稠油降解菌的筛选及特性研究

以稠油为唯一碳源,用平板划线法从被稠油污染的土壤中成功提取3株稠油降解菌F-1,F-2,F-3。稠油降解实验结果表明,经过F系列菌作用后,乳状液的类型均转变为O/W型;菌株F-2生长速度快,环境适应能力强,微生物量达到2.34×10~9个/g,排油圈直径为5.6cm,稠油降解率高达到80.25%;将菌株F-2所产生物表面活性剂从发酵液中提取纯化后进行红外光谱分析,初步断定稠油降解菌所产生的生物表面活性剂为糖与环酯结合形成的不饱和糖酯类物质。     

微生物对黑帝庙稠油的降解作用

从大庆黑帝庙区块的稠油油藏中分离出本源微生物,通过培养、驯化,选育出能够有效降解稠油中重组分的一组混合菌,对黑帝庙稠油进行了微生物降解实验,分析了微生物降解对稠油粘度、凝固点、族组成、烃分布、饱和烃及非烃组分的影响。实验结果表明,经微生物降解后,稠油粘度和凝固点分别降低了36％和7．5℃;族组成与烃分布发生了明显变化,轻组分增加,重组分减少;饱和烃及非烃成分的结构也发生了一定的变化。     

原油沥青质絮凝初始点的测定--以渤海绥中36-1油田稠油为例

沥青质在原油中的稳定性主要取决于原油对沥青质的溶解能力。当溶解能力下降到某一临界值后，沥青质就会从原油中絮凝析出，该临界值即为沥青质絮凝初始点。采用透光率法、粘度法和显微镜法对常压下渤海绥中36—1油田稠油沥青质的絮凝初始点进行了测定。结果表明，粘度法和显微镜法测定结果比较准确、合理，而透光率法因受原油色深和分光光度计光源条件的限制而使沥青质絮凝初始点滞后；在给定压力下，温度升高会使原油沥青质素凝初始点提前。     

微生物降解技术在低温稠油油藏中的应用

华北油田稠油断块油藏储层裂缝发育,油层薄且非均质严重,原油富含高分子胶质和沥青质,低温流动性差。为了提高采收率,增加原油商品价值,对其进行了稠油断块微生物降解技术研究。分析了微生物降解产物组成,并在一定温度条件下对其降解产物的界面张力和黏度进行了测定。结果表明,稠油经微生物降解后,生成低烃气体和脂肽类生物表面活性剂;降解产物能有效改善油品性质,提高油品成熟度,而且回注污水、胶体对微生物生长影响微弱。经过现场应用,增油效果明显。     

微生物降解稠油及提高采收率实验研究

微生物采油技术以其成本低、无污染、经济效益好的优势,日渐成为一项重要的三次采油技术。该技术的主要机理就是利用微生物降解原油的重质组分,降低原油粘度和凝固点,以达到改善原油物化性质的目的。笔者从原油、油田污水和海水中共分离、选育出能降解沥青质,能耐温达80℃、矿化度300000mg/L的微生物菌种及组合。并以其对青海、胜利、辽河等油田原油进行了实验研究,讨论了能有效降解原油中沥青质的兼性菌的选育、降解效果以及采油过程中的现场应用。根据实验,所选育的兼性菌组合对青海原油处理24h后,其沥青质可降低20%。现场试验显示,生产井注入菌液20d后,3个月内的日均产量提高了9%,油井的热洗周期延长了2.1倍。     

沥青质对稠油黏度的影响

选用新疆地区的6种高黏稠油为主要研究对象,测定各稠油的性质并配制不同沥青质含量的同源调合稠油、异源调合稠油,利用黏度法考察沥青质含量对稠油黏度的影响。结果表明：无论是同源调合稠油还是异源调合稠油,随着沥青质添加量的增加,稠油黏度均呈增大的趋势,且在沥青质添加量达到一定值时黏度出现突变;相同温度、相同沥青质含量下,四氢呋喃处理过的稠油黏度比甲苯处理过的稠油黏度要大,且增加幅度较甲苯处理过的要大。     

