察了酸烃比、反应温度、反应时间对磺化反应的影响。确定了磺化反应的最佳工艺条件为：酸烃比1．6：1,反应温度为50℃-55℃,反应时间为2h。测试了其对稠油的乳化降粘性能,结果表明,35℃时,稠油磺酸盐对稠油具有较好的乳化降粘效果,降粘率达90％以上。复配后效果更佳,且具有较好的适用性。     

微生物降粘提高稠油采收率技术初探

微生物提高采收率是一种低成本、低伤害、高收效的技术，它同样可适用于稠油增产。通过菌种筛选，培养出了适合克拉玛依稠油的菌种，并考察了菌种的生存条件以及菌种对稠油的降解和乳化作用。实验结果发现，微生物可降解稠油中的大分子烃类，降低含蜡量，其产生的活性剂可降低稠油界面张力，形成油水乳状液，从而增强其流动性，达到增产的目的。     

稠油乳化降黏用新型表面活性剂的发展趋势

综述了表面活性剂基本理论、发展概况及在稠油降黏中的应用,介绍了用于稠油乳化降黏的几种新型表面活性剂,并讨论了各种表面活性剂的发展趋势.     

微生物表面活性剂在稠油乳化降粘中的实验研究

方法　利用不同的培养基对不同的菌种进行培养并改变温度等条件 ,对菌种进行驯化、培养 ,同时对其进行评价和对原油乳化能力进行测试。目的　获得某一菌株的代谢产品 ,分离检测和评价其表面活性剂的种类、含量和效果。结果　通过不同的试验条件 ,选出了一株产表面活性剂较多的菌株 ,可以使蒸馏水的表面张力由 88 0mN/m降到 39 0mN/m。该菌能在以液蜡为唯一碳源的培养基中生长 ,但产生的表面活性剂很少 ,而在含糖培养基中则产生较多的表面活性剂。经分离、提纯、分析为脂肽 (或脂蛋白 ) ,其产物水解后 ,经薄层层析测出主要成分为氨基酸和脂肪酸。结论　通过实验证明 ,微生物在合适的条件下进行新陈代谢 ,可以产生大量的表面活性剂 ,对原油具有较强的乳化、分散作用 ,在微生物采油技术的应用中非常重要。同时也为微生物采油的机理研究提供了可靠的数据和相应的评价方法。     

表面活性剂复配体系BS-9在稠油乳化降黏中的应用性能研究

BS-9为聚氧乙烯(20)鲸蜡醇醚与十二烷基硫酸钠及助剂的混合物,由表面张力曲线测得蒸馏水溶液25℃下临界胶束浓度为7×10-5mol/L.黏度(50℃)24.1Pa·s的胜利陈庄特稠油与0.1%的BS-9蒸馏水溶液以体积比8:2、7:3、6:4、5:5混合形成的乳状液,其黏度比稠油降低73.03%、87.55%、89.13%、80.17%,静置1小时后(50℃)脱水率为82%、96%、88%、98%;当BS-9质量分数增至0.15%,油水体积比为7:3和6:4时,稠油乳化降黏率大幅增至96.31%和98.22%,静置1小时脱水率则有所减小(73%和60%),用含Ca2+、Mg2+各0.2g/L、矿化度10g/L的矿化水配制的0.1%BS-9溶液,在油水体积比为8:2、7:3、6:4、5:5时对稠油的乳化降黏率与0.1%BS-9蒸馏水溶基本相同:BS-9在矿化水溶液中的质量分数增至0.15%时,除油水体积比8:2时对稠油的乳化降黏率有所增大外,乳化降黏效果并无改善.BS-9溶液逐步加热至90℃未见浑浊.BS-9可用于高矿化度、高钙镁条件下稠油的乳化降黏开采.     

双子表面活性剂复配体系性能评价及在陇东油田的应用

针对陇东油田注水井出现欠注问题,以阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与双磷酸酯型双子表面活性剂XG等为原料,制得阳离子-双子表面活性剂复配体系XG-D。通过油水界面张力和润湿性能测试及室内岩心驱替等方法研究了XG-D的各项性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,XG-D与模拟地层水的配伍性较好,0.25%的XG-D可使油水界面张力降至0.01 m N/m,具备良好的降低油水界面张力的性能。XG-D的抗盐性较好。XG-D可吸附于亲油云母表面,使固体亲水表面转变为弱亲水表面,润湿性良好。岩心驱替实验结果表明XG-D具有较好的降压增注特性,可使注水压力降幅达49.88%,驱油效率提高6.4%。现场应用结果表明,可在陇东油田高压注水井用XG-D实现降压增注。图4参29     

