高含水率断块油田（精选8篇）
高含水率断块油田 篇1
前言
文209块经过二十多年的高速高效开发, 采出程度已达33.89%。但随着开发时间加长, 主力层水淹严重, 剩余油分布复杂零散, 构造边部及内部小断层认识程度仍然较低, 开发难度越来越大。为了进一步搞清剩余油分布, 改善油藏开发效果, 提高复杂断块油藏高含水期采收率, 因此开展提高采收率技术研究。
一、构造精细研究及其特征
1、构造精细研究
以精细地层对比为基础, 针对开发中暴露出的矛盾, 从分析区域地质特征入手, 综合应用地质、地震、测井、开发动态等资料, 建立精细的构造模型, 为下一步油藏调整挖潜提供重要依据。
2、构造特征及其新认识
文209块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造的西部, 是由文东2号、文西2号、文227等区域性大断层所夹持形成的复杂地垒断块。另外, 在沙三中9砂组发育一组近南北走向, 倾向东偏南, 断距约5-20m的小断层, 上下延伸不大, 将文209块沙三中9砂组构造复杂化。
1) 文209块沙三中构造在断块北部主要存在两组断层, 一组为受文227断层影响的近南北向展布、东掉的小断层, 另一组为受文西2号影响的走向北东, 倾向西北的小断层。
2) 文209块与文48块同属文227与文西2号夹持的地垒, 该块北部地层向文48块方向倾角逐渐变小, 倾向基本保持不变;文48块为内部受几条断层切割的复杂垒块, 但油气受文227断层遮挡的规律应当同文209块相同。因此, 文48块紧靠文227断层的位置将是油气较富集部位。
3) 文209块沙二下油藏为受文东Ⅱ号和文西Ⅰ号断层控制的复杂垒块, 构造复杂, 地层破碎, 油气富集同时受内部断层控制, 不同断块内油气分布不均, 文209-3块构造相对简单, 油气相对富集。
二、沉积相研究
(一) 沉积微相划分及砂体展布特征
1、沉积微相划分
根据湖泊沉积环境下的低位三角洲沉积特征, 文209块沙三中沉积微相主要分为水下分流河道微相、河口坝微相、支流间湾微相和远砂坝微相四种沉积微相类型。
2、砂体展布特征
(1) 砂体发育主要以水下分流河道、河口坝为主, 其中10、9砂组砂体发育程度好于8、
7、6、5砂组, 纵向上表现为由下到上砂体发育逐渐变差的特点。
(2) 平面上, 物源方向多为南东部方向, 其次是西南方向, 砂体发育主要为南北向展布, 向西变差。
(3) 砂体发育差异大, 相变快。
三、剩余油分布规律研究
1、宏观剩余油定性研究
根据注水井吸水剖面资料分析, 注入水越来越集中于少数的小层中, 注水井吸水剖面越来越不均匀。不同吸水强度小层层数和厚度百分比的变化趋势表明, 文209块吸水小层的吸水强度越来越大。
从动态综合分析上看, 沙三中7砂组的73、74小层水驱动用状况较好, 而71、72小层采出程度只有15.39%和21.97%。
沙三中8砂组3个小层全部动用较好, 采出程度均在36%以上。
沙三中9层系各小层动用状况不一。沙三中95、96、97动用较好, 采出程度达到了50%以上;沙三中91小层动用较差, 采出程度只有28.89%;其余3个小层采出程度在31%-34%之间。
2、数值模拟定量研究剩余油分布 (1) 水淹区内分布的剩余油
含油饱和度小于0.46的水淹区主要分布在主力油层内。这些油层一般物性较好, 注采井网相对完善, 水驱控制、动用程度高, 采出程度一般在25%以上, 但由于这些主力层储量基数大, 在目前采出程度很高的情况下, 水淹区剩余地质储量仍累计达到151.3×104t, 占文209块剩余地质储量的70.7%。
(2) 水淹程度弱或未水淹区剩余油
含油饱和度大于0.46的中、弱水淹区或含油饱和度大于0.65的未水淹区主要分布在二、三类或动用程度较低的一类油层内, 其剩余地质储量累计达62.6×104t, 占文209块剩余地质储量的29.3%, 按剩余油形成原因, 又可将其分为四种类型:
(1) 构造高部位或断层遮挡形成的剩余油。
(2) 注采不完善形成的剩余油剩余。
(3) 层间干扰形成的剩余油。
(4) 井间滞留引起的剩余油。
3、剩余可动油储量丰度研究剩余油
剩余可动油储量丰度图, 准确定量地反映剩余油潜力的富集分布, 克服了剩余油饱和度等值图只能描述油层水淹状况, 剩余地质储量丰度等值图不能定量描述剩余油潜力的片面性。
四、现场应用效果
在以上综合地质研究基础上, 在构造有利部位或剩余油集中分布井区, 开展油藏调整挖潜工作, 取得了良好效果, 达到了预期目的。
1、应用构造研究成果, 实施注采完善, 水驱控制和动用程度提高
增加水驱控制储量52.5×104t, 水驱控制储量达到333.6×104t, 增加水驱动用储量37.5×104t, 达到273.5×104t;水驱控制程度由70.28%提高到83.4%, 水驱动用程度由59.0%提高到68.38%。
2、应用沉积相及剩余油研究成果, 实施平面及层间挖潜, 年产油量上升, 采油速度提高
通过对构造主块特高含水井实施封堵、补孔电泵转抽;对新见效井实施有效提液等措施改善产液结构。使区块年产油量连续六年保持在4.0×104t以上, 实现了老区高速开发;同时区块两个递减大幅度减缓
五、结论
1、对于复杂断块的构造再认识, 必须从
地层精细对比入手, 分砂层组的划分和断点位置与断距的精确标定, 是构造精细研究的基础和前提;
2、对于复杂断块油藏的调整与注采完善
必须立足本断块的地质特点和开发现状, 充分应用现有的各种动、静态资料, 加强构造和微构造研究;
3、复杂断块油藏的潜力主要存在于构造
认识程度低和注采不完善的部位, 也是调整与挖潜的有利部位, 必须加强其构造精细研究和油水分布规律认识;
4、对于复杂断块油藏的调整挖潜, 必须
运用多种配套技术措施, 才能提高油藏水驱控制和水驱动用程度, 油藏潜力才能得到充分发挥, 区块开发效果才能得到改善。
参考文献
参考文献
[1]王平:《复杂断块油田详探与开发》.北京:石油工业出版社, 1994[1]王平:《复杂断块油田详探与开发》.北京:石油工业出版社, 1994
[2]何汉坤:文中油田调整井部署的主要做法.特种油气藏, 1998.增刊VOL.5[2]何汉坤:文中油田调整井部署的主要做法.特种油气藏, 1998.增刊VOL.5
