伊拉克H油田原油沥青质沉积趋势预测及分析

为了研究伊拉克H油田沥青质的沉积趋势,对伊拉克H油田三种不同油藏原油进行四组分分离,利用胶体体系稳定性定量计算方法预测了沥青质的沉积趋势;并采用元素分析、红外光谱(FTIR)、凝胶渗透色谱(GPC)、核磁共振(1H-NMR)等分析手段对其沥青质分子结构进行了表征,探索了沥青质分子结构与沉积趋势的内在联系。研究结果表明:伊拉克H油田原油沥青质有沉积的趋势,且样品A胶体不稳定指数较大,其沥青质较容易沉积。三种沥青质的结构参数存在差异,相对分子质量、芳香度和芳香缩合度从样品A沥青质、样品B沥青质、样品C沥青质依次减少,而氢碳比(H/C比)依次增大。沥青质聚集体的稳定性与沥青质分子结构特征密切相关,H/C比值较低以及相对分子质量、芳香度、芳香缩合度较高的样品A沥青质具有更大的稳定能,其沥青质沉淀的可能性也较大。     

伊朗北阿扎德干油田沥青质沉积特征

伊朗北阿扎德干油田原油的四组分和气相色质联用分析表明,原油饱和烃碳链分布范围较广,直连烷烃主峰碳为C16,原油重质组分含量相对较高,石蜡组分少,芳烃组成非常复杂,其沉积环境为强还原和高盐度海相沉积环境;胶体不稳定系数及原油的流变性分析说明,该原油容易发生沥青质沉积;对伊朗原油沥青质初始絮凝点和沉淀量的研究发现,剂油比为0.21 mL/g时,伊朗原油沥青质开始发生絮凝,利用标度方程对沥青质沉积的预测表明,当剂油比为0.27 mL/g时,伊朗原油开始出现沥青质沉积,分子量较大的沉淀剂需要较大浓度才能引发沥青质沉淀,沥青质的沉淀量随沉淀剂分子量的增大而减小;分析注入不同体积天然气的特征化原油拟组分的变化情况,发现气举采油会导致沥青质的沉积初始压力升高,沥青质容易在井筒内沉积。     

常压渣油加氢反应产物体系的胶体稳定性

在高温高压反应釜内,使用加氢转化催化剂对绥中36-1常压渣油进行加氢反应.通过分析产物的SARA四组分组成、数均相对分子质量及沥青质的平均结构和溶解度参数考察反应后体系胶体的稳定性.结果表明:反应温度升高,体系的稳定性逐渐变差,产物的SARA四组分中饱和分与沥青质的总含量增大,芳香分与胶质的含量降低;组分的数均相对分子质量减小,组成的改变影响产物的胶体稳定性;沥青质平均分子结构中环烷碳率、烷基碳率降低,芳香碳率增大,缩合度参数变小,沥青性质变差;沥青质平均分子结构中溶解度参数增大,分子间作用增大;组分组成及平均结构的变化导致反应后体系的胶体稳定性变差.     

伊朗雅达油田完井测试作业中沥青质析出分析

 伊朗雅达油田生产井由于沥青质析出和沉积在油管内壁,严重影响了油井的完井测试和投产前井下作业,例如阻碍钢丝作业工具的下入和井下工具的回收等。为了查清该油田原油中沥青质析出趋势和析出规律,结合雅达油田的特点,利用原油SARA 数据,采用胶体体系稳定性定量计算方法对沥青质析出程度进行了分析;采用热力学平衡原理和固体模型,结合不同产量下油管内温度与压力分布剖面,对沥青质析出初始压力与温度进行分析和预测,同时通过室内试验,评价并优化了沥青清除剂。通过对原油胶体体系稳定性定量计算,认为雅达油田原油胶体体系趋于不稳定,沥青质易于析出;通过对沥青质析出初始压力与温度及深度的预测,沥青质析出深度为2900~3700 m,认为雅达油田生产井自投产开始,沥青析出是无法避免的。室内沥青清除剂试验结果表明,单一的沥青清除剂无法达到满意的效果。在分析研究的基础上,优化了井筒处理方法和施工作业措施。     

原油沥青质沉积影响因素

针对西北某油田沥青质井筒沉积问题,选取四种黏度相差较大的原油,采用黏度法和微观形态观察研究原油中沥青质的析出过程.结合原油的物化性质及各项参数,分析沥青质沉积的主要影响因素.实验结果表明,沥青质沉积不是仅仅出现在沥青质含量较高的稠油中,稀油也可能产生较严重的沥青质沉积现象.沥青质含量、原油黏度、杂原子含量不是沥青质沉积的主导因素.不稳定系数、氢碳原子比、胶质/沥青质比值是影响沥青质沉积的主要内在因素.温度降低,会加剧沥青质沉积现象.π—π键和氢键是沥青质分子形成缔合物的主要作用力.高碳数化合物含量较高会导致较高的黏度,可以在一定程度上阻止沥青质聚集体的进一步聚集,降低沉积速率;原油黏度较低,当胶体处于不稳定状态时,沥青质聚集体通过扩散作用更容易碰撞、聚集及沉积.油样中加入十二烷基苯磺酸、水杨酸促使沥青质聚集体大量聚并、沉积.加入0.5％ YZB-7酚醛低聚物可以明显抑制沥青质沉积,抑制率可达81％.     

