含水稠油（精选5篇）
含水稠油 篇1
原油地面集输过程是油田生产中的重要环节。稠油由于自身存在黏度大、凝点高的特点。因此需要加热集输,每年用于地面集输的能源占开采能源的1/10。通常采用的加热方式为井口燃气加热炉或电加热等方式。这几种常规的加热方式对原油是由外到内的传热过程,而稠油由于导热性较差,常规方法加热稠油存在加热速度慢、加热效率低、原油的降黏效果差等缺点,大大浪费了能源[1]。
微波加热技术是在微波理论、微波技术和微波电子管成就上建立起的一门应用技术。微波热则是通过微波能量与被加热介质的相互作用而达到表里一致被加热的[2]。因微波作用是介质内外部同时吸收微波能量,可快速地将热量传递给原油介质,这种加热不同于一般的外部热源由表及里的传导式加热,这对于导热性较差的材料加热,其优势明显。
1 微波加热原理
微波是频率大约在300 MHz～300 GHz、波长在1 m～1 mm范围内的电磁波。微波能对稠油作用时会产生两种效应:热效应和非热效应[3]。
微波的热效应是将微波能转换成物质内能的过程[4]。由于微波会对介电材料产生电子或原子极化、界面及偶极转向极化,内部介质的极化产生的极化强度矢量落后于电场一个角度,从而产生一个与电场同相的电流,构成了材料内部的功率耗散,引起物体内部分子的激烈振动摩擦生热而迅速升温,也即微波加热是因介质损耗转变成热能的。伴随着电磁波向材料内部的穿透,有一个电磁能自动向内部的传递过程,材料吸收微波能量是内外部与表面同时进行的,因此,可以称微波加热是一种体加热。
而非热效应是在微波作用下,反应体系在低温状态下的产率或反应速度等同或优于常规加热状态。稠油是准塑性流型的流体,在微波作用下会发生非热效应化学裂解反应。原因是微波对稠油辐射后,在一定的条件下,能引起微波某种化学意义上的变化,高频微波给极性胶质沥青质分子提供了一个额外的转动矩,使其作旋转运动,且微波的频率接近分子的转动频率,使处于微波场中的烃类大分子发生共振产生剪应力,该剪应力会使发生分子键断裂,使大分子烃链断裂成小分子烃链,引起化学分子结构的变化,从而使得稠油中胶质沥青质含量减小,降低稠油黏度,改善了稠油流动性[5]。
2 实验装置建立
考虑到辽河油田稠油介质的特性及现场稠油集输管线运行的实际工况,建立了地面含水稠油微波加热集输实验装置。微波加热器与循环管线上的连接示意图如图1所示,含水稠油通过油泵实现流动,稠油经管线流经取样口1进入微波加热器的加热腔,在加热腔被加热后流经取样口2,与主管线其它部分的含水原油汇合。
微波发生器由矩形波导连接,经过定向耦合器、滤波器、调配器将微波能输送到加热腔。
加热腔是一个按要求设计的腔体,是完成微波能量与介质相互作用的器件,也是加热体系中的关键部件。加热腔一般采用矩形波导式谐振腔,主要的设计参数是谐振波长(λ0)和品质因数(Q0),当谐振波长一定时,波导式谐振腔尺寸应满足:
式中:a、b、c—分别为谐振腔的长、宽、高;
m、n、p—对应于a,b,c的半波长变数;
f、E—加热频率及电场强度;
εr—介质的介电常数;
tanθ—介质损耗正切值。
谐振腔的品质因数Q0用来表述腔体的加工质量与损耗情况,Q0值越高,加热腔的效率越高。可以用下式来定义:
式(3)中:δ—谐振腔内壁的集肤效应系数。
根据微波各器件对微波的适配性,按上述各式的要求原则,设计一套微波实验系统,微波谐振腔采用集肤效应系数很低的紫铜制作,设计的加热腔,其内腔长、宽、高分别采用32 cm、30 cm、19 cm标准,微波功率在0.5～2.7 kW区间可调。
3 微波降黏集输实验研究
3.1 不同功率下微波加热稠油实验研究
实验中,微波的加热频率为2 450 MHz,选择4种不同微波加热功率,在流量为0.15 m3/h,含水46%的情况下,在取样口进行取样测试温度及加热时间等参数,实验结果见表1。
从实验结果可以看出,在加热时间仅为30 s,加热功率为2.5 kW时,含水稠油温升达到14.4 ℃,微波加热含水稠油取得了很好的效果,与常规的电加热方式相比,其速度是无法比拟的。由公式可知
