含蜡原油井筒结蜡剖面的预测模型

油井结蜡是含蜡原油开采中的不利因素。对含蜡原油在井筒流动过程中蜡沉积影响因素进行了分析,研究了石蜡的沉积机理。利用Ｆｉｃｋ扩散定律和剪切扩散理论,推导并建立了蜡分子扩散和蜡晶径向迁移过程中油井结蜡剖面的预测模型,该模型可用于计算油井井筒中各点的石蜡沉淀速度以及沉淀厚度的增长速度。对影响油井结蜡剂面的各因素进行了敏感性分析。研究结果表明,油井沿井筒的蜡沉积厚度分布随原油的性质、含水量、原油在井筒中的     

固体药剂清防蜡技术应用

本文简单论述了影响油井结蜡的主要因素和油井清防蜡常用技术,并重点介绍了固体药剂清防蜡技术的原理、结构。本文调查、分析了油井清防蜡现状,筛选出产量较低、井筒液体温度低、原油粘度低、含蜡量高的部分油井在现场进行了固体药剂清防蜡实验。通过具体的实验应用,对效果进行了分析,与常规热洗、井口加药相比较,得出了相关结论。     

原油管道内壁蜡沉积模拟软件开发及沉积特性

通过对原油管道蜡沉积过程的详细分析,明确了蜡晶径向扩散与轴向沉积物理模型,建立了蜡沉积数学模型.选用分段迭代法,在VB开发平台上编制并发布了蜡沉积模拟软件,经过单位温降析蜡量计算数据和实测数据对比分析,验证了软件的有效性和计算精度.以涩-仙-敦原油管道为研究对象,采用DSC技术对实际输送原油性质进行了测试,利用编制的蜡沉积模拟软件针对油品出站温度和输量对蜡沉积的影响进行了研究.研究结果表明:油品出站温度升高,管壁初始结蜡位置后移,蜡沉积层最大厚度变化较小,沿线蜡沉积层厚度非线性变化;输量增大,管壁初始结蜡位置后移,蜡沉积层最大厚度明显减小,沿线蜡沉积层厚度非线性变化.     

富气原油在湍流条件下的蜡沉积

采用自动化蜡沉积循环管理流动系统研究含蜡富气原油在现场的温度变化范围内和流动条件下的蜡沉积过程。将油田现场取得的陪气原油在高压下加气加水配成富气油样，分别采用冷却测试和等温测试两种实验过程，测试在湍流条件下的蜡沉积规律。冷却测试过程精确地测试含蜡原油从高于原油析蜡点温度到较低环境温度范围内在现场流速、油温和环境温度下的蜡沉积过程，同时结合等温测试过程研究蜡沉积的机理。实验结果表明：含蜡原油蜡沉积与环境温度、油温、油温与环境温度的温差有关；在湍流条件下，剪切效应不容忽视。     

富气原油在湍流条件下的蜡沉积

采用自动化蜡沉积循环管道流动系统研究含蜡富气原油在现场的温度变化范围内和流动条件下的蜡沉积过程 .将油田现场取得的脱气原油在高压下加气加水配成富气油样 ,分别采用冷却测试和等温测试两种实验过程 ,测试在湍流条件下的蜡沉积规律 .冷却测试过程精确地测试含蜡原油从高于原油析蜡点温度到较低环境温度范围内在现场流速、油温和环境温度下的蜡沉积过程 ,同时结合等温测试过程研究蜡沉积的机理 .实验结果表明 :含蜡原油蜡沉积与环境温度、油温、油温与环境温度的温差有关 ;在湍流条件下 ,剪切效应不容忽视     

