超稠油

摘要： 超稠油的黏度超过了蒸汽驱黏度界限,通常被认为不适合蒸汽驱开发,实际上超稠油蒸汽驱存在启动温度,当油藏温度超过启动温度后,蒸汽驱可以实施。针对辽河油田曙一区超稠油蒸汽驱技术界限认识不清的问题,运用室内实验及数值模拟手段,建立了蒸汽驱启动温度模型,并利用经济效益法建立了不同油价下经济极限产油量预测公式。研究表明:曙一区超稠油蒸汽驱的启动温度为80~100°C;在2248元/t油价下,最低产油量界限为2.5×10^(4)t,油层厚度下限为14~18 m。以先导试验为基础,确定了单井最大产液量和最低注汽量的界限,优化设计蒸汽驱采用井距为70 m的反九点井网。目前已在曙一区兴Ⅱ—Ⅴ油层组优化部署了436个蒸汽驱井组,预测转驱后采收率为62.1%。该研究对同类油藏开发具有重要意义。

摘要： 超稠油开发中,落实SAGD开发技术,对提升生产量和开发效率具有重要意义。为了促使超稠油区块开发得以良好推进,应该加强落实SAGD开发技术。本文深入分析SAGD高效开发技术机理,并且阐述了辽河油田超稠油开发进程,在此基础之上提出辽河油田超稠油SAGD高效开发技术的应用,促使SAGD开发技术得以良好落实,并推动其实现良好的创新进步,为接下来的超稠油区块开发作业提供有力支持。

摘要： 以辽河油田以特石管线运行工况为基础,实验室内研究超稠油流变特性及黏温特性,通过在超稠油中掺入柴油来降低超稠油黏度,验证混合黏度公式在特石超稠油中应用的准确性。建立超稠油长输管道优化运行数学模型,以柴油掺入量和输送温度为决策变量,利用混合离散变量组合法确定三种工况下最佳出站温度和掺稀比;通过掺柴油降黏的方式进行特石超稠油集输,在保证安全的前提下,降低管输运行成本,对实际管线运行优化具有很好的理论指导意义。

摘要： 针对辽河油田杜229块兴隆台油藏实施的20个蒸汽驱井组,部分井组进入蒸汽驱开发后期,出现蒸汽突破现象严重、油层纵向动用不均、平面上受效程度不同导致井组生产效果变差的问题,为进一步提高井组开发效果,利用数值模拟及动态监测手段精细描述蒸汽腔发育形态,开展了剩余油分布规律研究。创新提出四项技术对策改善井组开发效果,一是引入SUBCOOL指导动态调控防止蒸汽突破;二是实施分层汽驱提高油层纵向动用程度;三是实施热水驱提高层内动用程度;四是降低操作压力,提高蒸汽腔平面上的波及体积。通过上述方法的实施,井组综合递减率由18.4%降至2.4%,井组实现持续稳产,油汽比由0.15提高到0.20,提高开发效果,保证了杜229块油藏汽驱开发的经济性。该研究对改善同类油藏蒸汽驱开发效果及经济性提供了技术参考。

摘要： 在超稠油开发中,对技术的运用应进行不断改善,其中双水平井SAGD技术的应用发挥了重要的作用。通过对双水平井SAGD生产的原理的介绍,明确SAGD配套工艺技术的难点,分析双水平井SAGD技术应用,提出技术应用要求,使双水平井SAGD技术的应用发挥出更大的优势,以满足我国的超稠油开发需求,可使开发的水平进一步提高,促进石油资源开发的全面发展。

摘要： 针对蒸汽吞吐、蒸汽驱的低渗透区超稠油流动阻力大、开采困难等问题,提出低渗透区超稠油原位催化改质降黏技术。采用反应釜法和物模实验法,筛选高效原位改质催化剂,研究催化剂的注入方式,并筛选5种催化剂及其改质条件。研究表明:以有机锌为催化剂,催化剂用量为0.1%、稠油含水率为50%时,超稠油具有较好的改质降黏效果;物模实验法原位催化改质降黏效果优于反应釜法,稠油含水率为50%、催化剂用量为0.1%、反应温度为240°C、填砂管回压为8~10 MPa和反应时间为24 h条件下,稠油黏度由145000 mPa·s降至54260 mPa·s,降黏率达62.58%;物模实验法改质油的密度和酸值下降,重组分(胶质和沥青质)含量减少10.85%,300、500°C前馏分分别提高了6.75%、17.29%。在240°C、10 MPa条件下,采用自制生物质基调剖剂封堵优势渗流通道,将催化剂注入低渗填砂管后水驱,改质稠油黏度降至68450 mPa·s,降黏率达52.79%,流动阻力减少19.74%,采出率达到95.22%,稠油综合采出率由46.94%增至85.13%。该方法为超稠油蒸汽吞吐、蒸汽驱低渗透区域的稠油进行原位催化改质降黏提高采收率提供了借鉴。