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。     

本源微生物驱在大港高温稠油油田的现场应用

本源微生物采油不存在菌种适应性、变异退化等问题,减少了菌种的发酵、注入等操作程序,工艺简单、投资少、成本低.应用本源微生物驱油技术可以改善油藏条件,提高原油最终采收率.2001～2004年,在大港孔店油田北区块应用了营养物水驱生物技术.根据油藏地质和工程、开发状况及生化参数分析结果,确定了注入混气营养物激活本源微生物生长来提高采收率试验方案.对流体的理化参数监测以及生产动态跟踪和评价结果表明,试验是成功的,油藏生态环境发生明显变化,流体性质明显改善.现场试验期间,累计增油17 866 t.     

稠油污泥中油相与泥相组成表征分析

测定了稠油污泥的三相含量及油、固两相的基本性质。对分离出的固体进行了粒度、XRD、SEM和EDS表征,结果显示稠油污泥中固相主要成分为斜发沸石,平均粒径范围在10～100μm。测定了油相的四组分含量,并对胶质、沥青质进行IR、NMR、元素分析,结果显示不同油泥原油中的胶质含量均较高（质量分数约为20%）,沥青质含量则相对较小（质量分数约为5%）,红外和核磁的结果表明这些胶质和沥青质均含有极性基团和苯环结构。     

稠油水热裂解催化剂研究进展

对稠油水热裂解发生的温度区间、涉及的化学反应及其机理作了分析讨论。基于反应机理井参考用于稠油、减压渣油、重质馏分油以至煤的加氢裂化改质催化剂，讨论了各类水热裂解催化剂的效能。包括非均相催化剂和分散型、水溶性等均相催化剂。综述了国内外文献报道的各种稠油地下水热裂解催化剂，讨论了组成、性能和降黏效果。指出应针对不同性质的稠油研发价格低、活性高、选择性高、反应条件宽的水热裂解催化剂，特别是均相的离子液体催化剂和纳米催化剂。图3参55。     

用磺化稠油降低稠油粘度的初步研究

在低温下 (15～ 2 0℃ )用 5 0 %～ 6 0 %的硫酸将辽河稠油磺化 ,得到了一系列磺化稠油 ,在 5 0℃粘度为 115 3mPa·s的辽河稠油中按质量比 2 g/kg加入磺化稠油 ,使 5 0℃粘度降至 786～ 914mPa·s ,降粘率为 19.8%～31.8%。将磺化反应进行优化 ,得到磺化稠油的最好制备条件 :5 5 %硫酸 ,用量为稠油的 1.5 % ,在 15℃反应 2h。得到的磺化稠油在加剂量为 2 g/kg时使稠油 5 0℃粘度下降 30 .8%。稠油降粘率与加剂量的关系曲线很复杂 ,经过一个明显的极大值和一个极小值 ,极大值对应的加剂量为 2 g/kg ,即最佳加剂量。讨论了稠油降粘机理。图 1表 1参 2。     

Viscosity Reduction of Heavy and Extra Heavy Crude Oils by Pulsed Electric Field

Abstract

The ever-increasing world energy demand would require the use of all hydrocarbon resources available, especially heavy and extra-heavy crude oils in the near future. However, transportation of these crudes is very difficult due to their high viscosity and low mobility. There are many different methods to reduce heavy crude oil viscosity. Some of these methods are heating, blending, water-in-oil emulsion formation, upgrading, and core annular flow. But each of these methods has several problems. The aim of this research is to investigate a new method to reduce viscosity for pipeline transportation. In this method asphalt molecules, which are mainly responsible for high viscosity, are aggregated temporarily to micronized clusters while going through a pulsed electric field, causing a reduction of the viscosity. This method does not change the oil's temperature and is very suitable for underwater pipelines. The authors applied electric fields in the range of 0.5 to 1.8 KV/mm an Iranian heavy crude oil and viscosity reduction up to 7% was observed.     