海洋深水海底含蜡原油管道中蜡沉积预测和清管模拟

针对含蜡原油管道蜡沉积会引起回接管道的流动安全问题,研究深水含蜡原油管道蜡沉积规律以及控制措施。使用OLGA软件,对中国南海某深水油田2根233 mm水下回接不保温含蜡原油管道中蜡沉积速度、蜡沉积在管壁的厚度以及清管周期等进行模拟分析,综合考虑蜡沉积厚度和蜡沉积引起的压力增加确定清管周期。结果表明:在投产后前2年,清管周期约35 d,从第3年开始,随着含水量大幅增加,清管周期约60 d;单根233 mm管道最大输液量为7 000 m~3/d,输液量高于7 000 m~3/d时需要采用双管输送, FPSO平台上清管所需的最大输液量为4 200 m~3/d(175 m~3/h),发球所需的最大外输泵压力为6 000 kPa。     

含蜡原油低温粘弹性研究的现状与分析

我国盛产含蜡原油，在低温(凝点温度附近)条件下，含蜡原油具有一定的粘弹性。概述了国内外含蜡原油低温粘弹性研究的主要进展。含蜡原油粘弹性起因于其内部形成的蜡晶结构。振荡剪切实验方法最适合于含蜡原油的粘弹性测量。粘弹性与胶凝温度、胶凝强度、屈服应力和触变性等参数有关。含蜡原油经历的热历史、剪切历史以及析蜡特性是影响粘弹性的主要因素。分析了在含蜡原油低温粘弹性认识上和研究中存在的问题。建议进一步研究含蜡原油粘弹性与屈服应力、触变性的关系，在机理研究方面加大力度；通过研究粘弹性与热历史、剪切历史的关系。建立管道运行和停输期间含蜡原油胶凝特性的预测模型，以更加有效地指导管道的安全运行。     

油井结蜡与清防蜡技术分析

油井结蜡问题于在原油开采过程中广泛存在,由此导致的关井停井影响了油田的正常生产和原油的产量.完其结蜡的原因主要受温度、压力、原油的组成等因素的影响.目前,有各种不同的清蜡与防蜡的措施,以保证油田生产的产量,提高产油效率.该即简述了油井结蜡的原因和危害,并对目前普遍使用的几种油井清防蜡技术加以分析探究.     

PL-A型抗石蜡析出器在莫里青油田的应用

本文从抗石蜡析出器防蜡的作用机理出发,介绍了抗石蜡析出器的工作原理,并对其应用范围、结构特点等作了说明,最后分析了抗石蜡析出器在莫里青油田的应用情况,认识到一部分结蜡井很适合使用抗石蜡析出器对油井井筒进行管理,并根据油井的结蜡情况,可以适当的进行推广。     

含蜡原油低温粘弹性研究的现状与分析

我国盛产含蜡原油,在低温(凝点温度附近)条件下,含蜡原油具有一定的粘弹性。概述了国内外含蜡原油低温粘弹性研究的主要进展。含蜡原油粘弹性起因于其内部形成的蜡晶结构。振荡剪切实验方法最适合于含蜡原油的粘弹性测量。粘弹性与胶凝温度、胶凝强度、屈服应力和触变性等参数有关。含蜡原油经历的热历史、剪切历史以及析蜡特性是影响粘弹性的主要因素。分析了在含蜡原油低温粘弹性认识上和研究中存在的问题。建议进一步研究含蜡原油粘弹性与屈服应力、触变性的关系,在机理研究方面加大力度;通过研究粘弹性与热历史、剪切历史的关系,建立管道运行和停输期间含蜡原油胶凝特性的预测模型,以更加有效地指导管道的安全运行。     