摘要： 以纳米铜和供氢剂为主要裂解剂,对辽河油田超稠油开展催化裂解改质降黏实验,在纳米铜质量分数为0.05%、供氢剂质量分数为0.1%、反应温度为180~270°C的条件下反应24 h,超稠油的黏度(50°C)从1.55×10^(5)mPa·s降为2 122~6 684 mPa·s,降黏率达到95.69%~98.63%。原油的族组分分析表明:裂解后原油的饱和烃、芳烃含量明显增加,胶质和沥青质显著降低。原油全烃谱图分析表明,原油的轻重比也大幅度增高,实现了超稠油原位改质降黏作用,改善了超稠油流动性,提高了原油采收率。

摘要： 现代化建设目前正在进入高速期,无论是工业化生产还是人民群众生活,都正在朝着科学化、机械化方向发展,这从一定程度上保障了我国社会经济发展。但是与此同时,高速发展的社会对石油资源的需求量越来越大,这给石油开采行业提出了新的要求,原本的工艺技术在今天已经不再具有合理性,基于原有技术对开采工艺进行创新已成必然。本文就根据辽河油田实际开采经验,对双水平井SAGD循环预热工艺进行深入分析。

摘要： 针对辽河油田锦91区块超稠油火驱过程所形成的氧化炭和裂解炭的基本性质和火驱燃烧特征认识不清的问题,利用高温高压反应釜装置开展超稠油低温氧化和裂解实验,并采用气相色谱仪、场发射扫描电镜、能量色散X-射线光谱仪和热重分析仪分析产出气组成、焦炭的微观形貌、元素含量和热重损失,并运用等转化率法(Friedman和OFW)求解焦炭燃烧活化能。结果表明:经历250°C低温氧化后,超稠油部分转化为氧化炭;经历400°C裂解后,超稠油转化为裂解炭和改质油。氧化炭中氧和硫元素的相对含量明显高于裂解炭。氧化炭表面呈粒度大小不一的焦炭微粒相互融并的微观形貌,且随着温度升高,氧化炭的多孔结构愈发明显;裂解炭呈不规则的块状微观形貌,且随着温度升高,裂解炭表面出现很多凸起状颗粒。氧化炭的生成有助于建立燃烧前缘;裂解炭的燃烧活化能更低,有助于维持燃烧前缘稳定推进。该研究对超稠油火驱开发具有一定的理论指导意义。

摘要： 风城超稠油属于低硫含酸的环烷基原油,依据风城超稠油的性质特点及加工难度,研究了风城超稠油原油蒸馏-延迟焦化工艺路线。结果表明:轻馏分可作为环烷基特种油原料,480~520°C馏分可经加氢脱氮处理后作为催化裂化原料,大于520°C馏分经延迟焦化处理可生产满足SH/T 0527—2019质量指标的1号低硫石油焦,为风城超稠油的加工利用提供了一条切实有效的途径。

摘要： 利用数值模拟机理模型,结合流线分析方法,研究了夹层对超稠油SAGD开发的渗流影响机理.研究结果表明:视夹层发育规模不同,流体存在"渗流"和"绕流"两种流动形式;夹层的存在使得蒸汽腔洗油效率降低,造成蒸汽热能的浪费.选取风城油田受夹层发育影响的典型井组C,通过对蒸汽腔发育与流体流动能力的研究,对水平段不同位置的产量贡献进行了定量.与传统的判断水平段动用程度方法相比,该方法能更准确反映水平段的生产能力.研究成果对于夹层发育的超稠油油藏SAGD开发具有一定指导意义.

摘要： 在实验基础上,基于灰色系统理论建立了超稠油粘度预测模型.模型综合考虑了影响超稠油粘度的各种因素,不再只是粘度与温度或剪切速率的单一函数.研究结果表明:该模型预测结果的平均误差小于0.5％,符合实际要求;在影响超稠油粘度的各个因素当中,温度比剪切速率的影响大.模型计算简单,所需样本较少,但是没有考虑含水率等其他因素对粘度的影响,有待于进一步完善.