式(3)中: η—加热效率/%;
C油,C水—分别为油、水的比热/[kJ·(kg·℃)-1];
m油,m水—分别为油、水的质量流量/(kg·s-1);
ΔT—为温升变化量/℃;
t—加热时间/s;
P—微波的加热功率,kW。
通过计算可知,微波的加热效率高达87%,大大提高了热能的利用率,从而降低了生产运行成本。
3.2 微波加热稠油降黏实验研究
实验过程中,微波的作用功率设定0.5 kW,利用RV—20旋转黏度计测试了脱水脱气原油在不同作用时间下的降黏效果,微波作用时间为0.5 min和1 min的降黏效果见图2。
实验结果表明,脱水原油经微波作用后实现了快速降黏的目的,降黏效果体现在作用时间上,作用的时间越长,降黏的效果越明显,微波作用1 min后降黏率达到了30%左右。另外,微波对原油的降黏效果还体现在温度上,温度较低时,经微波作用的原油降黏效果显著。因此,微波能改善原油的低温流动性[6]。
3.3 不同原油含水率微波破乳脱水实验研究
在微波功率为2.5 kW的作用下,对微波作用前后的脱水效果进行了实验研究,实验结果见表2。
实验结果表明,对于相对含水率较低的乳化液,采用长时间、小功率的作用方式比短时间的大功率作用脱水效果要好,这可为微波脱水的作用方式选择提供依据;在相同功率和作用时间下,原始含水率越高,微波脱水率越高效果越明显。
4 结论
研究了微波对含水稠油的作用机理,建立了地面稠油管线微波加热降黏集输装置,并利用该装置进行了实验研究,实验研究的结果表明:
(1)微波加热含水稠油的效果好,效率高,是常规的加热方法无法比拟的,节能效果明显,大大节省了运行成本。
(2)利用微波辐射对高凝、高黏原油进行作用可以达到快速降凝、降黏的目的,而且黏度和凝点在低温下不反弹。
(3)实验结果表明微波辐射含水稠油可起到破乳脱水的作用,而且对高含水稠油的脱水效果明显,可减少联合站的后续处理工艺,从而达到间接节能的目的。
因此,利用微波辐射实现地面含水稠油的高效、低成本输送是可行的。
参考文献
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[3]王颖,魏爱军,蒋华义,等.微波加热含水稠油的实验和模拟研究.微波学报,2003;19(3):87—91
[4]金钦汉.微波化学.北京:科学出版社,1999
[5]刘慧玲.微波脱水技术研究.油田地面工程,1992;11(4):22—25
[6]赵安康.微波辐射在油水乳化液分离中的应用.上海科技大学学报,1993;16(4):396—401
含水稠油 篇2
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
[1]乔晶鹏,梁志武,樊文杰,关彬,孙立波.特高含水期油井常温输送新途径[J].石油规划设计,2003.
[2]杨秀莹.浅谈高含水期油气集输处理工艺技术[J].油气田地面工程,2002(02).
含水稠油 篇3
1现阶段海外河油田防砂控水存在的问题
(1) 防砂方面的问题。海外河油田储层成岩作用较差, 胶结强度低, 是导致油田出砂问题的根本性因素。自海外河油田发现出砂问题后, 立即采取了常规化的防砂措施, 但是通过应用效果来看, 都不是很理想。有的技术虽然防砂效果好, 但是前期技术、设备的投入资金较多, 加上油田本身的油藏量减少, 因此成本回收周期长;有的防砂技术虽然成本较低, 对于技术和设备的依赖程度也不强, 但是实际应用过程中很难从根本上防止出砂问题, 治标不治本。例如, 地层深部防砂就是海外河油田在防砂工作中所采用的一种防砂技术。该技术在初期试用时有效解决了海3块和还11块油井的出砂问题, 但是单井投入费用在3~3.5万元之间, 因此很难得到广泛的普及和推广。