石油沥青质中杂原子化合物的高分辨质谱分析

使用傅里叶变换离子回旋共振质谱研究沥青质及其亚组分的分子组成。结果表明,重质油及其沥青质中杂原子化合物分子组成十分复杂,负离子电喷雾结合高分辨傅里叶变换离子回旋共振质谱(FT-ICR MS)鉴定出了N1、N1O1、N1O1S1、N1O2、N1S1、O2、O2S1、O2S2、O2S3、O3、O3S1、O4等多种杂原子类型,含氧化合物和分子中存在多个杂原子的化合物在沥青质中相对富集。加拿大油砂沥青减压渣油(VTB)C7沥青质较C5沥青质中化合物缩合度更高;不同原油沥青质组成差异很大,VTB沥青质中杂原子类型多,分子缩合程度较高,而苏丹VR沥青质中含氧化物丰度较高。分子缩合度的微小变化也能对沥青质的溶解度产生较大影响,通过对不同极性亚组分分析,从分子层次证明了高缩度和多杂原子化合物最容易在低极性或非极性溶剂中沉淀出来。通过对非碱性氮化合物和酸性化合物的分子组成分析,获得了沥青质分子组成的重要信息,尽管在实验选用的仪器条件下仅能对沥青质中部分化合物进行分析,但是可以确定沥青质中存在很多小分子化合物。     

石油沥青质中杂原子化合物的高分辨质谱分析

使用傅里叶变换离子回旋共振质谱研究沥青质及其亚组分的分子组成。结果表明,重质油及其沥青质中杂原子化合物分子组成十分复杂,负离子电喷雾结合高分辨傅里叶变换离子回旋共振质谱(FT-ICR MS)鉴定出了N1、N1O1、N1O1S1、N1O2、N1S1、O2、O2S1、O2S2、O2S3、O3、O3S1、O4等多种杂原子类型,含氧化合物和分子中存在多个杂原子的化合物在沥青质中相对富集。加拿大油砂沥青减压渣油(VTB)C7沥青质较C5沥青质中化合物缩合度更高;不同原油沥青质组成差异很大,VTB沥青质中杂原子类型多,分子缩合程度较高,而苏丹VR沥青质中含氧化物丰度较高。分子缩合度的微小变化也能对沥青质的溶解度产生较大影响,通过对不同极性亚组分分析,从分子层次证明了高缩度和多杂原子化合物最容易在低极性或非极性溶剂中沉淀出来。通过对非碱性氮化合物和酸性化合物的分子组成分析,获得了沥青质分子组成的重要信息,尽管在实验选用的仪器条件下仅能对沥青质中部分化合物进行分析,但是可以确定沥青质中存在很多小分子化合物。     

原油沥青质的沉积条件及其控制

原油温度、压力和组分的改变均会引起沥青质发生絮凝和沉积,造成储层损害。沥青质沉积热力学预测模型可以更直观、方便地确定沥青质的沉积条件。建立了一种沥青质沉积条件的预测模型,该模型将沥青质沉积相视为固相,按液固相平衡来处理沥青质的沉积问题,根据井筒流体组成和地层性质等资料,估算原油沥青质开始沉积的压力,并提出相应的井下热力学控制条件。利用该模型预测了渤海SZ36-1油田具有代表性的3口油井的原油沥青质发生沉积的初始压力,结果表明,随着压力不断下降,原油中的沥青质在沉积初始压力处开始发生沉积,且该压力比地层温度下的原油饱和压力高出2~4 MPa,这为预防油井发生沥青质沉积具体措施的制订提供了理论依据。     

原油沥青质初始沉淀压力实验测定研究

原油温度、压力的改变均会引起原油中沥青质沉淀,造成储层伤害和井筒堵塞。采用自主研发的固相沥青质激光探测装置,通过透光率法探测伊朗南阿油田典型井原油样品在不同温度下的沥青质初始沉淀压力,从而确定沥青质发生沉淀的热力学条件,绘制出沥青质沉淀相包络线。结果表明,该油田油样在44℃、80℃、113℃下的沥青质沉淀点分别为42.8 MPa、39.7 MPa和35.2 MPa,原油沥青质初始沉淀压力随着温度的升高而降低;并且在井筒温度范围内呈线性关系。结合取样井井筒温度压力曲线预测出井筒中沥青质出现沉淀的深度为1 600~1 800 m,对于油田预防沥青质沉淀有极其重要的意义。     

