二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油气水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘温特性进行了实验研究,测量了不同气油比条件下油气混合液的粘度,分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明,在相同压力下,原油及其混合液粘度与温度存在指数关系,原油粘度与压力基本呈线性关系。在同一温度下,油气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低;在达到泡点压力之后,随压力的升高而增大;油气混合液的粘度随气油比增加而减小;油气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油-气-水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘-温特性进行了实验研究，测量了不同气油比条件下油-气混合液的粘度，分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明，在相同压力下，原油及其混合液粘度与温度存在指数关系，原油粘度与压力基本呈线性关系。在同-温度下，油-气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低；在达到泡点压力之后，随压力的升高而增大；油-气混合液的粘度随气油比增加而减小；油-气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

王庄稠油乳化降黏剂的筛选

针对胜利油田王庄稠油黏度大、开采难的问题,对其进行了降黏实验研究.首先测定了不同温度下王庄稠油的黏度.原油的黏温实验表明:王庄原油在温度超过60℃时,黏度随温度的升高变化趋缓.为王庄原油研制了降黏剂JDLH.影响降黏剂JDLH对王庄稠油降黏效果的因素有:降黏剂加量、油水比、降黏温度和矿化度等.实验结果表明:降黏剂JDLH最佳加入量为0.3%,最佳油水体积比为7∶3,降黏温度为50℃;降黏剂JDLH可耐盐15 000 mg/L.用5种不同的降黏剂对王庄稠油做了降黏实验,实验结果表明,降黏剂JDLH的降黏效果最好.     

旅大27-2油田稠油油藏流体流动性影响因素

旅大27-2油田开发已经进入到蒸汽吞吐中后期,目前油田含水上升快,蒸汽吞吐开发效果变差。为了更好地对旅大27-2油田进行储量评价以和开发动用。详细研究了稠油族组成、温度、油水乳化、压力、N_2溶解及降黏剂对旅大27-2油田稠油黏度的影响,然后通过流动性实验证实了稠油在储层中的流动性主要受到黏度的影响,明确了温度、油水乳化和降黏剂的使用是影响稠油黏度的主要因素。当温度从50℃升高到100℃时,旅大27-2油田稠油油样黏度从3 665 mPa·s降低到172 mPa·s,降低了95.31%;50℃时,70%含水原油黏度为不含水原油黏度的21.1倍;50℃、降黏剂含量为1.0%时,降黏率为94%。有效地避免或者减弱油水乳化形成油包水乳状液,是有效提高油田开发效果的重要途径。     

新型耐盐蠕虫状胶束体系的性能和驱油效果研究

利用两性表面活性剂十六烷基磺基甜菜碱(HDAPS)、阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠(SDS)和助剂在高盐条件下制备两种蠕虫状胶束体系,即HDAPS-SDS体系和HDAPS-SDS-0.2%助剂混合体系,研究体系的黏弹性能、降低油水界面张力性能和驱油效果。结果表明,质量分数为0.73%的HDAPS-SDS体系所形成的蠕虫状胶束在60℃时黏度为42.3 mPa·s,与原油界面张力最低值为6.0×10-2mN·m-1;加入0.2%助剂后,0.73%HDAPS-SDS体系的黏度提高到51 mPa·s,并可与原油达到6.7×10-3mN·m-1的超低界面张力;两种新型蠕虫状胶束具有流度控制和降低油水界面张力的双重作用,具有较好的驱油效果。     

高矿化度条件下石油烃降解菌种的筛选与评价

为了获得高效石油降解菌种,以原油为唯一碳源,从油水混合物中分离筛选出菌株.研究不同的温度、转速等对菌体生长情况和石油降解率的影响.在实验条件下,2株优势菌在适宜的条件下对石油的降黏率可分别高达28.5%、51.5%.偏酸或偏碱环境均不利于菌体生长,培养温度对2株菌体生长和石油降解率影响较大,最佳温度是35℃.在高矿化度条件下,菌株对原油仍有降解作用,降黏率为40%以上.原油组分分析结果表明,菌种在以原油为碳源培养后,使原油组分中沥青质、非烃及芳烃类含量均发生变化.     

橡胶粉改性沥青反应过程规律

对3种不同基质沥青原料,分别测定不同反应温度下橡胶粉-沥青体系的黏温曲线,并对特征样品进行红外光谱分析;通过分析橡胶粉改性沥青黏温曲线随反应条件的变化,以及反应过程中官能团的改变,探讨橡胶粉与沥青体系反应规律和作用机制。结果表明:橡胶粉改性沥青反应过程与沥青介质、反应温度和反应时间紧密相关;反应温度越高,溶胀和降解的速度越快;沥青针入度越高,橡胶粉改性沥青黏度变化越大;反应过程并没有生成新的官能团,产品黏度变化主要是受橡胶粉的溶胀和降解过程影响;在实际生产中,橡胶粉改性沥青黏温性能可以通过反应温度和反应时间进行控制。     