(2) 控水方面的问题。油田出砂和突出问题常常是相伴相随的。海外河油田由于储层非均质性, 本身就容易诱发突水现象, 加上油田长期注水, 严重影响了采油质量和采油效率。以油田主力油层为例, 该部分油层的采出程度高, 水驱波及体积减小, 多轮次调堵井数增加, 应用效果变差。传统的控水方法大多采用多轮次调堵法, 虽然能够在一定程度上解决油井突水问题, 但是没有认清问题的根源所在, 也属于指标不治本, 因此不仅没能起到很好的控水效果, 反而加剧了油田储层的外部压力, 很容易引发更大的油田事故。
2海外河油田高含水期开采接替新技术
2.1防砂方面的新技术
(1) 防砂堵水一体化技术。该项技术是一种综合程度较高、应用效果良好的新型技术。它的主要工作流程也相对简单:首先将新型的防砂剂和堵水剂进行化学成分分析, 然后研制出一种化学合成品。其次, 利用该化学合成品将防砂剂和堵水剂有机结合在一起, 使混合剂同时具有防砂和堵水的功能。其中防砂剂中的有效成分主要以硅酸盐、偶联剂、凝结剂以及一些油溶性树脂等, 这些成分被挤入储层之后, 会在化学反应作用下形成一层坚硬的“屏障”, 起到防砂的效果;堵水剂的主要成分有水膨性颗粒、交联剂以及水溶性聚合物等, 它的作用机理与水泥混凝土类似, 在使用过程中逐渐固化, 起到堵水效果。
(2) 新型携砂液体系研制。经过长期研究, 2007年研制了适宜海外河油田不同油藏条件的新型携砂液体系:无机防膨剂携砂液体系和有机防膨剂携砂液体系。并且确定了预防储层冷伤害的条件:携砂液温度要高于油藏温度, 防止破坏油藏的渗流能力;防砂后合理生产压差应小于人工井肇抗压强度的1.6倍。实施l口试验井取得了较好效果, 防砂后连续生产606 d, 累计增油4 019 t, 有效解决了携砂液对储层冷伤害、有效期短的问题, 提高了技术的适用性。
2.2控水技术
多轮次调剖堵水技术研究。聚合物微球以白油作为分散介质配制水溶性高分子微凝胶。小球依靠乳液聚合技术合成, 小球的初始体积较小, 一般情况下能够达到纳米级, 但是在注入油层后, 小球体积随时间增长不断的水化膨胀, 一直膨大到最大体积后, 依靠架桥作用在地层孔喉处进行堵塞。大球依靠分散聚合制成, 具有核壳2层结构, 分别携带不同的电荷。其中外壳带负电荷, 在注入初期与地层的负电荷相排斥, 使微球进入地层深部;内核的水化速度快, 暴露的正电荷增多, 与地层所带的负电荷相吸引, 逐渐在地层内部所带的负电荷相吸引, 逐步堆积成团, 达到封堵目堆积。
3结语
现阶段, 海外河油田的开发已经进入高含水后期, 在面对突水和出砂问题时, 传统的防砂堵水方法应用效果不够理想。在此基础上, 海外河油田积极革新技术, 先后研发了防砂堵水一体化技术、聚合物微球调堵技术以及携砂液配方技术等一系列实用性强、成本相对较低的技术。
通过实际应用和分析表明, 上述几项技术与传统的防砂堵水技术相比, 具有更高的实用性和技术含量, 对于提高整个海外河油田的开采质量与开采效率有很大的帮助。
参考文献
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[2]唐纪云.注水开发稠油油藏氮气泡沫调驱技术[J].石油钻采工艺, 2009, 31 (5) :93~96.
含水稠油 篇4
井楼油田是在泌阳凹陷西斜坡带上发现,并已投入开发近十年的稠油油田,含油层系为下第三系核桃园组核三段。1995年开始采用高温热采吞吐,目前平均单井吞吐7-10个周期。绝大多数井已进入七周期以上的高周期吞吐开采阶段,这种高温蒸汽吞吐势必造成稠油储层的岩性、孔隙度、渗透率和确定含油饱和度的参数(m、n、a、b)发生了改变,这些参数的变化给测井准确确定储层含油饱和度、精确评定油水层的识别带来困难。因此,只有开展稠油高温蒸汽吞吐储层岩电参数的变化规律的研究,测井才能为稠油后期开发,提供更好的技术支撑。
2 油藏地质特征
井楼油田构造面貌由井楼背斜、高庄鼻状构造(亦称高庄区块)和隆起幅度很小的前杜楼鼻状构造组成。以三角洲沉积体系为主,主要含油层系为下第三系核桃园组核三段,分为8个砂层组,除Ⅰ、Ⅶ、Ⅷ砂层组不含油外,其余均含油。其中上寺组底部及核三段Ⅱ~Ⅳ油层组含油性相对较好,Ⅲ、Ⅳ油层组为其主力含油层组。