原油在开采运移过程中沥青质沉淀规律及组成——以准噶尔盆地高探1井为例

采用高温降压模拟实验技术,探讨了不同温度、压力条件下高探1井原油沥青质沉淀过程及沉淀量,结合ICP-MS和傅里叶变换离子回旋共振质谱技术,明确了沉淀物沥青质分子组成及金属元素组成,解释了准噶尔盆地高泉背斜高探1井油藏沥青质沉淀原因。研究结果显示,温度、压力和无机矿物中金属原子是高探1井沥青质沉积的外部影响因素,其中压力是最关键因素。在134℃恒温条件下,当压力降至88.9MPa,原油中沥青质开始迅速沉淀,压力降至74.3MPa以下时,沥青质沉淀速率明显降低,压力降至泡点压力后,沥青质又开始大量沉淀。在105℃恒温条件下,压力降至80 MPa和20 MPa时,加入无机矿物原油的沥青质沉淀量较未加无机矿物的原油同比增长了16.7%和3.8%,说明无机矿物对沥青质沉淀具有促进作用。通过分析无机矿物组分显示,沉淀物中金属元素主要有钙、钡、钠、铁等,其中钙含量最高,为4.96%,其次是钡含量为3.16%。高探1井油藏原油沥青质中富含高缩合度、多氧原子类组分,该类组分在地层条件溶解于原油中,在温度、压力下降过程中,原油溶解能力下降,高缩合度组分由于溶解性低易于从原油中沉淀出来,并且由于富含强极性多氧原子组分,易与来自地层矿物中的金属原子形成更稳定的络合物结构,两者协同作用加速了沥青质沉淀。     

减压渣油的胶体结构及其形成

应用冷冻断裂复形透射电子显微镜法研究了三种典型国产减压渣油的物理结构。结果表明，减压渣油是溶胶态胶体分散体系，正庚烷沥青质和胶质重组分构成分散相胶团。胶质以两种状态存在：胶质重组分缔合形成分散相胶团，其余的胶质组分与油分（芳香分＋饱和分）一起构成分散介质。分析了三种减压渣油及其组分的红外光谱、化学组成与结构参数，考察了渣油胶体结构的形成机制。研究发现，高电负性杂原子和芳香性是形成胶团的充分必要条件，氢键是形成胶团的重要分子相互作用方式。胶团的多少和聚集状态取决于正庚烷沥青质和胶质重组分的多少，以及它们的高电负性杂原子含量和芳香性的高低。     

超临界二氧化碳萃取深层稠油组分的分子动力学模拟

为了从微观层面探究超临界CO_2对稠油组分的萃取机制,采用分子动力学模拟方法分析了稠油组分在砂岩表面的密度分布和吸附特征,研究了超临界CO_2对岩石表面稠油组分的萃取特点和扩散规律。研究结果表明,稠油四组分在稠油聚集体中呈现不均衡分布状态,沥青质自缔合能力强,胶质紧密包裹在沥青质周围,构成复杂的空间网状结构;芳香烃和饱和烃分布在沥青质、胶质周围,显示出稠油分子结构的层次性。沥青质与岩石表面相互作用能较大,超临界CO_2难以在沥青质中运移,扩散系数低,萃取难度大,萃取率接近于0;而芳香烃、饱和烃与岩石表面的相互作用能较小,超临界CO_2容易在芳香烃、饱和烃中溶解、运移,扩散系数大,容易被超临界CO_2萃取,萃取率可分别达到53%和28%。运用分子动力学方法揭示的微观动力学机制对于宏观认识超临界CO_2萃取稠油轻质组分具有重要意义。     

CO2驱替沥青质原油长岩芯实验及数值模拟

针对CO2驱油过程中出现的沥青质固相沉积现象,综合考虑注气过程中沥青质在多孔介质中的沉积、吸附及堵塞效应,建立了CO2驱替含沥青质原油多相多组分渗流模型。以长岩芯实验为基础,拟合实验数据表明使用本文建立的模型计算的采收率与实验值更接近。同时对CO2气驱过程中沥青质沉积规律进行了探讨,模拟研究表明,注入CO2过程中,沥青质沉积首先发生在注入端;沥青质吸附也首先发生在注入端,但随着注入气量的增加,存在解吸附过程;沥青质沉积前缘与注气前缘一致,说明注入CO2是导致原油中的沥青质沉积的主要原因。     

