稠油

摘要： 针对稠油利用水环输送时因水环失稳管线需停输后再重新启动的问题,基于自主研制的水环输送稠油停输再启动环道模拟装置,以500#白油作为稠油模拟油样,试验研究了稠油在水环作用下停输分层后的再启动特性,讨论了油水分层流在再启动过程中的典型流型演变规律,分析了停输时间(30~300 min)、初始含油体积分数(0.40~0.77)及清洗流速(0.54~1.53 m/s)对再启动特征参数(压降和时间)的影响。试验结果表明:管道再启动时,延长停输时间会增大再启动压降峰值,但对再启动时间无影响;增加初始含油体积分数不仅会增大再启动压降峰值,而且会延长再启动时间;增大清洗流速可缩短管线启动时间,但同时也会增大再启动压降峰值。研究结果可为现场管线因计划检修或突发事故停输后的再启动过程提供一定的理论指导。

摘要： 针对稠油蒸汽驱汽窜严重问题,研究了高温封窜剂+驱油剂组合调驱技术,以高温栲胶体系为蒸汽封窜剂,以磺酸盐表面活性剂SLB和阴-非离子表面活性剂CY复配体系为高温驱油剂,采用非均质双管物理模拟实验评价了封窜剂+驱油剂组合调驱提高蒸汽驱采收率效果。结果表明,高温栲胶封窜剂在250°C蒸汽驱冲刷15 PV后封堵率仍可达90%以上,封堵效果显著;SLB/CY(复配比2∶1)高温驱油剂经过300°C老化后仍可使油水界面张力降到10^(-3)mN/m以下。采用封窜剂+驱油剂组合调驱体系可有效封堵高渗管汽窜通道,保证后续注入驱油剂进入低渗管,最终综合采收率可以提高23.58%,有效地改善非均质地层蒸汽驱的开发效果。

摘要： 文章针对稠油热采过程中产生的H_(2)S对生产环境造成不利影响的现状,在高压反应釜中模拟孤岛地下稠油热采条件,研究了反应时间、反应温度、岩心用量、水油比等因素对稠油水热裂解生成气体量及气体中H_(2)S浓度的影响规律,并进行了水热裂解前后稠油中总硫含量和硫分布的对比。结果表明,反应前期(24 h前)反应剧烈,H_(2)S生成量随时间迅速增加,稠油黏度快速下降,30 h后反应基本结束;较低温度(220°C和240°C)下水热裂解反应进行缓慢,H_(2)S生成量少,稠油黏度变化不大;较高温度下(280°C和300°C)下反应迅速,H_(2)S生成量大,稠油降黏率大幅增加;在体系中添加同一地层的岩心可增加水热裂解反应的程度;水油质量比对反应有较大影响,无水时基本无气体生成,当水油质量比达到0.2,继续增大比例时H_(2)S生成量变化不再明显。

摘要： 在油田油井投入正常生产后,油井的日常管理尤为重要,直接决定油井产量及运行成本。稠油油井的管理更为复杂,日常运行参数设定不合理,注汽后焖井和放喷的时间点,气窜影响,油井出砂的影响等很多因素都会影响油井的产量或是导致油井故障无法正常运行,修井增加维修成本同时影响产量。本文加强以上几方面的管理,有针对性的设定运行管理参数,降低影响产量的因素发生,从而提高稠油油井产量。

摘要： 针对稠油油品物性差、凝点低、流动性差等特点,采用室内环道试验,揭示含水率、混合流速、温度与管输流型和压降之间的关系。结果表明,在流型转变的过程中共出现5种流型,当含水率小于0.6%时,压降梯度与含水率呈显著正相关,当含水率大于0.6%时,压降梯度迅速减小;当含水率小于0.525%时,压降梯度与混合流速呈显著正相关,当含水率越过反相点后,压降梯度与混合流速的相关性减弱;稠油输送应尽量控制在水基流阶段,且低温工况优于高温工况,混合流速增大和温度降低均会促进反相提前。研究结果可为稠油管道输送提供理论依据和参考。