摘要： 风城超稠油具有高粘、高凝特性,无法直接管道输送.为实现超稠油高效运用,综合上、中、下游需求,经多种降粘工艺比选,最终选用热敏感性强的环烷基焦化柴油馏分作为稀释剂的稀释降粘工艺.当柴油馏分掺入15％-20％,风城超稠油降粘率达94％以上,实现国内首条口径最大、距离最长、单泵站、掺柴热输稠油管道的建设和运营.同时,还保证下游对超稠油品质加工要求.自2012年12月开始,风城超稠油管道(风-克线)安全运行,为超稠油的增产和高效运用提供有利保障.

摘要： 室内考察了自制的活性大分子降黏剂(CVR)对国内外不同超稠油的降黏效果.研究结果表明:在降黏剂用量0.2％～0.4％、油水质量比10∶3～10∶4条件下,活性大分子降黏剂对新疆九7区、新疆风城、辽河曙采、委内瑞拉等超稠油具有良好的降黏效果,降黏体系初始表观黏度均小于300mPa·s.基于室内研究结果,从地面管道集输与地下辅助蒸汽吞吐两个方向对活性大分子降黏技术进行了应用探索:①在模拟管道集输条件下,新疆九7区超稠油降黏体系表观黏度小于300mPa·s,动态稳定6h以上,满足现场短距离管输要求;②新疆风城超稠油化学降黏辅助蒸汽吞吐先导试验井增油效果显著,单井周期产油比前一周期提高28.34％,低温条件下(低于60°C)产油量是上一周期的2.28倍,有效延长蒸汽吞吐开采周期.

摘要： 就地催化改质能够显著降低超稠油的黏度,是近年来研究的热点之一,但面临结焦严重和原油质量损失大的缺点.通过设计阶梯升温的高温高压填砂模型对比实验,在阶梯升温、恒温恒压焖井和驱替三个阶段中研究了乳化作用对于塔河油田超稠油就地催化改质过程的影响.实验数据显示,添加乳化剂能够增加59％的气体生成量,抑制结焦,降低8.3％的稠油质量损失,大幅度减小结焦颗粒对渗透率的影响,但同时使改质引发温度上升30°C,降黏率降低1.1％.

摘要： 辽河油田通过40多年的开发,形成了一整套适合辽河稠油、超稠油的开采技术,建成了全国最大的稠油生产基地.但是,伴随蒸汽驱、SAGD等先进开采技术的试验推广,稠油井套管气中H2S含量不断升高,成为危及生产安全的新增风险.本文通过对超稠油区块脱硫工艺、次生气回收利用技术的研究,形成超稠油区块的伴生气处理工艺技术,并将该技术应用到特种油开发公司所辖的杜84、杜229超稠油区块的H2S治理项目中.该项目进行集输站场的密闭改造33座,建成投产集中脱硫点3座,次生气处理站1座.欠理后伴生气硫化氢浓度从平均3500mg/m3降为小于10mg/m3.回收产品气包括甲烷4×104m3/d,用于注汽锅炉燃烧使用;二氧化碳8×104m3/d,用于油藏驱油田注,全年综合创效920万元.总之,通过本项目的研究,不仅为超稠油的开发消除了安全隐患,而且带来一定的经济效益,该项目对于超稠油区块的伴生气处理具有指导意义.

摘要： SAGD快速均匀启动技术是一种利用微压裂方法提高双水平井SAGD 启动效率的技术,上下注采井间形成有效扩容区域是快速均匀启动成功的关键.新疆油田基于先进的分布式光纤测温与法珀腔测压系统,研制出整套用于SAGD水平井的光纤预置、入井工艺,可对SAGD快速均匀启动过程及后期蒸汽预热进行动态监测.同时,基于获取的压力、温度数据建立了扩容区域的水力连通模型,可定量获取上下井间扩容信息.本文对4井组快速启动过程进行光纤压力与温度的测试,结果显示应用该技术可对井内的温度与压力剖面进行实时监测,有效判断快速启动中上下井间扩容过程,对扩容规模及均匀性有了深刻的理解与认识,为缩短SAGD预热周期、提高采收率奠定了技术基础.

摘要： 针对特种油开发公司曙一区杜229块超稠油水平井吞吐轮次高、吞吐效果逐渐变差的特点,提出了气体辅助蒸汽吞吐采油工艺措施[1].本文结合气体辅助措施提高采收率的机理以及油井实际生产现状,分析了采油作业三区实施气体辅助的20口水平井的阶段效果.现场应用表明,回采过程中与常规蒸汽吞吐相比,其注汽质量明显改善,周期产量和油汽比大幅提升;水平井组合式注汽可使整个井组实现全方位的立体加热,最大限度地发挥油井的产能.