[3]周锡智张全根:复杂断块油气藏提高采收率探讨.断块油气田, 1994.VOL.1 NO.1, 25-32页[3]周锡智张全根:复杂断块油气藏提高采收率探讨.断块油气田, 1994.VOL.1 NO.1, 25-32页
高含水率断块油田 篇2
关键词：俄罗斯油田 高含水期 采油技术 现状 发展
0 引言
俄罗斯是世界上石油资源最丰富的地区。年产原油6亿吨左右，探明储量86亿吨，占世界的12％，仅次于沙特阿拉伯、墨西哥和科威特，居第四位。石油主要埋藏在东部地区，仅西西伯利亚和伏尔加——乌拉尔地区，就占全国石油储量的72％，俄罗斯在石油开采过程中，对采油工艺技术研究的历史长，时间早，工艺新，方法多，整体技术始终处在世界领先水平。
1 俄罗斯油田高含水期开采的特点及提高采收率的措施
近年来，俄罗斯原油储量发生了极大的变化。储量结构变差，工业级别的原油可采储量急剧下降。根据俄联邦燃料动力部的官方资料，其中高含水层中原油储量占难采储量的三分之一(34％)。所谓高含水期，各国学者意见并不统一，有的人把含水60％以后称为高含水期，有的人把含水80％以后称为高含水期。本文注重的是含水80％以上的油田所采取的采油措施。高含水期提高采收率的主要措施 针对高含水期油田的特点，俄罗斯及中亚的水驱砂岩油田进入高含水期主要开发措施：
1.1 应用沸石原料开采油田 目前鞑靼斯坦大部分油田发现注入水沿个别夹层突进，大大降低了注水效果，提高了油层中剩余油数量和采油井含水率。面临着如何通过封堵采油井中的高含水层和提高注入水波及系数，以及增大均质油层中个别夹层的渗流阻力来降低油井的产水量问题。保证渗流重新分布的一个最广泛采用的方法是注聚合物。但在油田开发晚期已无效了。因此，应用了各种改进的聚合物，例如，交联聚合物体系(有利于在孔隙中形成凝胶)、构造组分体系。但所有这些化学剂中的成分价格昂贵，例如聚合物或交联剂。此外，一些化学剂应用受限，另一些化学剂由于有毒会破坏使用地区的生态环境。该项工艺在罗马什金油田列宁山石油管理局进行了工业性实验。实验研究表明，工业上应用沸石能保证生态安全，相对便宜。无论用于堵水还是重新分布渗流、提高注入水波及系数都很有效。
1.2 电力作用产层的新工艺 哈萨克斯坦的大部分油田进入了开发晚期，如何维持原油产量、降低井的含水率、在最低的采油费用条件下保持最高的原油采收率是亟待解决的问题。针对上述问题B.H.Ce，rt.研制出一种电力作用产层的新工艺。非均质微孔介质的孔隙空间结构和渗流空间结构的变化导致电流脉冲作用产层。测定介质中渗流限定速度的此类毛细管中电流密度可以扩大毛细管的横剖面，因此提高了近井地带的渗透率。电毛细效应的应用有助于介质中的相平衡，并可以在水相渗透率降低的同时，提高油相渗透率。作用后由于介质中的渗流结构发生了变化，井的含水率明显降低，可持续很长时间(3年或更长)。
该工艺在卡梅什维油田2口井中进行了先导性试验。结果是含水率下降，产油量增加。在处理前，203号和138号井的含水率分别为85％和90％，处理后分别降至30％和60％，然后决定在该油田的15口井中进行矿场试验。该工艺所需成本要低得多。测量表明，电处理一口井的电能消耗量不超过400千瓦时。该工艺不仅提高了油层近井地带的渗透率(在10米半径范围内)，而且控制了相渗透率，原则上可使井的含水率降到零。广泛应用该技术会明显提高产层原油采收率和降低采油成本。
1.3 油田高含水后期一种有效的堵水方法 阿甘油田是处于开发晚期的大型油田，在含水91％的情况下，该油田的累积采油量占原始可采储量的80％，有0.25×108吨的剩余储量属于难采储量，主要集中在高含水区。多数采油井水淹是由于管外窜流造成的，及时堵水是油井大修作业的主要方向之一。施工数量虽位居第二，但工艺效果显著。在各种措施中，40％以上的增油量是依靠堵水工作完成的。注入加入一定添加剂的柴油基水泥混合物是阿甘油田采油井应用限制水窜流方法的主要工艺。
阿甘油田共对21口油井进行了封堵作业，16口油井产量增长。在含水96％时，对1689号井进行封堵后，该井日产量达到116.7吨。在阿甘油田采油井中采用限制水窜流的其它方法是使用凝胶剂。该工艺还没有得到广泛应用。但对两口井的处理结果表明，在封堵管外窜流和油层清洗段时使用凝胶剂效果好。人工封隔水洗层和含油层是应用该工艺的基础。使用的堵塞剂几乎完全溶解于油，与地层盐水接触时形成粘性胶质成分。可以在渗透性较好的含水饱和层和管外空间注入主要的化学吸收剂。由于堵水作业，形成的非渗透遮挡降低了产水量，促使早期出油较少的油层出更多的油。
可以用硅酸钠、氯化钙和盐酸作为水洗层选择性封堵工艺的主要试剂。通过向位于含水层专门的射孔孔眼注入堵水剂，把在硅酸钠和氯化钙作用下形成的凝胶剂作为主要注入剂。为加固形成的遮挡，注入以硅酸钠和盐酸为主的弹性凝胶。
1.4 复合式布井方式 对于开发难采储量问题，提出了多种不同的水平井布井方式。在油田开发时，布井系统的选择取决于许多因素，其中包括开发层系的地质构造、油藏的大小和形状、地下原油性质、油藏生产方式及气候等。一些文章中指出既要钻水平井，又要布垂直井。这种布井方式在未来被称做复合式布井方式。对于开发高含水期油田有一定前景。
2 俄罗斯高含水油田开发特色技术
微生物采油工艺。当注水开发油田平均采收率达到42％时，油层中仍有20％～35％的原油和约40％的储量不能被水驱出。开发晚期为了提高采收率，近来俄开始广泛采用微生物工艺。该法优点是工艺简单，费用低，不污染周围环境。工艺应用范围相当广泛，从油气勘探到原油加工都有所应用。微生物生命活动过程中所形成的多种物质的综合作用可提高采收率。在提高采收率方面的应用：
①生成生物群落或生物体代谢产物。为了提高采收率研制并广泛应用了含有微生物群落试剂的注入工艺，如活性泥、磨粉行业的废物等。②利用长期注入淡水形成的地下微生物群落，把微生物群落分两阶段进行活化，生成大量的CH4、CO2、H2、N2，这些物质溶于石油，从而提高了原油的流动性，使采收率提高。此法在乌拉尔和伏尔加河流域地区得到了推广。鞑靼石油公司预计，微生物工艺可把采油量从1995年的5.3％提高到2005年的23％。微生物工艺在俄罗斯，尤其是鞑靼石油工业发展中占有一定的位置。利用微生物工艺已解决了与开发、采油、生态有关的难题。该法所获增油量为10％～46％。目前，在巴什及西西伯利亚油田上也开始工业性推广微生物技术，直至2005年。由于大规模的推广应用，巴什油田增油量超过了50×104吨。俄及中亚已有一个多世纪的田开发史，在一些大型和特大型油田上试验和应用了许多世界上最为先进的水驱技术，积累了大量的经验和教训，目前已拥有和掌握世界最先进的中高渗透层开发技术。在油田开发晚期采取了很多好的采油方法，从油田所开展的室内和矿场试验效果看，这些方法非常有效地解决了油田开发晚期所面临的一些技术难题，很值得参考借鉴。