摘要： 由于稠油乳状液不透明,无法直观认识砂粒对稠油乳状液稳定性的影响过程。曾有学者通过傅里叶红外光谱检测到矿物颗粒表面吸附的沥青质,推测这些颗粒因吸附油水界面膜上的沥青质破坏了油水界面膜强度,促进了水滴聚团沉降,从而实现稠油乳状液破乳分层。但这种认识无法解释笔者实验中的一些现象。针对这种情况,通过杯式分水、流变性测试和润湿性测试等实验,研究了石英砂对稠油乳状液稳定性的影响机制。结果表明,砂粒粒径较小、水滴粒径较大时,即会发生水珠完全浸湿包裹砂粒的现象,包裹砂粒的水珠比重增加,沉降速度加快,这是石英砂实现稠油乳状液破乳分层的主要原因。这一认识也通过砂在白油中的沉降实验得到了验证。

摘要： 针对辽河油田杜84块馆陶组油层SAGD开发存在顶水下窜风险,通过数值模拟与理论研究相结合的方式,研究顶水下窜对SAGD开发效果的影响,揭示了汽腔与顶水层沟通后汽腔发育程度、累计产油量、油汽比和汽腔压力的变化规律。在数值模拟研究的基础上,基于油藏中多相流体渗流和传热原理,建立了预测顶水下窜速率的理论模型。研究结果表明:当汽腔与顶水层沟通后,SAGD的累计产油量和油汽比将大幅下降,且顶水层压力越高,对SAGD生产效果的影响程度越大;在汽腔与顶水层之间维持一定的隔离段厚度是降低顶水对SAGD后期影响的最有效手段,在目前操作条件下,建议汽腔与顶水层之间的最小隔离段厚度为20 m。该研究为制订顶水稠油油藏SAGD操作技术界限提供了理论依据。

摘要： 海上稠油油藏具有埋藏深、原油黏度高、油藏压力高、油藏非均质性严重等特点,稠油注蒸汽开采常添加化学剂以提高开采效果。通过物理模拟实验,分别对稠油注蒸汽开采常用化学剂—降黏剂、起泡剂、产气剂的驱油效果进行对比。其中,产气剂单独使用的驱油效果较好,同时可以起到提高驱替能量的作用;如果降黏剂、产气剂和发泡剂3种化学增效药剂按照一定比例复合,产生的复合作用更能提高采收率。

摘要： 比采油指数作为评价储层产能的重要指标,在稠油勘探、开发中具有重要意义。通过总结渤海油田明化镇组、馆陶组稠油储层以往的试油成果,利用灰色关联分析方法分析地化、测井及它们的组合参数与比采油指数的相关性,选取关联度最高的两个参数“测井渗透率/地面50°C原油黏度(K_(m)/μ_(o))”和“孔隙度/重质组分指数(Φ/HI)”作为主控因素,通过回归分析建立了比采油指数预测模型,经最新探井试油结果验证,比采油指数预测相对误差率介于5.68%~10.41%。研究结果对区域稠油储层探井测试前的产能预测具有一定指导意义。

摘要： 核能发电用途已被公众广泛认知和接受,但核能应用对于占能源消耗总量60%的非电应用领域仍是有待开发的又一片蓝海。稠油开采具有资源数量大、难开采、能耗高等特点,目前实施的工业化经济热采稠油,大都需要高温高压蒸汽,生产这些蒸汽,主要依靠燃煤、燃气锅炉,碳排放量大,节能减排任务艰巨。核能稠油热采是核工业、石油工业的跨界技术创新,为开创核能供热市场创造良好的应用场景。本文介绍了稠油开采技术现状、稠油热采能源需求、核能稠油热采技术耦合、技术方案和初步经济分析。

摘要： 微波应用于稠油减粘是一种新的技术手段,对于保护环境,提高经济效益具有重要的意义.微波加热具有热效应与非热效应,既可以通过介电损耗将微波能转化为热能,又可改变反应的活化能与指前因子,加快反应速度.不同的微波处理条件对减粘的作用不同,最理想的减粘频率为2450MHz.微波作用会使大分子碎裂为较小分子,减少胶质、沥青质含量,有利于降低稠油粘度.研究还认为,在稠油中加入金属颗粒、碳颗粒等吸波物质有助于降粘.水含量以及稠油中的金属含量对稠油粘度有很大影响,在微波作用下,对油包水型稠油,减黏相当于脱除其中的水分,而降低金属含量也有利于降低稠油的粘度.