摘要： 曙一区杜84块馆陶油藏自2005年转入SAGD开发以来,一直进行蒸汽辅助重力泄油开发可行性及油藏工程研究.为改善SAGD开发效果、提高项目收益率,展开高产井技术攻关.针对SAGD开发机理进行研究,确定高产井产量主要决定于泄油井点数及蒸汽腔高度,同时单个泄油井点贡献30-40t/d.针对隔夹层制约蒸汽腔纵向扩展问题,对隔夹层进行射孔改造,有效解决低物性段对蒸汽腔抑制作用,实现蒸汽腔纵向扩展;开展注氮气辅助SAGD开发研究,促进蒸汽腔横向扩展,提高热利用率和油汽比.关键技术的应用对高效开发馆陶组油藏具有现实价值和长远意义.

摘要： 针对曙一区杜84、杜229两个超稠油区块,薄互层状油藏未得到有效动用问题展开研究,通过储层特征再认识,分析井壁取心资料,并结合动态分析,对研究区域低产油层进行重新评价,修改并完善互层状油层开发部署界限,进行整体规划部署,，该区重新规划一套新井网进行开采。研究区薄互层状油层平均厚度16.5m。根据研究结果，按100～140m井距，整体规划部署94口直井。其中，在有效厚度在8.8m以上的区域部署直井68口，在有效厚度5.9～8.8m的区域部署直井27口。另外，按照“先厚后薄、先易后难、先试验后推广”原则进行实施，首先，在有效厚度在8.8m以上的区域先试采，取得较好生产效果后，进行推广实施。有效厚度8.8m以上区域实施完，然后在有效厚度5.9～8.8m的区域进行试采，取得较好效果后，进行推广实施。确保油层钻遇率及产能到位率。

摘要： 本发明公开了一种超稠油开采方法，包括：将用于稀释超稠油的稀释介质注入油井的井底，对超稠油进行稀释降粘；将油井产出的混合液进行蒸馏处理；将蒸馏处理过程中抽提出的稀释介质回掺至油井进行稠油井筒降粘开采，并将抽提稀释介质后的稠油进行热裂化改质后外输。该超稠油油气开采方法以及系统通过将稀释介质循环注入超稠油的油井中，然后将稀释介质与超稠油的混合液再次开采出来，并对混合液进行分离以及分类处理，实现在实现超稠油开采的同时，实现了对稀释介质的循环利用，从而实现深层超稠油的井筒降粘开采。该超稠油油气开采方法能够满足对超稠油的举升和输送一体化，大大提高了生产效率。本发明还公开了一种超稠油油气开采系统。

摘要： 本发明实施例提供一种废弃及停产油田、超稠油、特稠油、页岩油、油页岩注超临界过热蒸汽制氢方法，所述废弃及停产油田、超稠油、特稠油、页岩油、油页岩注超临界过热蒸汽制氢方法包括：通过注气井向井底注入过热蒸汽；采用空气压缩机通过注气井向井底注入高压空气或富氧；且过热蒸汽的温度和压力达到水的超临界状态，从而使石油中的烃类在高温条件下发生裂解反应，产出氢气；所述水的超临界状态为，温度大于374.15摄氏度，压力大于22.13兆帕；通过检测井底排出气体中二氧化碳、氢气、氧气的含量判断是否采出氢气；若所述排出气体中，二氧化碳含量上升，氢气含量上升，氧气含量下降，则采出氢气。

摘要： 本发明公开了一种水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法，该方法包括：对选定的特稠油和/或超稠油油藏部署注采井网；其中，井网中每一口垂直注气/点火井对应大于一口的水平生产井；在垂直注气/点火井中实施注气、点火；待火烧稳定，逐步提高注气速度，提高注气速度的同时，排气速度也随之提高，并控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0；从而，各水平井实现稳定泄油生产。本发明的方法，可避免现有技术水平井火驱辅助重力泄油开采过程中存在的火线推进偏移、水平井筒火窜等工程技术风险，实现安全、平稳生产。