3 我油田今后技术发展方向
高含水油田原油脱水节能对策 篇3
国内多数油田已进入开发中后期, 采出液含水高。联合站原油脱水处理过程中, 多数采用加热工艺, 加热原油含水量高, 稠油、特稠油比例越来越大, 原油脱水温度要求高, 加热系统能耗大。降低原油处理站热力能的消耗, 可有效地降低成本, 从而提高油田开发整体的经济效益。胜利油田发现至今已有50年历史, 目前油田年产油量约2700×104t, 采出液综合含水约90%。胜利油田现有原油联合站 (处理站) 50座, 建成原油脱水能力约4800×104t/a, 联合站投产运行已达18年以上。随着油田的不断开发, 稠油、特稠油 (原油相对密度0.92以上) 比例越来越大。由于处于油田开发中后期, 所有处理站进站来液含水高达90%以上, 最高达到96%。联合站脱水过程中, 多数采用加热工艺, 含水量高, 加热系统能耗大。
原油联合站站内能耗主要包括燃料的热能消耗、电能消耗和化学能消耗三个方面, 主要是热力能的消耗, 并且所涉及的方面较多, 系统复杂。通过现场调研, 只对加热系统热能消耗进行研究, 分析节能潜力, 旨在降低生产成本。
2 原油脱水流程节能潜力分析
联合站原油脱水处理系统能耗大小与被加热原油含水率高低有关。通常采用三相分离器游离水预脱除技术来降低站内热能能耗。根据进站原油油品性质及其加热工艺不同, 结合胜利油田原油进站脱水处理实际, 将原油脱水处理流程分为四类并分别进行能耗分析。
2.1 流程I类:一级加热+大罐多级沉降化学脱水
普通稠油 (原油相对密度0.92~0.95) 、特超稠油 (原油相对密度大于0.95) 开发比例逐步增加。对于该类进站高含水稠油、特稠油, 可采用一级加热+大罐沉降化学脱水流程进行处理 (图1) 。
胜利油田采用该流程的联合站有乐安、义和、埕东、飞雁滩、东三、东四等共27座。尽管各站流程各异, 但共同的特点是原油脱水进行一级加热。从表1可以看出, 脱水处理原油相对密度大, 加热水负荷占系统热负荷的比例较高, 高达60%~85%。其中, 乐安联合站站内能耗最大, 吨油处理耗能折算成消耗燃料油约12.27 kg, 则每天消耗的燃料油高达18.4 t。
2.2 流程II类:二级加热+大罐多级沉降化学脱水 (或加电脱水)
采用三次采油或聚合物驱开发的油田稠油, 这类原油共同特点是原油黏度高, 油水密度差缩小, 原油脱水难度比较大, 脱水流程长, 原油脱水温度高。通常采用二级加热+大罐多级沉降化学脱水流程 (图2) , 或采用二级分离+二级加热+大罐多级沉降化学脱水流程。
胜利油田采用这类流程的站有滨南稠油首站、盘二联、陈庄联、东一联 (有稳定) 、东二联 (有稳定) 5座。这类站的共同特点是原油黏度高, 油水密度差缩小, 原油脱水难度比较大, 脱水流程长, 脱水温度高。从表2可以看出, 除盘二联合站外, 其他4站均有较大潜力, 加热水负荷占系统热负荷比例达到50%~84%。其中, 东二联站内能耗最大, 吨油处理耗能折算成消耗燃料油高达14.17 kg。
2.3 流程III类:三相分离器预分水+电脱水+原油稳定
这类流程主要适应于油品密度 (原油相对密度低于0.9) 较低中质油。进站原油经过三相分离器、大罐沉降预分水后, 加热炉仅仅对电脱水器处理后的低含水原油进行加热, 加热系统能耗相对较低 (图3) 。
胜利油田辛一联、辛三联、102联、临盘二首站、渤三联共5座站采用该流程。从表3可以看出, 除盘二联合站外, 其他4站均有较大潜力, 被加热油含水率10%~40%, 加热水负荷占系统热负荷比例8%~28%。除辛一联、渤三联外, 其余3座联合站吨油处理耗能折算成消耗燃料油仅为2 kg左右, 加热系统能耗较低。
2.4 流程IV类 (脱水站) :一次加热+大罐沉降化学脱水
进站原油油品相对密度较小, 站内将含水油进行加热沉降后, 输送到联合站处理, 不直接外输合格原油 (图4) 。
胜利油田这类站较少, 代表性的是永一联。从表4可以看出, 永一联被加热油含水率为5%~20%, 吨油处理耗能折算成消耗燃料油仅为1.49 kg, 加热系统能耗较低。
综合来看, 随着稠油油田开采及三次采油、注聚合物等影响, 普通稠油、超稠原油相对密度大、黏度高, 站内原油脱水温度要求高, 加热水负荷 (超过60%以上) 比例大, 原油脱水系统能耗大。根据对胜利、中原、河南等油田现场调研, 吨油处理耗能折算耗油平均高达8~14 kg, 有很大的节能潜力 (第I、II类流程) 。
对于相对密度较小、黏度略低的原油, 直接采用三相分离器预分水后, 进行加热脱水处理, 系统能耗较低 (第III类流程) , 吨油处理耗能折算耗油平均为2~4 kg, 节能潜力不大。对于处理原油相对密度低的脱水站 (第IV类流程) , 站内吨油处理耗能折算耗油平均为1 kg左右, 系统能耗低, 基本没有节能潜力。
3 设备不保温热能能耗分析
设备、管道的散热是热力系统中热量损失的重要组成部分, 选择性价比较为合理的保温材料对降低热能损失, 提高效益非常重要。通常, 站内油气处理系统的管线及处理设备多数进行了保温。现场调研发现, 部分油田储油罐没有进行保温。每个罐由于原油的停留时间不同, 温降是不同的, 最高温降达12℃, 存在一定的热能损耗。
对于站内油罐具体保温工程, 须根据不同的气候及站内工艺流程及参数进行大罐传热计算、节能分析、合理选择保温材料及厚度, 进行经济效益分析比较。当其他条件相同时, 沉降罐的罐容越大, 则每经过一次沉降过程, 节约的原油就愈多, 节能效果越明显;而当其他条件相同时, 气候条件越恶劣, 则保温的效益就越好。通常, 在计算其经济效益时, 影响因素较多, 如罐的外型尺寸、罐的充满程度、进罐温度、停留时间、保温形式等。
经过测算, 对胜利油田采油厂联合站等大罐及脱水器进行保温措施, 预计可以减少散热损耗折算原油0.6 t/d。