摘要： 利用标准分析实验方法和原油评价方法,对新疆吉木萨尔县北庭镇东二畦的东疆油田准东采油厂吉祥作业区的稠油(以下简称吉区稠油)性质进行了评价和调研,发现了吉区稠油的高密度、高黏度属性是下游炼厂乳化、腐蚀等加工问题的根源,提出了加工方案建议.结果表明:吉区稠油系低硫-环烷-中间基原油;200～360°C,360～500°C,＞500°C馏分可依次作为柴油加氢装置、催化裂化装置和焦化装置或重交道路沥青的原料.

摘要： 稠油脱水处理难度大、能耗高已被业界认可,其原因主要在于稠油黏度大、胶质、沥青质含量高,油水密度差小等特性,加之稠油开采、处理过程中加入了一些不同成分的化工药剂,造成原油乳化程度严重,破乳、脱水困难,能耗较高,外输净化原油达标困难.通过其他油田调研及开展稠油二段脱水试验,确定了稠油脱水工艺技术路线,应用四相分离器预脱水+动态沉降罐二段脱水工艺,实现游离水、乳化水的分段处理工艺,保证了原油外输含水;通过对站外集输、两段脱水工艺参数进行优化研究,实现了稠油不加热低温输送及减少稠油处理药剂投加量.解决了原油处理系统热耗高及化工药剂费用大的问题.

摘要： 稠油是全球石油烃类能源中的重要组成部分,属非常规石油,其粘度高、密度大,给稠油脱水造成很大影响.本文通过南海及渤海稠油田现场调研,了解到现场面临处理不达标,原油乳化严重,化学药剂使用量大等问题.通过引进VIEC技术,为解决现场存在的问题提供了有效的技术支持.通过试验验证、改造方案研究以及应用实例分析等手段验证了电脱分离器的高效性,进而提出了一级分离器/电脱分离器+电脱分离器的两段处理流程,为今后海上稠油脱水处理流程设计及边际油田的开发,提供了借鉴和参考.

摘要： 石油地质样品的芳烃馏分中所包含的生物标记化合物主要是芳香的甾、萜类化合物.用GC×GC-TOFMS和GC-MS分别分析辽河地区稠油样品的芳烃组分，发现在GC-MS上呈现基线鼓包的物质在GC×GC下能够得到很好的分离。在色谱升温程序后期馏出的化合物主要是高沸点的芳香类生物标志化合物，这些化合物在GC-MS总离子流(TIC)谱图上被基线高高抬起，仅有少量的相对含量较高的化合物可见，其它大部分的化合物都被基线所掩盖。而在GC×GC谱图，由于GC×GC能够消除基线的干扰，因此不同结构、不同含量的芳香类生物标记化合物都能在GC×GC的TIC谱图上出峰。

摘要： JZK1井是近期由中国地质调查局油气资源调查中心部署在新疆博格达山东缘吉木萨尔县东大龙口山区针对二叠系芦草沟组的油页岩参数井,设计井深960m.JZK1井钻至芦草沟组第二岩性段180～230m和280～300m深度段时发现稠油,稠油主要赋存于岩石裂隙之中,局部可见原油从裂隙中渗流,渗流段的岩性主要为粉砂岩、白云质粉砂岩和粉砂质白云岩.JZK1井稠油的发现,表明准噶尔盆地南缘大龙口地区可能有过大规模成藏过程,本文将在该稠油及潜在烃源岩分子地球化学特征等分析基础上，进行油源分析，通过生物标志物等多因素综合对比研究表明，JZK1井原油与二叠系芦草沟组页岩地化特征一致，表明该原油来源于二叠系芦草沟页岩，为准噶尔盆地南缘油气勘探提供科学依据.

摘要： 吐哈盆地稠油主要分布在台南凹陷鲁克沁构造带,迄今已探明近亿吨级的地质储量.稠油作为一种潜在的烃类资源,虽因目前技术及效益水平所限,开采尚具一定难度,但作为盆地内非常规油藏,弄清稠油的地化特征及稠化原因,对盆地侏罗系原油的进一步勘探是十分必要的.因此利用原油物性、族组分及生物标志化合物等地化资料与地质、地震资料相结合,对吐哈盆地台南凹陷前侏罗系稠油的稠化序列进行了划分,并在平面和垂向上分析了不同稠化程度原油的分布特征,最后结合盆地水文地质特征,将研究区稠油的稠化原因逐一进行分析,划定了不同因素在平面上的作用范围及影响程度.