塔河油田超稠油掺轻油降粘可行性研究

塔河油田超稠油的开采与集输主要采用掺稀油工艺,由于超稠油产量逐渐增加,稀油资源量已不能满足生产需要,而化学降粘等工艺因不能解决后续脱水和外输问题而不能大规模采用。因此,研究了采用本油田轻烃回收装置生产的轻油作为稀释剂进行超稠油降粘的可行性,并对经济实用性进行了分析,结果认为轻油可以代替掺稀油生产工艺。     

轮南桑解油田稠油化学降黏新工艺

轮南、桑解油田部分储层原油沥青质含量高,生产过程中沥青质析出,造成井筒举升困难及地面集输管线超压,导致油井无法正常生产.为了解决上述问题,通过室内研究与现场试验,研发了一种耐高温、抗高矿化度的水溶性稠油降黏剂JN-1,并设计了3种针对不同油井管柱、原油物性特征的药剂加注工艺.该稠油化学降黏工艺解决了高温、高矿化度条件下...     

春光油田超稠油井筒降黏技术应用分析

春光油田超稠油在采油过程中随着井筒温度的降低,原油黏度不断上升,流动性变差,举升难度变大。为解决春光油田超稠油井筒举升技术难题,介绍了近几年在春光油田应用的套管掺蒸汽降黏、空心杆电加热、井筒乳化降黏和套管掺稀降黏等工艺的降黏原理,综合分析和评价了各种降黏工艺的降黏效果,经过工艺优化,建立了"以套管掺稀降黏为主体,以边远井电加热、载荷异常井乳化降黏为辅助"的井筒降黏工艺技术体系,满足了春光油田超稠油生产的需要。。     

海上S油田非均质稠油油藏调剖技术研究与矿场实践

调剖技术是非均质油藏稳油控水、提高水驱效率的一项重要手段。S油田不同区块调剖效果存在明显差异,通过理论图版揭示了不同油藏条件下调剖效果差异的原因,利用油藏数值模拟方法,研究了渗透率级差、原油黏度及调剖半径等因素对调剖效果的影响。研究认为,达到相同增油效果时,渗透率级差越大、原油黏度越高,调剖半径越大。针对调剖井吸水剖面变化的问题,结合调剖作用机理,建立包含调剖层和非调剖层的多油层理想地质模型,提出了以吸水指数变异系数为评价指标的调剖效果评价方法。2014年S油田实施调剖措施两井次,单个井组平均含水下降7%~8%,累增油达到1.6×10~4 m~3。     

海上稠油油田投产及生产管理探索

为了确保海上稠油油田顺利投产及生产管理,避免因油稠、易出砂造成的井下和地面设备损坏从而引起生产中断,根据海上稠油油田的特点,提出了采用变频启泵投产、投产初期对油井重要参数进行动态跟踪和分析、投产后为油井确立合理的生产制度及生产过程中采取控制生产压差生产、实施出砂管理等一系列投产和生产管理方法。结合南堡35—2油田的投产和生产管理实践,证明提出的油井投产和精细化管理方法对油井顺利投产、降低油田操作费用及提高海上稠油油田的采收率很有效,值得借鉴和推广。     

海上稠油井筒降黏及配套举升工艺

海上稠油开采面临井筒降黏技术优选及举升工艺配套的问题。围绕渤海L油田明化镇组高黏稠油开采难度大的问题,结合井筒降黏方式室内实验结果,推荐采用稠油掺稀油的井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺。同时,对稀油动力液的地面处理流程及注入参数进行了研究。现场应用表明,稠油掺稀油井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺效果明显,单井平均产量比ODP配产方案增加了80%,为该油田及类似油田稠油的开发提供了参考。     

渤海稠油油田地层原油粘度计算新方法

针对目前海上稠油油田地层流体取样少或无取样的问题,通过分析渤海地区稠油油田地面及地层流体性质资料,从中寻找二者之间的联系,初步建立了渤海稠油油田储量评价阶段地层原油粘度评价方法。根据计算所得地层原油粘度,可以初步判断储层流体性质,为油田选择开发方式、编制开发方案及采收率预测等提供参考依据。     

稠油水驱降粘开采新技术实验研究

针对渤海SZ36—1油田的地质特征，研究筛选了适合海上稠油油田水驱降粘开采的复合降粘体系。该体系具有用量少、成本低、降粘率高、适应性强、稳定性好等优点。岩心流动实验表明：在注入水中加入复合降粘体系，能有效改善水驱效果，采收率在常规水驱的基础上提高近12个百分点，降粘率在95％以上，可达到高效经济水驱降粘开采稠油的目的。     

超稠油乳化降粘技术试验研究

针对超稠油电加热降粘技术能耗较高的现状,开展了掺活性水替代井筒电加热工艺技术研究.为此,首先开展了室内基本配方实验研究,然后进行了动态管道流动模拟实验研究.在特油公司采油四区进行了现场试验,结果表明,掺活性水降粘技术可成功取代电加热降粘技术,并获得了可观的经济效益和社会效益.