4 站内原油脱水系统节能对策
低油价条件下, 中国石化紧紧围绕经济效益这个中心, 地面工程节能减排、降本增效任重道远。中国石化老油田开发进入中后期, 随着稠油油田开采及三次采油、注聚合物等影响, 稠油或超稠原油相对密度 (0.90以上) 大、黏度高, 脱水温度要求高, 站内加热能耗大。因此, 这类站 (I类、II类流程) 原油脱水处理能耗节能潜力很大, 是油田联合站脱水系统节能改造的重点。
4.1 积极推广预分水技术
中国石化勘探开发研究院地面所目前已经成功研制出国内首套一体化预分水装置 (图5) , 预分水的分水比达到50%, 大大降低加热负荷。在原油处理站采用先脱水后加热流程, 降低加热原油的含水率, 实施节能改造。
4.2 优化控制加热炉运行
近些年, 最新的传热、换热和燃烧技术在加热炉制造中得以应用, 新产品主要有真空加热炉、常压高效节能水套加热炉、分体相变加热炉等, 设计效率最高可达到90%。胜利油田孤四联合站应用了2台分体式相变炉, 用于含水油的加热升温, 在实际使用过程中取得了较好的效果。通过测试, 热效率达到约89%, 高于此前在用水套炉13个百分点。
4.3 加强站内流程换热改造, 提升热能利用效率
在联合站原油稳定后净化油直接外输。通常, 原油稳定塔出口原油稳定高达90℃以上, 在原油外输之前使其与进加热炉的含水原油进行换热, 又能提高加热炉的进油温度, 减少了燃油量。例如, 胜利油田辛一联合站将稳定塔出口热油 (90~95℃) 经换热器换热后外输, 站内能耗明显下降, 节能效果显著。
4.4 加强稠油、特稠油脱水专项技术研究
胜利孤东等许多老油田的原油综合含水高达90%以上, 注聚合物开发使液体性质变差, 油水分离效果差, 原料油进加热炉含水高, 消耗掉大量燃料。
稠油、高含水含聚合物原油和含盐原油等所占的比例越来越大, 需要地面工程进一步创新原油处理技术。如何提高稠油、特稠油处理站的分水率还应开展一系列破乳、分水专项技术研究工作, 节能潜力巨大。
摘要：在今后一段时间, 低油价可能成为新常态。中国石油化工股份有限公司 (以下简称中国石化) 油田地面工程工作将更加突出以效益为中心, 加强节能减排、提质增效。目前, 中国石化东部油田开发已进入中后期, 采出液含水高, 稠油、特稠油比例大, 原油脱水温度要求高, 联合站加热系统能耗大。针对联合站高含水原油脱水处理4类典型流程的加热系统节能潜力、设备保温降低能耗等方面进行了分析, 提出针对高含水原油脱水处理过程5项节能对策, 旨在为低油价下中国石化老油田开发降低生产成本和节能减排起到借鉴作用。
高含水油田二次开发探究 篇4
在对地底下剩余油的情况进行调研和分析的基础上, 可以将剩余油分为两块:第一块是富集区, 即剩余油的含量相对比较高, 能够从中提取较多的油;第二块是分散区, 即在这一区域油的分布不是很集中, 从中采油相对比较困难。在开采富集区和分散区的剩余油时, 我们必须在认清这两个区不同基础上, 利用不同的技术和设备, 采取不同的开采方法。另外我们必须要对老油井的实际情况进行调查, 老油井一般会出现的问题有:
(1) 套损严重.油井中的套管由于变形等造成的损坏;
(2) 开井率低;
(3) 注采系统不完善。在这种情况之下, 为了确保开采的顺利进行, 必须要另外打几个调整井来对原有开采井网系统进行调整。当然这些调整井的位置非常关键, 它们必须要和油田石油的分布情况相一致。笔者认为, 对高含水油田进行二次开发的概念是:打造新的井网系统, 以富集区为核心, 在分散区寻求富集, 将分散区和富集区的剩余油采用不同的方法来开采。
从上面二次开发的概念可以看出, 对高含水油田的开采过程大致如下:第一, 针对剩余油富集区的特点, 应该通过专门的技术对剩余油的油量以及分布情况作出描述, 构建一个新的开采认知系统。在对富集区的石油位置和数量了解清楚的基础上, 可以知道需要哪种类型的调整井来进行井网系统的重新组合;第二, 分散区的剩余油可以采取深部调驱的方式来进行开采。
2 二次开发的策略
2.1 富集剩余油的开发策略
对于富集区的开采应当通过一些调整进来达到井网加密的效果。在调查清楚富集区石油的位置和储存量之后, 可以使用直井、水平井, 或者是两者结合的方式来重新组合开采井网系统。针对富集区面积大小的不同, 有下面三种不同的打井选择:第一, 对于面积比较大的, 我们可以选择在断层的上部较近的地方打一个简单点的水平井。如果该地的断层较多, 还可以选择打一个有较多分支的水平井。这样不仅解决了老油田开采难的问题, 而且还可以准确的缺点水平井的位置;第二, 如果面积相对较小, 可以选择直接在附近打一口直井。如果附近有安全的油井, 就可以直接从中打一个斜井进去;第三, 如果是面积更小的, 不应直接考虑打井, 而应注重在补孔或者转注上进行尝试。二次开采中必须要确保水平井的质量, 由于水平进的水平段较长, 如果井打的不牢固, 可能会导致油井大量出水, 这样会对整个开采活动带来巨大的困难和损失。总之, 水平井在剩余油的开采过程中扮演重要的作用, 我们需要研究如何应对水平井大量出水的难题。
2.2 分散内剩余油的开采策略
分散剩余油主要是分散存储于油藏里, 其富集区的数量多但面积小。因此如果一个一个去探查将会耗费大量的时间和人力物力, 并且很难开采。通过实践, 发现用可动凝胶可以深入油藏内部, 最大程度地将分散剩余油从油藏内赶出来。陆相储集层周围的原油之所以难以开采, 是因为储集层质地不均匀, 使得注入的水易形成“水流优势通道”, 导致水的冲洗强度降低, 因而采收率不高。顾名思义, 可动凝胶是能够在储集层移动的凝胶。可动凝胶工作原理主要有两个方面:第一个方面是“调”。因为可动凝胶可以在短时间内堵住高渗透水的水流通道, 从而将水流方向调整到以前冲洗强度低的地方, 大大地增加了水流波及体积, 同时使冲洗强度大幅提高。第二个方面是“驱”。在调整好水流之后, 继续注入相应流体, 将流体波及体积内所蕴藏着的分散剩余油给驱赶出来, 以此达到提高采收率的目的。当凝胶堵住原先的水通道之后, 其所受压力会越来越大。当压力超过凝胶所能承受范围, 可动凝胶会被冲散而移动。在向前移动到某个新的地方的时候, 凝胶会再次形成堵塞。如此循环往复, 可动凝胶就可以一步一步地深入到油藏内部, 使得注入的流体波及体积更大, 驱赶出来的分散剩余油的量也更多。可以说, “调”和“驱”这关键两部之间的有效配合, 是提高分散剩余油采收率的关键因素。