稠油油藏注聚主要影响因素实验研究

针对渤海典型稠油油藏的非均质特征,建立内置微电极二维纵向非均质物理模型。通过含油饱和度测量技术进行了稠油油藏注聚主要影响因素实验研究,考察了油藏纵向非均质性、注入速度、注入黏度对聚驱剩余油分布规律及开采效果的影响。实验结果表明:对于纵向非均质稠油油藏,随着渗透率级差增加,注聚效果变差,剩余油主要富集在中、低渗透层。提高注入速度等同提高了注采压差。当压力梯度大于中、低渗透层启动压力梯度以后,才能动用中、低渗透层油。为了增加中、低渗透油层的动用程度,可以考虑适当缩小井距或者通过封堵高渗层,提高中、低渗层注采压差。对于非均质严重的稠油油藏,考虑到油层的实际条件,单纯靠增加体系黏度不能满足流度控制需要,必须通过调、堵等措施才能达到流度控制的目的。     

大庆胶凝原油启动屈服应力研究

准确预测胶凝原油管道的启动压力,是实现热含蜡原油管道安全经济输送、避免“凝管”事故发生的关键问题。根据原油流变性研究中剪切率和屈服值的定义,提出了胶凝原油启动剪切率和启动屈服应力两个新概念。研究认为,对应热油管道最低临界启输流量,管道存在启动剪切率,对应启动剪切率的屈服应力定义为启动屈服应力。使用室内模型环道,对大庆胶凝原油的启动特性进行了实验研究。结果表明,原油析出的蜡晶对静态降温过程胶凝原油结构强度的作用远大于对动态降温过程生成结构强度的作用。原油静态降温幅度越大,新生长的结构越强。胶凝原油启动屈服应力的主要影响因素有启动温度、启动剪切率和静态降温幅度,它们之间的关系可用三元线性方程描述。     

大庆胶凝原油启动屈服应力研究

准确预测胶凝原油管道的启动压力，是实现热含蜡原油管道安全经济输送、避免“凝管”事故发生的关键问题。根据原油流变性研究中剪切率和屈服值的定义，提出了胶凝原油启动剪切率和启动屈服应力两个新概念。研究认为，对应热油管道最低临界启输流量，管道存在启动剪切率，对应启动剪切率的屈服应力定义为启动屈服应力。使用室内模型环道，对大庆胶凝原油的启动特性进行了实验研究。结果表明，原油析出的蜡晶对静态降温过程胶凝原油结构强度的作用远大于对动态降温过程生成结构强度的作用。原油静态降温幅度越大，新生长的结构越强。胶凝原油启动屈服应力的主要影响因素有启动温度、启动剪切率和静态降温幅度，它们之间的关系可用三元线性方程描述。     

深层稠油油藏注天然气吞吐泡沫油流特征数值模拟研究

深层稠油油藏的有效开采是世界性的难题,天然气吞吐开采是有效的方法之一。其中天然气吞吐回采阶段泡沫油流的驱油特征研究尚不深入。本文采用考虑泡沫油的数值模拟方法,以吐哈鲁克沁油田深层稠油油藏天然气吞吐为实例,从模拟网格尺寸、油藏非均质程度、注入气溶解速度等角度,对吞吐回采阶段的“泡沫油流”的渗流特征展开描述。研究结果表明,数值模拟研究要建立适宜的网格模型才能反映真实的泡沫油流动态;注气气体扩散水平较高时,非均质的影响效果显现,气体优先从储层突破影响原油的生产;当注入气体溶解速率低时,微气泡少,影响稠油的流动性,累积采油量减少。     

混合菌提高采收率技术在油田中的应用研究

目前微生物采油技术的研究主要集中在单菌种微生物提高采收率方面,有关混合菌驱油实验和矿场试验方面的研究甚少.对混合菌采油效果进行了室内实验研究,并进行了矿场试验.室内实验研究表明:所选用的DQ7、DY3两株实验菌,具有降解原油中重质烃类、生成表面活性剂和气等性能,可使原油黏度降低,凝固点下降.现场试验效果表明:所用混合菌可有效疏通井筒及近井地带石蜡和胶质沥青质的沉积,降低原油黏度,改善原油的流动性能,从而减缓结蜡速度,有效提高原油产量.     