超稠油乳化降粘剂SHVR-02的研制

用荧光法测得辽河油田杜84块杜54 30井超稠油(室温粘度54.8Pa·s)乳化剂的最佳HLB值为10.8。根据这一HLB值,由主剂脂肪醇聚氧乙烯醚、一种生物表面活性剂及辅剂快速渗透剂JFC配成了超稠油乳化降粘剂SHVR 02。当油水体积比为1.0∶0.7、水相中SHVR 02浓度为1g/L时,超稠油乳状液的粘度为492mPa·s,水相浓度增大至5g/L时乳状液粘度降至268mPa·s。在油水体积比1.0∶0.7、水相SHVR 02浓度3g/L、混合温度50℃条件下,粘度在6.2～20.9Pa·s的8种辽河稠油形成的乳状液,粘度在53～148mPa·s之间。乳状液在40～80℃放置10h后,粘度随放置温度升高略有下降(378→248mPa·s),放置温度为90℃时乳状液发生反相,粘度升至26.1Pa·s。SHVR 02的乳化降粘效果优于3种对比乳化剂。SHVR 02形成的超稠油乳状液易破乳,与联合站现用破乳剂配伍。表6参14。     

The Viscosity Reduction of Heavy and Extra Heavy Crude Oils by a Pulsed Magnetic Field

Abstract

Ever increasing world energy demand requires the use of all hydrocarbon resources available, especially heavy and extra heavy crude oils, in the near future. However, transportation of these crudes is very difficult due to their high viscosity and low mobility. There are many different methods to reduce heavy crude oil viscosity. Some of these methods are heating, blending, water-in-oil emulsion formation, upgrading, and core annular flow, but each of these methods has several problems. The aim of this research is to investigate a new method to reduce viscosity for pipeline transportation. In this method, asphalt molecules, which are mainly responsible for high viscosity, are aggregated temporarily to micronized clusters while going through a pulsed electric field, causing a reduction of the viscosity. This method does not change the oil's temperature and is very suitable for underwater pipelines. Magnetic fields of 0.03 to 0.3 T were exerted on two kinds of heavy crude oils and viscosity reduction up to 7% was observed.     

4种委内瑞拉稠油乳化降黏特性实验研究

研究了含水量不同的4种委内瑞拉稠油的乳化降黏特性。所用乳化剂代号WS-4,为复配以其他活性物质的双金属催化聚醚,配成设定浓度的水溶液,加量按O/W乳状液计为250 mg/L。4种O/W稠油乳状液的流变特性不同,其中稠油2393（30℃黏度10.50 Pa.s,密度0.896 g/cm^3,含胶质沥青质35.6%）的乳状液（真实油水体积比60.1∶39.9,水相中WS-4表观浓度628 mg/L）流变性能最佳,在恒定剪切速率下（3.4-34 s^-1）表观黏度随温度升高（30-70℃）先略有增大,以后大幅度下降,随剪切时间延长（0-120 min）先略有增大,以后趋于下降,在恒定温度下（30-70℃）表观黏度随剪切速率增大（3.4-34 s^-1）持续下降,测试过程中乳状液不发生反相,最高表观黏度不超过530 mPa·s。稠油J-20的乳状液有相似的流变特性。在显微镜下观察到这两种稠油乳状液中,乳化剂水溶液完全铺展在油滴表面,原油充分分散,显示近似双连续相结构。从润湿热力学角度讨论了乳化降黏机理,还讨论了液滴尺寸与液滴聚并的关系。图16表2参12。     