2.3 注重注采系统中不完善区域的挖潜的策略
提高水驱采收率的另外一个对策便是对老油田的合理利用。有些老油田设备老化, 开采条件差, 施工率低;有些老油田已经没有能力控制油藏;有的则是井网段过长, 层次复杂, 不能满足开发条件。因此, 为了不浪费资源, 需要对这些油田进行注采系统可能多的驱出老油田中以前不能采集到的原油, 在二次开发过程中, 要认真分析新调整后的注采系统, 通过“调”“驱”原理, 扩大注入流体的波及体积, 提高冲洗强度。通过上面的分析, 我们在重新组合井网系统的过程中必须要考虑以下几个方面:
(1) 注采井数必须要保持在合理的比例;
(2) 要充分调查老井还能被利用的程度;
(3) 要考虑隔层的稳定性;
(4) 要考虑水平井可承受水压的强度;
(5) 新井网系统的经济效益也必须进行全方位的考虑。现阶段有些二次开采中新打的井过多, 导致开采的经济效益不高。因此, 在做开采方案时必须考虑经济效益, 要力求以最少的开采井换取最大的经济收益。新的进网系统要定期进行检测和评估, 以用来分析其是否能够达到预期的采收率。分析的主要参考是看其是否能够增加产量, 是否能够在很大程度上减少了含水量。
层系细分需要由足够的储量作为保障, 同样加密进网也需要由充足的储量作为保障。对井网系统重组提高采收率效果和经济效益有很大的影响。一般来说, 只有储量大于70%的老油田才会作为二次开采对象。当然, 这一储量值不是其原有的数值, 而必须是其剩余可采储量。在二次开采的过程中, 高含水期的石油分布非常分散, 这个时候打调整井很容易会打出含水量高的油井, 这样对采收率的提高没有什么太大的帮助。
根据以往的经验, 有些油田或有些地区由于含水太高、地质条件差或者是开采方法的不科学, 都有可能导致开采率不高。这种情况下可能还有大量的剩余油存在, 因此选择这样的油田或地区来进行二次开采可能会取得较好的效益。
摘要：本文针对中国大部分油田注水开采率低, 提升空间大的特点, 对于高含水油田的二次开发进行探究。从二次开发的概念以及开发的策略方面进行简要探讨。
关键词：高含水油田,二次开发,策略
参考文献
[1]刘文岭, 韩大匡, 胡水清.高含水油田发展油藏地球物理技术的思考与实践[J].石油学报, 2009 (04) [1]刘文岭, 韩大匡, 胡水清.高含水油田发展油藏地球物理技术的思考与实践[J].石油学报, 2009 (04)
[2]朱焱, 谢进庄, 杨为华.提高油藏数值模拟历史拟合精度的方法[J].石油勘探与开发, 2008 (02) [2]朱焱, 谢进庄, 杨为华.提高油藏数值模拟历史拟合精度的方法[J].石油勘探与开发, 2008 (02)
论高含水油田原油脱水节能措施 篇5
国内多数油田已进入开发中后期, 采出液含水高。联合站原油脱水处理过程中, 多数采用加热工艺, 加热原油含水量高, 稠油、特稠油比例越来越大, 原油脱水温度要求高, 加热系统能耗大。降低原油处理站热力能的消耗, 可有效地降低成本, 从而提高油田开发整体的经济效益。随着油田的不断开发, 稠油、特稠油 (原油相对密度0.92 以上) 比例越来越大。由于处于油田开发中后期, 所有处理站进站来液含水高达90%以上, 最高达到96%。联合站脱水过程中, 多数采用加热工艺, 含水量高, 加热系统能耗大。
原油联合站站内能耗主要包括燃料的热能消耗、电能消耗和化学能消耗三个方面, 主要是热力能的消耗, 并且所涉及的方面较多, 系统复杂。通过现场调研, 只对加热系统热能消耗进行研究, 分析节能潜力, 旨在降低生产成本。
2 原油脱水流程节能潜力分析
联合站原油脱水处理系统能耗大小与被加热原油含水率高低有关。通常采用三相分离器游离水预脱除技术来降低站内热能能耗。根据进站原油油品性质及其加热工艺不同, 结合油田原油进站脱水处理实际, 将原油脱水处理流程分为四类并分别进行能耗分析。
2.1 流程I类:一级加热+大罐多级沉降化学脱水
普通稠油 (原油相对密度0.92~0.95) 、特超稠油 (原油相对密度大于0.95) 开发比例逐步增加。
对于该类进站高含水稠油、特稠油, 可采用一级加热+大罐沉降化学脱水流程进行处理。
2.2 流程II类:二级加热+大罐多级沉降化学脱水 (或加电脱水)
采用三次采油或聚合物驱开发的油田稠油, 这类原油共同特点是原油黏度高, 油水密度差缩小, 原油脱水难度比较大, 脱水流程长, 原油脱水温度高。通常采用二级加热+大罐多级沉降化学脱水流程, 或采用二级分离+二级加热+大罐多级沉降化学脱水流程。
2.3 流程III类:三相分离器预分水+电脱水+原油稳定
这类流程主要适应于油品密度 (原油相对密度低于0.9) 较低中质油。进站原油经过三相分离器、大罐沉降预分水后, 加热炉仅仅对电脱水器处理后的低含水原油进行加热, 加热系统能耗相对较低。
2.4 流程IV类 (脱水站) :一次加热+大罐沉降化学脱水
进站原油油品相对密度较小, 站内将含水油进行加热沉降后, 输送到联合站处理, 不直接外输合格原油。
综合来看, 随着稠油油田开采及三次采油、注聚合物等影响, 普通稠油、超稠原油相对密度大、黏度高, 站内原油脱水温度要求高, 加热水负荷 (超过60%以上) 比例大, 原油脱水系统能耗大。
根据对油田现场调研, 吨油处理耗能折算耗油平均高达8~14kg, 有很大的节能潜力 (第I、II类流程) 。
对于相对密度较小、黏度略低的原油, 直接采用三相分离器预分水后, 进行加热脱水处理, 系统能耗较低 (第III类流程) , 吨油处理耗能折算耗油平均为2~4kg, 节能潜力不大。对于处理原油相对密度低的脱水站 (第IV类流程) , 站内吨油处理耗能折算耗油平均为1kg左右, 系统能耗低, 基本没有节能潜力。
3 设备不保温热能能耗分析
设备、管道的散热是热力系统中热量损失的重要组成部分, 选择性价比较为合理的保温材料对降低热能损失, 提高效益非常重要。通常, 站内油气处理系统的管线及处理设备多数进行了保温。现场调研发现, 部分油田储油罐没有进行保温。每个罐由于原油的停留时间不同, 温降是不同的, 最高温降达12℃, 存在一定的热能损耗。