摘要： 本发明公开了一种处理稠油超稠油化工污水系统及其方法，其系统包括，预处理单元，其包括沉淀装置和预热装置，超稠油污水经所述沉淀装置沉降固体物质和部分悬浮物质，而后与所述预热装置相连接，对沉降处理后的污水进行预热升温；以及，蒸汽压缩单元，其包括蒸发装置和压缩装置，经过所述预处理单元处理后的污水进入所述蒸发装置进行蒸发浓缩，所得蒸汽经所述压缩装置后再次进入所述蒸发装置内进行换热蒸发。本发明适用原水水质范围广能够达到高质高效的效果和节能降耗的目的。

摘要： 本发明提供了一种稠油及超稠油油藏的地下加氢催化改质开采方法。该方法包括：部署注采井网；注入井内下入高能熔盐加热管，生产井内下入催化剂注入管及高能熔盐加热管；通过高能熔盐加热管对注入井与生产井分别进行连续加热；在注入井注入介质过程中，向催化剂注入管中注入催化剂流体；催化剂流体的注入速度为每产出1吨原油注入1‑100kg的催化剂流体。本发明提供的方法适用于埋深超过1000米的稠油及超稠油油藏的改质开采，该方法能够加强稠油改质降粘，有效提高驱油效率。

摘要： 本发明提供了一种稠油及超稠油油藏地下改质开采的井身结构和方法。该井身结构包括：油管、催化剂注入管和加热装置；催化剂注入管的水平段设置有不均匀分布的注入孔；加热装置包括高能熔盐加热管、电加热管、电阻丝加热装置、电磁加热装置、射频加热装置或微波加热装置；油管包括平行双油管、同心双油管或单根连续打孔的油管。本发明还提供了利用上述井身结构的改质开采稠油油藏的方法。本发明的稠油及超稠油油藏地下改质开采的井身结构和方法，可快速溶油并大幅降低原油粘度，进一步提高采出流体的流动性，可以实现对油藏的长时间持续改质。

摘要： 本发明公开了一种超稠油开采方法，包括：将用于稀释超稠油的稀释介质注入油井的井底，对超稠油进行稀释降粘；将油井产出的混合液进行蒸馏处理；将蒸馏处理过程中抽提出的稀释介质回掺至油井进行稠油井筒降粘开采，并将抽提稀释介质后的稠油进行热裂化改质后外输。该超稠油油气开采方法以及系统通过将稀释介质循环注入超稠油的油井中，然后将稀释介质与超稠油的混合液再次开采出来，并对混合液进行分离以及分类处理，实现在实现超稠油开采的同时，实现了对稀释介质的循环利用，从而实现深层超稠油的井筒降粘开采。该超稠油油气开采方法能够满足对超稠油的举升和输送一体化，大大提高了生产效率。本发明还公开了一种超稠油油气开采系统。

摘要： 本发明公开了一种三苯甲烷聚醚羧酸酯及其组合物、制法和特稠油及超稠油CO2开采方法。三苯甲烷聚醚羧酸酯具有以下式(I)所示结构种：所述组合物包括三苯甲烷聚醚羧酸酯和助剂。本发明含三苯甲烷聚醚羧酸酯化学剂组合物可直接溶于液态或超临界CO2中一起注入油藏，与CO2协同降低特、超稠油黏度，在提高特、超稠油CO2开采效果的同时，也解决了低渗透稠油油藏化学剂的注入问题。

摘要： 本发明实施例提供一种废弃及停产油田、超稠油、特稠油、页岩油、油页岩注超临界过热蒸汽制氢方法，所述废弃及停产油田、超稠油、特稠油、页岩油、油页岩注超临界过热蒸汽制氢方法包括：通过注气井向井底注入过热蒸汽；采用空气压缩机通过注气井向井底注入高压空气或富氧；且过热蒸汽的温度和压力达到水的超临界状态，从而使石油中的烃类在高温条件下发生裂解反应，产出氢气；所述水的超临界状态为，温度大于374.15摄氏度，压力大于22.13兆帕；通过检测井底排出气体中二氧化碳、氢气、氧气的含量判断是否采出氢气；若所述排出气体中，二氧化碳含量上升，氢气含量上升，氧气含量下降，则采出氢气。

摘要： 本发明公开了一种水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法，该方法包括：对选定的特稠油和/或超稠油油藏部署注采井网；其中，井网中每一口垂直注气/点火井对应大于一口的水平生产井；在垂直注气/点火井中实施注气、点火；待火烧稳定，逐步提高注气速度，提高注气速度的同时，排气速度也随之提高，并控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0；从而，各水平井实现稳定泄油生产。本发明的方法，可避免现有技术水平井火驱辅助重力泄油开采过程中存在的火线推进偏移、水平井筒火窜等工程技术风险，实现安全、平稳生产。