紫外老化对沥青化学组成与分子结构的影响

为研究紫外老化对沥青微观结构的影响,本文通过对四种沥青分别进行四组分、红外光谱和核磁共振等试验,研究了紫外老化下沥青的四组分、特征峰、官能团等化学组成指标和氢谱图、碳谱图、氢原子含量、分子结构参数等分子结构指标的变化,并通过分子结构指标对化学组成指标的表征,分析了分子结构变化对沥青化学组成变化的影响。结果表明:紫外老化后沥青更趋于形成沥青质分子,而沥青质的转化来源主要为芳香分,且含量越高老化后的损失率越高;同时羰基和亚砜基会随着老化的时间增加先快速增加之后趋于平缓,其中羰基指数可表征沥青老化的产生,而亚砜基指数可评价沥青抗老化的能力。紫外老化下沥青芳香环会发生缩合程度增大、环烷基取代基增加以及氢的取代、结构异化等反应;同时高紫外光子能量也会使脂肪碳发生断键,断键的脂肪碳连接到芳香环上提高了化学稳定性。由表征分析可见,沥青的化学组成主要受芳香结构、支化度和芳香环系缩合指数的影响较大。     

特超稠油微观特性研究

选取胜利油田特稠油、超稠油及特超稠油油样,通过气相色谱仪、元素分析仪、分子量测定仪、原子吸收光谱仪等对稠油的微观特性进行研究。结果表明,稠油杂原子中氧的含量最高,氮的含量最低;稠油沥青质中金属元素的含量均高于胶质,且Ni与Fe的含量较高,Ca与Mg主要存在于沥青质中,胶质中很少;沥青质与胶质总的含量是影响稠油黏度的主要因素,含量越大,稠油的黏度越高,且沥青质的分子量也是影响稠油黏度的重要因素;低碳数烃的存在对稠油黏度的降低有重要的影响,作为溶剂稀释稠油,使体系的黏度降低。     

稠油胶质特性及其对沥青质吸附行为研究

考察了4种稠油胶质的分子结构特性及其对塔河、辽河沥青质的吸附行为,探讨了胶质吸附行为与沥青质分散稳定性间的内在联系。 结果表明: 4种胶质对沥青质的吸附符合Freundlich吸附,曲线形状是胶质多层吸附及渗透进入沥青质微孔结构的综合反映。4种胶质吸附等温曲线形状与其分子结构特性对照表明,塔河、渤海和辽河胶质对沥青质的吸附在低平衡浓度部分产生紧密单分子层吸附, 吸附曲线平滑;在高平衡浓度部分, 因其较强极性导致正庚烷对其亲和作用力不及沥青质从而发生相态分离, 在沥青质表面产生积极吸附造成曲线斜率急剧增大; 较弱极性的华北胶质未产生明显相态分离现象, 而是随浓度增加成比例渗透进沥青质聚集体中产生吸附。4种胶质的吸附行为与其分散稳定沥青质的有效性之间关系显示了胶质对沥青质的分散稳定能力既与其吸附量有关,也与其分子结构特性有关。     

草舍油田CO2驱中沥青质沉淀分析及防治措施

CO2驱油容易引发地层原油中的沥青质沉淀,使渗透率降低、润湿性反转,造成地层伤害,降低注气采油效率。针对草舍油田泰州组油藏CO2驱实际,开展了CO2混相驱过程中沥青质沉淀条件、沉淀机理及其危害的研究,探讨了CO2注入参数与沥青质沉淀的热力学关系,获取了沥青质沉积前缘与注气前缘一致,在注入端、泡点压力附近沥青质沉淀最多,低驱替压差比高驱替压差对应的沥青质沉淀量高的实验结论。利用P-X相图表征第二液相与沥青质沉淀的关系,建立了油气多次接触过程中沥青质沉淀的相态预测模型,指出较低的CO2注入压力和较高的驱替压差或注入芳烃类溶剂有利于减少沥青质在近井地带沉淀,提高CO2驱替增油效果。     

大芦湖油田樊124断块CO2混相驱过程中沥青质沉淀实验研究

针对胜利油区典型的低渗透油田——大芦湖油田樊124断块的油藏条件，利用SDS固体沉淀实验装置对5种压力下注入CO2过程中沥青质的沉淀情况进行了研究，确定了沥青质沉淀析出的条件及沉淀量，并提出了预防沥青质沉淀的措施。研究结果表明，在樊124断块进行CO2非混相驱，不会产生明显的沥青质沉淀，而在高于26MPa下进行（硒混相驱时，会产生少量沥青质沉淀，且注入压力越高，沥青质沉淀趋势越强，但由于地层油中原始沥青质含量较低，产生的沥青质沉淀量不大；根据樊124断块油藏流体条件，在较低的压力（〈26MPa）下进行CO2混相驱或近混相驱，既能获得较高的原油采收率，又能避免或减少沥青质的沉淀。