对于站内油罐具体保温工程, 须根据不同的气候及站内工艺流程及参数进行大罐传热计算、节能分析、合理选择保温材料及厚度, 进行经济效益分析比较。当其他条件相同时, 沉降罐的罐容越大, 则每经过一次沉降过程, 节约的原油就愈多, 节能效果越明显;而当其他条件相同时, 气候条件越恶劣, 则保温的效益就越好。通常, 在计算其经济效益时, 影响因素较多, 如罐的外型尺寸、罐的充满程度、进罐温度、停留时间、保温形式等。
4 站内原油脱水系统节能对策
低油价条件下, 中国石化紧紧围绕经济效益这个中心, 地面工程节能减排、降本增效任重道远。
中国石化老油田开发进入中后期, 随着稠油油田开采及三次采油、注聚合物等影响, 稠油或超稠原油相对密度 (0.90 以上) 大、黏度高, 脱水温度要求高, 站内加热能耗大。因此, 这类站 (I类、II类流程) 原油脱水处理能耗节能潜力很大, 是油田联合站脱水系统节能改造的重点。
4.1 积极推广预分水技术
中国石化勘探开发研究院地面所目前已经成功研制出国内首套一体化预分水装置, 预分水的分水比达到50%, 大大降低加热负荷。在原油处理站采用先脱水后加热流程, 降低加热原油的含水率, 实施节能改造。
4.2 优化控制加热炉运行
近些年, 最新的传热、换热和燃烧技术在加热炉制造中得以应用, 新产品主要有真空加热炉、常压高效节能水套加热炉、分体相变加热炉等, 设计效率最高可达到90%。通过测试, 热效率达到约89%, 高于此前在用水套炉13 个百分点。
4.3 加强站内流程换热改造, 提升热能利用效率
在联合站原油稳定后净化油直接外输。通常, 原油稳定塔出口原油稳定高达90℃以上, 在原油外输之前使其与进加热炉的含水原油进行换热, 又能提高加热炉的进油温度, 减少了燃油量。
4.4 加强稠油、特稠油脱水专项技术研究
许多老油田的原油综合含水高达90%以上, 注聚合物开发使液体性质变差, 油水分离效果差, 原料油进加热炉含水高, 消耗掉大量燃料。
稠油、高含水含聚合物原油和含盐原油等所占的比例越来越大, 需要地面工程进一步创新原油处理技术。如何提高稠油、特稠油处理站的分水率还应开展一系列破乳、分水专项技术研究工作, 节能潜力巨大。
摘要：在今后一段时间, 低油价可能成为新常态。中国石油化工股份有限公司 (以下简称中国石化) 油田地面工程工作将更加突出以效益为中心, 加强节能减排、提质增效。目前, 中国石化东部油田开发已进入中后期, 采出液含水高, 稠油、特稠油比例大, 原油脱水温度要求高, 联合站加热系统能耗大。针对联合站高含水原油脱水处理典型流程的加热系统节能潜力、设备保温降低能耗等方面进行了分析, 提出针对高含水原油脱水处理过程的节能对策, 旨在为低油价下中国石化老油田开发降低生产成本和节能减排起到借鉴作用。
关键词：油田,高含水,原油脱水,原油联合站,节能,热力能耗
参考文献
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高含水率断块油田 篇6
关键词：高含水原油,乳化液,脱水新工艺,节能
辽河油田茨榆坨采油厂1983年建厂以来一直处于较高产量,从开始的自喷井采油到后期的机械采油、注水驱油经历了高产低含水到低产高含水的转变。含水达到了90%以上,原油与水经过从地下到地面的开采过程,已经严重的乳化,原油脱水处理难度很大,原油老化严重,同时也造成了成本的成倍增长。
1 高含水原油及乳化液的产生及破乳
(1)高含水原油的产生在油田开采初期,原油中的水较低且主要以W/O型乳状液存在,随着油田的进一步开采,地层能量已经耗尽只能以水驱或其它驱油方式开采,而茨榆坨油田主要采用的是水驱方式。
(2)乳化液的产生高含水原油开采过程中经过注剂和采出地面以后运输过程中的剧烈切割和搅拌,油井采出液也由原来的以(W/O)型乳状液为主变为以水包油(O/W)型乳状液为主。
(3)破乳方法我们主要讨论W/O型乳状液的破乳方法及破乳剂,也适当介绍O/W型乳状液破乳问题。破乳过程通常分为三步:凝聚(Coagulation),聚结(Coalescene)和沉降(Sedimentation)。这个过程是水不断增加体积,从原油中分离。在第一步凝聚,分散液珠被聚集成团簇。这些珠子通常是可逆的,如果密度足够大的,那么这个过程可以使分层加速。如果乳液是足够强的,它的粘度会显著增加。第二步聚结,形成一个大的大珠。这个过程是不可逆的,从而导致减少的液滴的数目,和最后的油乳液的破坏。聚结是脱水过程的关键。在由凝聚所产生的聚集体中,乳状液的液珠之间可以有相当的距离,研究人员根据聚结速度得出结论:即使在浓乳状液中,其液珠被100或更大厚度的连续膜所隔开,液膜的厚度仍取决于水相的组分,而不取决于水量。
2 高含水原油的脱水方法
(1)沉降分离脱水沉淀分离是乳状液脱水过程中最基本的。沉淀分离的基础是,原油与水不混溶,密度不同,有时乳液也不稳定,甚至是经过电法和化学方法处理过的。沉降速度与水珠面积的大小及原油密度成正比,与原油粘度成反比。为了提高分离速度,我们采用了一些方法和措施。
(1)增加水珠直径:添加能降低乳液的稳定性的化学破乳剂,W/O乳状液采用高压电场处理,磁振荡破乳,用乳化固体材料表面润湿使水珠聚结。(2)增加油和水的密度差法,轻油掺入原油,降低油密度,利用适当的温度,使油水密度反向变化。在油气分离中利用压力变小办法使原油膨胀密度下降,增加水密度。(3)降低原油粘度的方法是稀释原油,利用热度降低原油的粘度。(4)离心机提高油水分离速度。
(2)电脱水法在电场作用下利用油绝缘体的物理性质,将W/O型粗乳液变形,聚结水滴分离。在交流电场中,乳液液滴振荡的偶极聚结。在直流电场中,电泳聚结发挥主导作用。交直流电场中,两种现象都存在。脉冲电源是电极的不连续传输,除了促进振荡聚结和偶极聚结功能外,还是为了平稳运行和节能,以避免电流大幅增加。
(3)润湿聚结脱水润湿聚结是在床上脱水和脱水的基础上发展而来的,它是一种化学沉淀脱水的方法,即在加热时,在输入乳化液的同时,从强亲水性的材料中使乳液(如脱脂木材、陶瓷、特制金属环、玻璃球等)的缝隙间流过。当乳状液中液滴和强亲水性物质运动时,液滴容易被润湿和吸附在这些物质的表面,形成由聚集的液滴,最后沉淀。目前辽河油田使用此法将原油含水从25%降为12%,同样道理,当采用亲油憎水型固体材料处理O/W型乳状液时,水中的油珠也会通过固体材料表面合并入油膜,使油膜增厚,向上漂浮,成乳滴,脱落,成为大滴,达到油水分离的目的。