摘要： 稠油和超稠油指的是美国石油协会油品比重小于20、25°C时粘度大于103cp、比较难于实现管道输送的原油.传统管输工艺适宜于轻质或中质原油,但是稠油由于粘度很高、沥青和石蜡沉积、水分含量高、盐度和腐蚀性等问题造成这种油品的管输困难.本文介绍了稠油管输的不同技术和方法。稠油和超稠油管输技术的研究主要是基于降低原油的粘度、减小管愉阻力和将原油改良为合成原油，要考虑的技术问题包括可操作行、可靠性、成本、基础设施、维护、改良油品的质量等。对于具备大量轻质原油、凝析油或水，而且有足够空间安置混合和乳化设施的稠油产区，适宜采用降粘的方法实现稠油管输。在需要改善稠油或添加化学剂的情况，要着眼于表面活性剂、减阻剂、催化剂等的选择。将来的研究在基础研究之外，更要立足于小规模试验、半工业化试验，比如环道试验等。或者未来的研究重心会从井外转移到井内，也就是说在油藏内就对稠油进行乳化或改良。

摘要： 2010年风城油田年注汽量达424.91×104t,耗水531.14×104t.同时,每年有大量的采出水排放,浪费了大量的水资源并造成环境污染.稠油污水处理后用作注汽锅炉给水,可充分利用热采稠油含油污水温度高的特点,实现热能的综合利用和水资源的循环使用.从工艺流程、水质特点、技术改造、应用分析4个方面入手对风城稠油高温净化水回用注汽锅炉效果进行分析与研究,找出其应用特点,结果表明，高温净化污水回用解决了风城油田高温净化污水排放问题，极大地减少了清水资源的使用，缓解了风城油田锅炉用水资源紧缺的局面，并减少了注汽锅炉天然气消耗，具有巨大的节能效果和意义。稠油高温净化污水回用注汽锅炉具有初期设备投资大、设备维护费用高，设备耐温耐腐蚀部件的广泛应用，将极大地降低设备维护费用。

摘要： 泌304区位于南襄盆地泌阳凹陷南部陡坡带,该区储层具有复模态孔隙结构、毛细管阻力大、蒙皂石含量高、非均质性严重等特点,致使本区在前期的试油、压裂试采等产能评价中没有取得突破.为此,本文从岩心观察分析入手,结合含油性和对应的电性响应特征规律,建立了本区的储层分类评价标准,分别从含油性、岩性、物性进行了平面分类,再综合分类研究,把储量划分为4类,并对Ⅰ类储量区域进行了验证,取得了该区的产能突破.

摘要： 本发明公开了一种用于降低稠油粘度的组合物，该组合物含有至少一种表面活性剂、至少一种溶剂和水，所述表面活性剂选自非离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂，所述溶剂选自非极性溶剂。本发明还公开了一种含有上述组合物中的各组分的水包油型稠油降粘剂及其制备方法和应用，以及使用该稠油降粘剂的稠油降粘方法和稠油油藏的开采方法。本发明的稠油降粘剂不仅能减低稠油的粘度，而且不存在闪点，操作更为安全。另外，本发明的稠油降粘剂的组成简单，制备工艺简洁且易于操作，适于在使用现场进行配制。

摘要： 本发明涉及一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法、高含水稠油油藏的稠油降粘方法、营养激活剂，属于油田化学技术领域。本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采用方法，包括以下步骤：1)向油井注入堵水剂堵水；2)然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井；3)焖井结束后进行生产。本发明的微生物吞吐采油方法，通过在向油井注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂前，先向油井注入堵水剂堵水，减少了营养激活剂以及外源菌注入水层中的量，大大降低了高含水稠油油藏微生物吞吐采油的成本。

摘要： 本发明涉及稠油降粘技术领域，公开了一种用于降低稠油粘度的组合物和稠油降粘剂及其制备方法和应用及稠油降粘的方法。所述组合物含有稳定剂、溶剂和水，其中，所述稳定剂选自脂肪酸甲酯类表面活性剂，所述溶剂选自植物油、脂肪酸甲酯和废弃油脂中的至少一种。本发明的稠油降粘剂不仅能有效降低稠油的粘度，而且不存在闪点，操作更为安全，其组分均为生物质材料，更加绿色环保。