磺化渣油用作油溶性稠油降黏剂YCJ的研制

用正交法设计合成实验，用气态鼢磺化胜利炼油厂常压渣油（芳烃含量48．8％，50℃黏度632mPa·s），所得磺化渣油与煤油以质量比10：1混合作为降黏刺，加入实验用胜剞稠油（芳烃含量35．6％，50℃黏度2672mPa·s）中，在70℃加热后降温至50℃测定黏度，计算降黏率，求得磺化渣油作为油溶性稠油降黏刺的最佳合成条件如下：渣油、SO3质量比100：8，反应温度50℃，反应时间90min。此降黏剂代号为YCJ。在实验胜利稠油中，YCJ的降黏率起初随加量增大而增大，加量2、5g／kg时达到最大值-15％，此后持续下降，加量〉5/kg时低于等加量煤油的稀释降黏率。在YCJ中加入煤油可大大提高实验稠油的降黏率，降黏率～加量关系曲线上先后出现最大值和最小值，最大值对于10：1和10：3的YCJ＋煤油分别为36％和52％，对应的加量分别为3和3．5g／kg。将10：3的YCJ＋煤油用于另外5种稠油的降黏，加量3．5g/kg发现高芳烃含量稠油的降黏率也高，降黏率／芳烃含量数据如下：57．2％／34、3％；52．0％／26．3％；34．6％／28、2％；14、5％／19、0％；10．3％／18．1％。图1表3参5。     

Characteristics and High Viscosity Analysis of Heavy Crudes From Tahe Ultra-deep Reservoirs

The testing methods of distillation, atomic energy spectroscopy, scanning electron microscopy, rheology, and infrared and ultraviolet spectroscopy were used to characterize Tahe heavy crudes. The influence of their fractional and heteroatomic compositions on their viscosities was analyzed based on grey relativity theory. Combined with spectra and microstructure analysis, the root cause of their high viscosities and corresponding solutions was discussed. The results showed that the high viscosity root cause comes from high contents of the heavy components in the crudes, and the high viscosity could be reduced radically through lowering the concentration of the heavy components or breaking the association structures.     

Relationship of Light Absorption and Vanadium Content in Asphaltenes and Resins of Heavy Oils

Abstract

The relationship of the light absorption of asphaltenes and resins with vanadium content has been investigated on the example of heavy oils of various deposits. In the oils of various deposits in Permian and Carboniferous producing complexes of Volga–Ural oil-and-gas bearing basin, the asphaltene content varies from 5.3 to 21.2?wt %, while the vanadium content is from 0.009 to 0.165?wt %. It has been shown that there is a direct correlation of the light absorption of asphaltenes and vanadium content with the correlation coefficient of higher than 0.96 in the case of each producing complex. There is also a direct relationship between the light absorption of resins and vanadium content in the HOs under study with the correlation coefficient of higher than 0.92 in the case of each producing complex.     

氮气辅助稠油微生物冷采技术研究与应用

室内选择性富集、驯化、分离,从井楼油田污水中筛选出3株微生物菌种,分别为产气菌、烃氧化菌和生物表面活性剂菌,3株菌按接种量1:1:1配伍构建共生代谢体系。与单菌种相比,复合菌代谢产物中的表面活性剂含量由1.7%增至2.2%,产气量由95mL增至120mL,pH值由6.1降至5.9。针对井楼油田稠油开展的微生物室内评价实验表明,共生代谢体系对该油藏的适应性良好,稠油乳化降黏效果明显,对原油的降黏率最高可达63.9%,形成的水包油乳状液黏度在100～300mPa·s之间波动,胶质沥青质含量降低,发酵液表面张力下降9.4%～11.6%。在井楼油田7口稠油油井进行首轮氮气辅助微生物吞吐施工,设计单井菌液处理半径10～15m,氮气顶替段塞2000～10000Nm~3,菌液2.5～6.0t,措施后单井产液量增加1.8～9.8倍,产油量由0～0.1t/d增至最高2.7t/d,首轮施工生产115 d增油470 t,措施有效率85.7%,效果显著。