(4)化学破乳法化学破乳法是一种常用的对原油乳状液破乳。将化学添加剂添加到原油乳状液中,其乳化破坏,使油,水分离成层。这种类型的化学添加剂,称为破乳剂,一般是一种表面活性剂或超高分子量的表面活性剂,含有2亲结构。
(5)新型脱水方法(1)高频脉冲电脱水。高频脉冲电脱水是由一个高频率的脉冲信号叠加常规电源输出波形。它可以使原油乳状液的水粒子吸收足够的能量,使水粒子的振动幅度增大,增加碰撞几率,从而达到提高脱水效率的目的。(2)微波脱水。现阶段,国内许多研究院所做了微波原油脱水技术的实验室研究,但由于微波功率源的制约,微波脱水技术在工程化应用方面一直没有得到明显进展。(3)超声波脱水。经过显微跟踪分析,在操作超声波脱水时,油中水粒子的粒径明显变大,直观上证明了超声波有利于原油的脱水。(4)生物脱水。生物油脱水是一个细菌细胞体起主导作用,其表面活性是关键。
3 结语
高含水率断块油田 篇7
1.1 新木油田基本情况
新木油田区域构造位置处于松辽盆地中央坳陷区南部的扶余—华字井阶地中段的断阶带上, 主要的特征是低渗透复杂断块油藏。含油层系为泉头组第4段的扶余油层和第3段的杨大城子油层, 杨大城子油层在部分区块呈条带状发育, 主体区块油层平均有效厚度为6.9m。油层埋藏深420-1215m, 各断块储层渗透率差异较大, 空气渗透率介于0.7-202×10-3um2之间。储层孔隙度18-23%。
1.2 主要指标完成情况
2013年原油产量突破32万吨, 完成公司下发生产任务;自然递减率10.5%, 老井含水上升率1.2%;不正常井影响采油率控制在1.3%以内。
1.3 油田开发形势
总体开发形势表现为“三上升”、“四稳定”。三上升指日注水、日产液、综合含水上升;四稳定指日产油、动液面、注采比、地层压力稳定。
2 主要技术对策及取得成果
2.1 精细区块管理
通过区块精细分类, 制定分油藏、分区块开发对策, 近两年区块开发形势良好, 区块稳升率均保持在78%以上, 井组稳升率达到78%以上, 单井稳升率77%以上。
2.2 有效注水工作
以区块开发效果分类评价为基础:精细分层认识, 搞好分层配水和及时动态调整工作;加强注采井网完善研究力度和周期注水工作;努力做好油井转注工作;特别关注木南区域注水工作, 不断改善水驱开发效果, 减缓油田递减。
2.2.1 精细分层认识, 做好注水方案的制定和调整
在分区块宏观注水政策指导下, 精细分层认识, 保证区块宏观注够水, 微观注好水;对木南区块深化油藏认识, 明确井组注采相关关系, 总结见水见效特点, 合理优化注水方案。
2.2.2 实施周期注水, 提高水驱油效率
实施周期注水目的是使滞留状态的原油动用起来, 扩大注入水的波及体积, 提高注入水的利用率。
2013年实施周期注水172个井组, 年增油达3000吨。
2.2.3 完善注采井网, 提高水驱控制程度
2011年以来, 油井转注51口, 水井补孔13口, 累增油7300吨, 油水井数比逐步降低, 水驱控制程度及双向以上连通受效井逐步提高, 油田稳产的基础进一步夯实。
2.2.4 注水调剖
2013年注水井常规调剖实施18口, 有效14口, 日增油水平6.0吨。
2.3 深化油藏认识工作
2.3.1 工作思路
深化油藏认识, 加强油藏研究, 以新木采油厂中长期高水平稳产为目标, 通过对新木辖区的系统普查和论证, 为今后的发展提供潜力方向。
2.3.2 攻关方向
精雕细刻老区:系统评价新区:重新认识老井:
2013年落实112口井, 设计单井产量1.3吨, 建产能4.24万吨。
2.4 开发试验工作
2.4.1 调驱试验技术
在木152区块的13-0019井组进行了调驱试验。调驱效果较好, 表现为注入压力上升0.4MPa;日产液下降44.6吨;日产油上升3.0吨;含水下降2.7%。
2.4.2 热采试验
为高凝油区块改善注水开发效果, 进行热采先导性试验。
2.5 强化区块分类评价, 科学制定技术对策
以区块精细分类为基础, 科学制定新木油田各区块稳产技术对策。
2.5.1 中高渗高丰度多油层高采出开发区块
通过研究分析取芯井、生产井相关资料, 在剩余油富集区开展新技术试验;开展局部调驱攻关, 提高水驱油效率;开展化学驱试验, 提高区块采收率;开展油井层内化学堵水试验, 减少层内无效采出水;深入做好木125区块井网调整论证工作。
2.5.2 中高渗透中高丰度单一油层中采出区块
不断优化周期注水方式、注水周期, 提高周期注水效果;针对单一油层区块开发特点, 实施空气泡沫驱技术, 提高采收率;不断优化调剖配套技术, 寻找提高单一油层重复调剖效果的新的技术方法。
2.5.3 特殊油品性质区块
开展降粘驱试验, 探索高粘度、高凝固点开发区块的增产技术, 为区块稳产提供技术保障;油井酸化、重复压裂, 解除近井地带堵塞;水淹油井转注, 完善单砂体注采井网, 不断恢复地层能量。
2.5.4 低渗透多油层高采出完善区块
不断优化周期注水方式、注水周期, 提高周期注水效果;深化油藏研究, 强化分层认识, 不断调整注采结构, 合理优化注水方案;油井酸化, 解除近井地带堵塞, 挖掘油层潜力;水井调剖减缓层间平面矛盾, 改善水驱开发效果。
2.5.5 低渗透多油层中采出完善区块
部署试验井组, 调整注采井网, 发挥油层潜力;针对矛盾突出井组实施调剖、堵水, 减缓开发矛盾;对于局部井网不完善区域, 部署水平井开采。
2.5.6 低渗透多油层低采出完善区块
油井转注, 完善注采井网, 提高水驱控制程度;优化水平井压裂改造技术, 最大程度发挥水平井潜力;研究、探索水平井能量补充技术方法, 改善目前开发效果。
3 下步工作方向
3.1 实施精细量化管理, 提高油藏经营水平
(1) 量化指标, 进一步提高管理水平;
(2) 通过开展精细区块管理工作, 打好稳产基础;
3.2 夯实有效注水工作, 改善油田开发形势
新木老区要认真分析近几年区块开发形势和地层压力恢复状况, 不断完善优化“一块一原则、一井一策”的做法, 保证区块宏观注够水, 微观注好水, 精细分层认识, 注重方案研究的精细性、及时性、可预见性。
3.3 合理优化措施结构, 提高措施增产效果
以压裂、酸化为主要产量增长点, 加强调剖、堵水措施综合调整注采结构, 扩大低成本物理法增油项目。确保措施增油目标的实现并有效改善开发形势。