摘要： 本发明涉及稠油降粘技术领域，公开了一种稠油乳化降粘剂及其制备方法和稠油乳化降粘的方法以及在稠油油藏开采中的应用和开采方法，所述稠油乳化降粘剂含有：阴离子‑非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、碱、助剂和水；其中，所述助剂选自聚丙烯磺酸钠、六偏磷酸钠、焦磷酸钠、三聚磷酸钠、次磷酸钠和磷酸钠中的一种或多种。本发明提供的稠油乳化降粘剂特别适用于乳化胶质含量大于30重量％同时沥青质含量大于30重量％的特稠油和超稠油的乳化降粘，能够有效降低油水界面张力，达到稠油乳化降粘的目的，且使用浓度低。

摘要： 本发明属于油田化学品的开发领域，涉及一种水相增粘型稠油乳化剂，其包括氧化胺型两性表面活性剂、甜菜碱型两性表面活性剂和水。本发明具有以下有益效果：1.与现有普通稠油油藏乳化降粘剂相比，本发明的水相增粘型稠油乳化剂中的组分皆价格经济，易于获得，制备成本较低；2.其通过两种两性表面活性剂之间具有的协同增效作用，能够在开采过程中同时实现稠油降粘和水相增粘，能够有效改善油水流度比；3.其可在微动力作用下实现乳化。

摘要： 本发明涉及稠油降粘技术领域，公开了用于降低稠油粘度的组合物和稠油降粘剂及制备方法和稠油降粘方法和稠油油藏开采方法，该组合物含有表面活性剂、有机溶剂和水，所述表面活性剂为非离子型表面活性剂和/或阳离子型表面活性剂，所述有机溶剂为非极性溶剂，以该组合物的总量为基准，所述表面活性剂的含量为0.5‑20重量％，所述有机溶剂的含量为5‑70重量％，所述水的含量为29.5‑94.5重量％。本发明的稠油降粘剂不仅能减低稠油的粘度，而且不存在闪点，操作更为安全。另外，本发明的稠油降粘剂的组成简单，制备工艺简洁且易于操作，适于在使用现场进行配制。

摘要： 本发明公开了一种用于降低稠油粘度的组合物，该组合物含有至少一种表面活性剂、至少一种溶剂和水，所述表面活性剂选自非离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂，所述溶剂选自非极性溶剂。本发明还公开了一种含有上述组合物中的各组分的水包油型稠油降粘剂及其制备方法和应用，以及使用该稠油降粘剂的稠油降粘方法和稠油油藏的开采方法。本发明的稠油降粘剂不仅能减低稠油的粘度，而且不存在闪点，操作更为安全。另外，本发明的稠油降粘剂的组成简单，制备工艺简洁且易于操作，适于在使用现场进行配制。

摘要： 本发明涉及一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法、高含水稠油油藏的稠油降粘方法、营养激活剂，属于油田化学技术领域。本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采用方法，包括以下步骤：1)向油井注入堵水剂堵水；2)然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井；3)焖井结束后进行生产。本发明的微生物吞吐采油方法，通过在向油井注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂前，先向油井注入堵水剂堵水，减少了营养激活剂以及外源菌注入水层中的量，大大降低了高含水稠油油藏微生物吞吐采油的成本。

摘要： 本发明涉及稠油降粘技术领域，公开了一种用于降低稠油粘度的组合物和稠油降粘剂及其制备方法和应用及稠油降粘的方法。所述组合物含有稳定剂、溶剂和水，其中，所述稳定剂选自脂肪酸甲酯类表面活性剂，所述溶剂选自植物油、脂肪酸甲酯和废弃油脂中的至少一种。本发明的稠油降粘剂不仅能有效降低稠油的粘度，而且不存在闪点，操作更为安全，其组分均为生物质材料，更加绿色环保。

摘要： 本发明涉及稠油降粘技术领域，公开了一种稠油乳化降粘剂及其制备方法和稠油乳化降粘的方法以及在稠油油藏开采中的应用和开采方法，所述稠油乳化降粘剂含有：阴离子‑非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、碱、助剂和水；其中，所述助剂选自聚丙烯磺酸钠、六偏磷酸钠、焦磷酸钠、三聚磷酸钠、次磷酸钠和磷酸钠中的一种或多种。本发明提供的稠油乳化降粘剂特别适用于乳化胶质含量大于30重量％同时沥青质含量大于30重量％的特稠油和超稠油的乳化降粘，能够有效降低油水界面张力，达到稠油乳化降粘的目的，且使用浓度低。