一种胶凝原油剪切测试的新方法

对用旋转流变仪和管流试验装置研究胶凝原油剪切破坏特性的试验测试方法进行总结,发现油品的压缩性、收缩性,承受单向剪应力等因素会对测试结果产生影响。基于岩土等材质的剪切破坏试验方法的分析,借鉴测定土体强度的直剪法,使用数显测力计测试剪切应力,利用步进电机精确控制剪切速率,消除固有内阻的影响,通过空气浴来实现测试温度的控制,开发出胶凝原油直剪测试装置。试验结果表明,测试装置具有良好的可靠性和准确性,直接剪切试验能够较好地反映出胶凝原油的剪切屈服破坏过程。     

疏松砂岩油藏出砂机理物理模拟研究

利用玻璃板填砂平面模型,在室内对地层出砂进行了实验研究,分析了疏松砂岩油藏出砂机理,并对影响地层出砂的非均质性、粘度、渗透率和流体渗流速度等因素进行了分析.结果表明,大孔道的形成是一个在主流线上分枝发展的“灾变”过程.在临界出砂速度以上,随流速的增加,出砂速度迅速增大;胶结强度越高,出砂量和出砂速度越小;在相同的渗流速度下,渗透率越大,出砂量越小;随着原油粘度的增加,出砂量增加.出砂量的变化表明,胶结程度和水力冲刷是影响油层出砂的重要因素.大孔道一旦形成,油井含水率增加,油藏的采收率降低36%.     

电加热油藏采油物理模拟研究

根据方程分析法 ,结合工程判断 ,导出了一套电加热油藏采油物理模拟相似准则。建立了低压三维电加热油藏采油物理模型系统 ,提出了进行电加热油藏采油物理模拟的实验方法。在此基础上 ,对单井电加热油藏采油进行了物理模拟实验研究。研究结果表明 ,单井电加热油藏能够在油藏中建立起稳定的温度分布 ,有效地提高油藏温度。油藏温度是井筒径向距离的函数 ,温度沿径向距离近似地按指数规律衰减。对于有一定冷采产量的稠油油藏 ,选用周期性加热采油生产方式 ,其经济效益较好 ;对于冷采产量很低或没有冷采产量的稠油油藏 ,宜选用周期性焖井预热采油生产方式 ,并根据油藏特点和产出液情况优化焖井预热时间和生产周期。在相同的加热时间内 ,加热电功率大 ,油藏温度高 ,但并不是越大越好 ,当功率达到一定程度以后再提高加热功率 ,油藏温度增加并不明显。在电加热油藏的采油生产过程中 ,电加热功率不稳定 ,随生产时间变化。油层电导率低时 ,输入电能利用率高 ,加热效果好。     

长堤断裂带北部地区剩余油控制因素与挖潜对策

从油藏非均质性和开发非均质性两方面入手，对长堤断裂带北部地区宏观剩余油分布的控制因素进行了分析，并根据不同因素控制的剩余油分布模式提出了相应的挖潜措施：结果表明，剩余油的控制因素包括沉积模式、断层、微构造、原油性质、井网完善性及储量动用不均衡性等：对断裂带附近及断层边角处、油层有效厚度较大的正向微构造或河流相正韵律沉积厚油层的顶部等剩余油富集区，可采用特殊结构井挖潜：对井网不完善区，可实施补孔或打新井方式挖潜；对距原始油水界面较远且处于微构造高点的井，可选择提液带油的方式挖潜；对强水淹层剩余油，可采用堵水调剖、降粘等配套工艺措施挖潜。     

采油用化学剂的研究进展

综述了采油用化学剂的研究进展,所涉及的化学剂包括驱油剂、注水井调剖剂、油井堵水剂、防砂用剂、防蜡剂与清蜡剂、防垢剂与除垢剂、粘土稳定剂、稠油乳化降粘剂、酸化用剂和压裂用剂等。从这些化学剂的现状和变化分析了采油用化学剂的发展趋势。