3.4 加强油藏研究评价, 确保产能高质高效
以新木采油厂阶段稳产为目标, 规划每年产能建设工作, 加强厂院结合, 超前做好产能建设井位准备工作:老区以完善井网为原则加强剩余油挖掘, 重点部署高效聪明井, 提高采收率;未完全动用重点区块加快试验项目的攻关与评价, 形成有序可动用区块;加强外甩区块的早期介入。
摘要：新木油田属于复杂多断块油藏, 各区块的油藏特征和开发特点差别较大, 部分区块井网适应性差, 剩余油高度分散, 无效水循环现象严重, 欠注水井逐年增加, 木南区域井网完善程度低, 注采关系认识程度低。为了解决上述矛盾, 实现中长期稳产目标, 通过开展油藏研究、有效注水和精细区块管理等几项工作, 近两年油田开发水平明显提高。
高含水率断块油田 篇8
辽河油田茨榆坨采油厂1983年建厂以来一直处于较高产量的油田,从开始的自喷井采油到后期的机械采油、注水驱油经历了高产低含水到低产高含水的转变。含水达到了90%以上,原油与水经过从地下到地面的开采过程,已经严重的乳化,原油脱水处理难度很大原油老化严重,同时也造成了成本的成倍增长。
1 高含水原油及乳化液的产生及破乳
1.1 高含水原油的产生
在油田开采初期,原油中的水较低且主要以W/O型乳状液存在,随着油田的进一步开采,地层能量已经耗尽只能以水驱或其它驱油方式开采,而茨榆坨油田主要采用的是水驱方式。
1.2 乳化液的产生
高含水原油开采过程中经过注剂和采出地面以后运输过程中的剧烈切割和搅拌,油井采出液也由原来的以(W/0)型乳状液为主变为以水包油(O/W)型乳状液为主。
1.3 破乳方法
我们主要讨论W/O型乳状液的破乳方法及破乳剂,也适当介绍O/W型乳状液破乳问题。破乳过程通常分为三步:凝聚(Coagulation),聚结(Coalescene)和沉降(Sedimentation)。这个过程是水不断增加体积,从原油中分离。在第一步凝聚,分散液珠被聚集成团簇。这些珠子通常是可逆的,如果密度足够大的,那么这个过程可以使分层加速。如果乳液是足够强的,它的粘度会显著增加。第二步聚结,形成一个大的大珠。这个过程是不可逆的,从而导致减少的液滴的数目,和最后的油乳液的破坏。聚结是脱水过程的关键。在由凝聚所产生的聚集体中,乳状液的液珠之间可以有相当的距离,研究人员根据聚结速度得出结论:即使在浓乳状液中,其液珠被100?或更大厚度的连续膜所隔开,液膜的厚度仍取决于水相的组分,而不取决于水量。
2 高含水原油的脱水方法
2.1 沉降分离脱水
沉淀分离是乳状液脱水过程中最基本的。沉淀分离的基础是,原油与水不混溶,密度不同,有时乳液也不稳定,经过电、化学处理的。沉降速度与水珠面积的大小及原油密度成正比,与原油粘度成反比。为了提高分离速度,我们采用了一些方法和措施。(1)增加水珠直径:添加能降低乳液的稳定性的化学破乳剂,W/O乳状液采用高压电场处理,磁振荡破乳,用乳化固体材料表面润湿使水珠聚结。(2)增加油和水的密度差法,轻油掺入原油,降低油密度,利用适当的温度,使油水密度反向变化。在油气分离中利用压力变小办法使原油膨胀密度下降,增加水密度。(3)降低原油粘度的方法是稀释原油,利用热度降低原油的粘度。(4)用离心机提高油水分离速度。
2.2 电脱水法
在电场作用下利用油绝缘体的物理性质,将W/O型粗乳液变形,聚结水滴分离。在交流电场中,乳液液滴振荡的偶极聚结。在直流电场中,电泳聚结发挥主导作用。交直流电场中,两种现象都存在。脉冲电源是电极的不连续传输,除了促进振荡聚结和偶极聚结功能外,还是为了平稳运行和节能,以避免电流大幅增加。
2.3 润湿聚结脱水
润湿聚结是在床上脱水和脱水的基础上发展而来的,它是一种化学沉淀脱水的方法,即在加热时,在输入乳化液的同时,从强亲水性的材料中使乳液(如脱脂木材、陶瓷、特制金属环、玻璃球等)的缝隙间流过。当乳状液中液滴和强亲水性物质的运动时,液滴容易被润湿和吸附在这些物质的表面,形成由聚集的液滴,最后沉淀。目前辽河油田使用此法将原油含水从25%降为12%同样道理,当采用亲油憎水型固体材料处理O/W型乳状液时,水中的油珠也会通过固体材料表面合并入油膜,使油膜增厚,向上漂浮,成乳滴,脱落,成为大滴,达到油水分离的目的。
2.4 化学破乳法
是一种常用的化学破乳法对原油乳状液破乳。它被添加到原油乳状液的化学添加剂,其乳化破坏,使油,水分离成层。这种类型的化学添加剂,称为破乳剂,一般是一种表面活性剂或超高分子量的表面活性剂含有2亲结构。原油脱水过程主要采用电化学方法和热化学方法。
2.5 新型脱水方法
2.5.1 高频脉冲电脱水
高频脉冲电脱水是由一个高频率的脉冲信号叠加常规电源输出波形。它可以使原油乳状液的水粒子吸收足够的能量,使水粒子的振动幅度增大,增加碰撞几率,从而达到提高脱水效率的目的。
2.5.2 微波脱水
现阶段,国内许多研究院所做了许多微波原油脱水技术的实验室研究,但由于微波功率源的制约,微波脱水技术在工程化应用方面一直没有得到明显进展。
2.5.3 超声波脱水
经过显微跟踪分析,油中水粒子的粒径明显变大,直观上证明了超声波有利于原油的脱水;比较了超声波电脱盐联合脱水和单一电脱盐脱水的效果。
2.5.4 生物脱水
生物油脱水是一个细菌细胞体起主导作用,其表面活性是一个关键指标。由于细胞表面活性,原油乳状液可以是不连续的润湿性,并且不完全润湿,细菌细胞将最终在连续相和非连续相界面占据一个平衡位置,一半以上侵入非连续相中。非连续相两个单位只要在同一细胞表面接触、润湿和扩散,达到平衡将聚集在单位表面爆炸凝结。由于细胞体积大于聚合物乳化剂,其相对较高的表面活性,液滴可以快速润湿,扩散。此外,椭球体有利于细胞生物破乳。
3 结语
在油田开采后期都会不可避免的遇到原油老化严重、脱水难、脱水成本高等问题,面对这些问题在解决的过程中,只要将各种传统和新的工艺有机的结合在一起,科学利用传统脱水方法的同时大力推广脱水新工艺就会达到低耗、优质的脱水效果。
摘要：辽河油田稠油开采的末期,原油含水达到90%以上,原油处理成本较高且处理难度大,在处理高含水原油过程中必须将多种处理方法结合起来应用,同时采用新技术力求达到最节能脱水效果。
关键词：高含水原油,乳化液,脱水新工艺,节能
参考文献
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