丙烯酸十八酯-丙烯酰十八胺对原油流变性的影响

研究了丙烯酸十八酯 -丙烯酰十八胺共聚物对中原 WC98- 2井原油流变性的影响 ,探讨了降凝剂的筛选、不加剂和加剂原油的全黏温曲线的测定、重复加热和高速剪切对加剂效果的影响和降凝剂的改性效果的时效性 .试验表明 :降凝剂使原油的凝点和反常点降低 ,原油的牛顿流体温度范围变宽 ,并且使非牛顿流体温度下的黏度减小 ,但是 ,牛顿流体温度范围内的黏度基本没有变化 ;重复加热的温度高于原油的反常点 1 0 0℃以上时 ,重复加热对降凝剂的改性效果没有显著影响 .但是 ,重复加热温度低于原油的反常点 ,重复加热显著恶化降凝剂的改性效果 ;在原油的反常点以上 ,高速剪切对降凝剂的改性效果无明显的影响 .在原油析蜡高峰区温度范围内高速剪切 ,将大大恶化降凝剂的改性效果     

煤灰和熔渣的熔融特性和黏温特性比较

利用灰熔点测定仪和高温旋转黏度计,研究了鲍店煤和混配煤的两种煤灰和经气化炉高温熔融后熔渣的熔融特性和黏温特性。在高温条件下,煤灰和熔渣的黏度变化规律相似;根据煤灰和熔渣的组成及其在Al2O3-SiO2-CaO-FeO四元相图中的位置和在临界黏度附近矿物质的变化规律,分析了煤灰和熔渣熔融特性和黏温特性差异的原因,分析结果与实验结果吻合良好。     

低渗-特低渗油藏油水相对渗透率及水驱油效率影响因素研究

了解和掌握低渗-特低渗油藏的相对渗透率和水驱油规律,对于准确认识该油田区块流体渗流特征,合理、高效开发油田有着十分重大的意义。以鄯善油田特低渗储层为例,通过室内岩心实验,分析了不同因素对于低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率和水驱油效率的影响。结果表明：岩心渗透率、原油粘度的变化都会影响低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率曲线特征。同时,低渗-特低渗油藏的水驱油效率也会随着岩心渗透率、驱替速度和原油粘度的变化而变化。     

CO_2对春17井区稠油的溶解降黏特性及吞吐效果

为了研究河南油田春17井区稠油油藏注CO_2开发的可行性,利用PVT装置开展了不同温度及压力条件下CO_2在稠油中的溶解性、膨胀性及降黏效果研究,并通过填砂管实验研究了CO_2吞吐及CO_2-降黏剂复合吞吐的效果。结果表明:CO_2在该稠油中具有较好的溶解性,当温度为40℃、压力为8.013 MPa条件下,CO_2溶解度达到最大值89.233 kg/m~3,原油膨胀系数为1.092,降黏率高达54.7%。CO_2的吞吐效果主要取决于前4个轮次,采油量占总产量88.6%,最终采收率为32.1%;CO_2-降黏剂复合吞吐主要取决于前3个轮次,采油量占总产量88.8%,最终采收率为35.2%。相对于CO_2吞吐,CO_2-降黏剂复合吞吐的开采轮次降低,但最终采收率有所提高。     

稠油井变阻尼系数的计算方法

针对机抽开采稠油井,同一级抽油杆沿井深温度变化明显,导致其不同井深位置处阻尼力发生较大的变化。应用常规的平均阻尼系数的计算方法会产生较大误差。为此提出了变阻尼系数的计算方法,并建立了井筒温度分布数学模型、回归黏温关系曲线,得到黏度分布规律。最终得出变阻尼系数随测深的变化规律。以红山嘴油田红003井稠油区提供的稠油定向井数据为例,采用变阻尼系数计算方法预测悬点载荷,并在不同井口温度条件下对阻尼系数进行敏感性分析,总结得到阻尼系数随测深的变化规律。考虑稠油井黏温关系的特殊性,提出的变阻尼系数计算方法,减小了现场抽油机悬点载荷的预测误差。     

大庆普通稠油粘温及流变性研究

以大庆江37普通稠油为研究对象,利用Anton Paar MCR301旋转流变仪开展了稠油黏温及流变特性的实验研究。通过室内实验,测定了大庆普通稠油在不同温度、压力及剪切速率条件下的黏度,研究了稠油流变性特性及屈服应力与温度的关系。研究结果表明,稠油的黏度对温度非常敏感,随温度升高而大幅度降低,在拐点温度处之前,稠油黏-温关系曲线随压力变化较大;在拐点温度处之后,压力对黏度影响不大。流变性曲线说明,低温40℃条件下稠油油样属于Bingham塑性流体。随着温度升高,原油流变性表现为牛顿流体特性。     

降黏剂作用下油水两相渗流特征

通过室内试验对比研究水溶性降黏剂和油溶性降黏剂的在常规旋转黏度计测试条件下的降黏效果、岩心渗流条件下的流动特征以及微观渗流特征,分析油水比对其渗流特征的影响及其提高采收率机制.结果表明:水溶性降黏剂作用下油水两相渗流阻力大幅度升高,油溶性降黏剂能够降低油水混合物的视黏度和渗流阻力,但降低幅度较低;含水率越高,水溶性降黏...     

QHD32-6油田N2泡沫驱高温高压可视化实验研究

利用高温高压可视化填砂管,研究了静态和动态条件下N2泡沫驱油过程中原油与泡沫的流动规律及其驱油机理,并对QHD32-6油田N2泡沫驱泡沫体系进行优化.实验结果表明：压力的增大有利于更多N2溶入原油中,使原油黏度下降,有利于原油的采出;随温度升高,N2泡沫在填砂管模型中的封堵作用逐渐减弱.在90℃下,N2泡沫体系仍具有较高的阻力因数,说明该体系具有良好的耐高温性能.随注入速度的增加,泡沫产生的阻力因子增大;但压力过大容易形成气窜影响采收率,因此,应将注入速度控制在1～2 mL/min.     

春光油田稠油井筒掺稀降黏室内实验研究

使用自主研制的稠油井筒掺稀降黏评价装置对春光油田稠油进行了掺稀降黏室内实验,研究了温度场对掺稀效果的影响,同时对掺稀位置及掺稀比进行了优化。通过设定4个恒温水浴温度分别为90℃、70℃、50℃及40℃来近似模拟井筒不同位置处的温度,开展了不同条件下的掺稀效果研究。结果表明,在70℃井段,稠油降黏率为41%~69%;泵下掺稀降黏效果最好,出口处(40℃)原油降黏率达到86%。在模拟日产量为6 t的实验过程中,对5种不同掺稀比的掺稀效果进行了对比分析,得到掺稀比在18%~22%时,原油黏度可以满足井筒安全生产的要求。     

液黏传动摩擦副流场特性分析

为了分析液黏传动在纯油膜剪切阶段下摩擦副间隙内流体传热特性对流场特性的影响,以一对双圆弧油槽摩擦副间隙内流场为研究对象,建立绝热边界条件下流场特性的简化数学模型,对工作液黏温特性进行实验测定。通过考虑油液的黏温特性,利用ANSYS CFX软件对流场进行数值模拟,获得不同工况条件下流场的流速特性、温度特性以及压力特性。研究表明:流体流速沿径向总体整体呈递增趋势,流体流线轨迹整体成抛物线。流场温度在沿径向方向整体呈递增趋势,流场的温升幅度随转速差增大而增大,随入口流量增大而降低。流场压力沿径向近似线性递减,流场压差随流场入口流量增大而增大,而摩擦副转速差对流场压差影响较小。     

高含水油水混合液黏度影响因素及计算模型

掌握高含水油水混合液的黏度特性,对于高含水原油-水体系的管道输送具有重要指导意义。采用搅拌测黏法测定并研究了剪切率、含水率、温度、单一界面活性物质含量、组合界面活性物质含量对高含水油水混合液表观黏度的影响。结果显示,混合液表观黏度随剪切率的增大、含水率的增加、温度的升高而逐渐减小,呈现出剪切稀释性,而且该性质随着温度的升高或含水率的增加而逐渐减弱;混合液表观黏度随沥青质、胶质、蜡、机械杂质等单一界面活性物质含量的变化并没有显著规律性,而随组合界面活性物质含量的增加而逐渐增大;混合液表观黏度并不依赖于某一种界面活性物质,而是与原油中典型界面活性物质的总含量密切相关,受各种界面活性物质协同作用的影响。通过回归分析,建立了高含水油水混合液黏度计算模型,模型计算结果的平均相对偏差为7.8%。     

稠油催化水热裂解降黏实验研究

采用高温高压反应釜模拟研究了稠油在开采过程中全温度段(50～300℃)条件下的催化水热裂解降黏反应,利用元素分析仪和高效液相色谱分析了稠油元素组成和族组成变化,利用旋转流变仪测试并分析了稠油黏度变化及黏温特性,初步探讨了200℃以下的稠油催化水热裂解降黏的实质.结果表明:稠油在低温条件下水热裂解反应降黏以破坏弱化学作用力为主,稠油降黏率与重质组分减少密切相关.有催化剂存在时,稠油催化裂解作用的主要温度在150～200℃,反应24 h降黏率可达到80%以上.     

基于科氏流量计的流体黏温系数的测定

基于弯曲振动黏度测量的原理,利用科氏流量计本身的优点,提出了一种较为方便的测量流体黏温曲线的方法;并选用某型号硅油进行了实验测量,得到了该硅油的黏温曲线和黏温系数。