2.1 岩性、物性特征
井楼油田储层岩性具有岩性粗,以浅灰色砾岩、含砾砂岩、细砂岩、粉砂岩为主。分选差、厚度小、变化大、油藏韵律复杂,层间内非均质严重等特点。岩矿组分中岩屑含量较高,石英含量平均为63.3%;长石含量平均为24.82%,其它矿物含量平均为1.88%。属长石石英砂岩。胶结物以泥质和碳酸盐为主;储集孔隙度变化范围在15~33%之间,峰值在20%左右。渗透率变化范围在300~3741×10-3u m2之间,平均值800×10-3u m2。井楼油田属于高孔、高渗储层。
2.2 流体性质
井楼油田原油密度0.92~0.99g/cm3,70°C时原油粘度507.1~7515.2m Pa.s,胶质+沥青质含量为37.02%,含蜡量8.4%,含硫量0.2-0.26%。氯离子含量平均2323mg/L,总矿化度平均5252mg/L,含有较多的硫酸根离子(36~70mg/L)及碳酸根离子(14~267mg/L)。属重碳酸钠型
3 基础参数解释图版
3.1 孔隙度模型
式中:POR:孔隙度,%。AC:声波时差,us/m。
3.2 渗透率解释图版
式中:Kg:渗透率,um2。ΔGR:自然伽马相对值。GR:目的层自然伽马值,A P I。G R m i n:处理层段内自然伽马最小值。GRmax:处理层段内自然伽马最大值。
3.3 含油饱和度(常温:25℃)
式中:Sw:含水饱和度,小数。SO:含油饱和度,小数。R t:地层电阻率,Ω.m。Rw:地层水电阻率,取值在0.5~0.8Ω.m之间。
3.4 束缚水饱和度(Swi)
4 稠油蒸汽吞吐含水饱和度的确定
阿尔奇方程仅适用于纯地层的情况。它除了受温度、压力的影响外,还受到地层泥质含量、地层润湿性、储层孔隙结构、实验方式及方法等多种因素的影响。本文根据稠油开发方式(高温蒸汽吞吐)及介电测井、碳氧比测井技术,建立了适应稠油开发模式下的含水饱和度模型。
4.1 高温蒸汽吞吐下的阿尔奇方程参数的确定
4.1.1 高温蒸汽吞吐下的岩电实验研究
井楼稠油开发一般用蒸汽开采,蒸汽温度一般在100℃以上、蒸汽到地层后热量被地层吸收、块状的稠油开始降粘,流动、蒸汽的温度开始慢慢的降低、随着时间的推移,变成冷凝水一部分被采出、一部分富存在地层里,蒸汽温度变化大约在100-140℃左右。因此,本次对12块稠油岩心进行模拟蒸汽驱替实验,温度为100℃、120℃、140℃三种,记录了不同温度下驱替过程中的岩电参数(m、a、n、b)。
从井楼稠油油田岩电实验得到的m、n指数值可以看出:在高温下,m值仅增加了2.7%,m值增加的较小,可以不考虑。n值降低了7.2%,降低的幅度较大,因此,稠油蒸汽开发的测井饱和度计算要考虑n值的变化。
温度(100℃),m=3.3 6 5 9,n=1.6773,a=0.2355,b=1.0168
温度(120℃),m=3.4 4 1 9,n=1.6152,a=0.2375,b=1.0117
温度(140℃),m=3.4 5 7 8,n=1.5555,a=0.2386,b=1.0241
4.1.2 高温蒸汽吞吐下的岩电参数确定
根据高温蒸汽吞吐下模拟岩电实验研究表明,稠油蒸汽吞吐开发模式下,高温引起m指数增加的幅度较小,可以不予考虑,但引起n指数降低的幅度较大,需要考虑。因此,需要建立一套高温下的计算n指数的数学模型,从而达到了提高计算稠油高温开发的饱和度精度。
稠油高温开发模式下的n′指数模型:
式中:n′:高温下的岩电参数,n:常温(25℃)下岩电参数,T(℃):蒸汽温度。
4.2 利用介电测井技术计算浅层稠油层含水饱和度
双频介电测井测量47MHZ和200MHZ两种频率下地层的介电常数、电导率和相位移等参数,利用油水二者介电特征的明显差异及介电电导率与侧向电阻率的径向特征区分油、水层。
目前介电测井含水饱和度主要由下述公式进行计算:
式中:C:介电胶结因子,可根据地区情况适当调整,对大多数砂岩储集层,可用c=0.5;p:极化因子,表示水的矿化度对介电测量的影响,当水的矿化度小于等于1000m g/L,p值近于1;Εr:实际测量的地层介电常数;εrma、εrh、εrw:岩石骨架、油气和水的相对介电常数;φ与Sw:地层有效孔隙度和含水饱和度,小数;
上述公式适合于纯砂岩地层,一般稠油层均为砂泥岩地层,可用下列公式进行计算:
式中:Sw:介电测井计算的含水饱和度,Swsh:经过泥质校正后的含水饱和度。
4.3 利用碳氧比测井技术计算浅层稠油层含水饱和度
利用碳氧比计算水淹层的含水饱和度具有较为明显的优势,尤其对于粘度较高的稠油储层,碳氧比测井可以在开采过程中动态监测储层含油饱和度的变化。利用碳氧比计算地层含油饱和度的公式如下所示。
式中:(C/O):测井碳氧比值,(C/O)W:水饱和砂岩地层中的碳氧比值,Δ(C/O):为油饱和砂岩地层碳氧比值与水饱和砂岩地层碳氧比值的差值。
4.4 稠油层多参数定量解释标准
仅根据含水饱和度进行稠油层的定量划分具有一定的局限性,在束缚水饱和度较高的地层,计算的含油饱和度较低,如果只根据含水饱和度判断,就会造成错误的判断,因此在稠油层的定量解释中,有必要使用多参数综合定量分析的标准,进行稠油层的解释。
根据目前稠油层的解释和相关的试油、投产情况相结合,确定稠油层的多参数定量解释标准如下。
油层
Sw≤40%,Sw-Swi≤5%,FW≤10%,RT>100Ω.m,AC≥450us/m,K≥0.1um2
水层:
Sw≥65%,Sw-Swi>20%,FW≥90%,RT≤100Ω.m或AC>450us/m,K≥0.1um2
干层:
Sw≥65%,Sw-Swi>20%,K<0.1u m2,POR<12%。
5 结论
(1)温度对阿尔奇公式的影响主要是通过m、n指数反映出来的。
(2)实验表明:稠油储层温度升高,m指数增大,m值仅增加了2.7%,m值增加的较小,可以不考虑。
(3)实验表明:温度升高,n指数降低,n值降低了7.2%,降低的幅度较大,因此,稠油蒸汽开发的测井饱和度计算要考虑n值的变化。
(4)建立了稠油蒸汽吞吐下n指数随温度变化的数学模型。
(5)介电测井、碳氧比测井饱和度模型是稠油稠油层蒸汽吞吐开采饱和度求取的重要补充。
参考文献
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含水稠油 篇5
关键词：稠油,黏度,温度,含水率,降黏剂
松南新区彰武断陷为东断西超的单断式箕状断陷,平均孔隙度为16.2 %,平均渗透率为23.1×10-3 μm2,属中孔、中-低渗型储层。根据流体物性特征,彰武区块原油含蜡量及黏度均较高,属高含蜡稠油,存在原油流动困难及井筒结蜡隐患,给油井的生产和油品集输带来困难。因此研究原油黏度与温度、含水率的关系,可为稠油的运输和井筒升降黏提供必要的基础数据。选取了该区块比较有代表性的稠油进行了室内实验研究,了解了其黏度随温度、含水率的变化规律。此外,还对该区块的稠油井行了降黏剂的降黏效果实验研究。
1 稠油特性研究
1.1 原油物性
取彰武区块的2井、2—2井的原油作为油样,各油样的原油性质如表1、表2。
1.2 温度对原油黏度的影响
1.2.1 实验前期预处理稠油油样的预处理
为了保证油样测试数据的准确性,需要对从油井取来的含水油样进行脱水预处理。先取适量的油样装入脱水装置中,设定装置的温度为60 ℃预热30 min,然后调整加热温度为80 ℃,待温度上升稳定时,同时按下脱水按钮,脱水2 h之后关掉电源和仪器,分别取出脱出的水和原油。
1.2.2 实验步骤
(1)实验仪器及药品:
BROOKFIELD DV—Ⅱ型黏度计、烘箱、烧杯、彰武2井油样、彰武2—2井油样等。
(2)实验方法:
取适量于处理过的脱气脱水原油放入大小适当的磨口玻璃瓶中,然后将磨口瓶放入设定温度为50 ℃的烘箱中加热2 h,使得瓶内的原油达到比较均匀的状态,选取合适的转子在相同温度的水浴锅中预热10 min,然后将原油装入DV—Ⅱ型黏度计的测量筒内,测量黏度。
1.2.3 实验结果与讨论
实验测定了不同温度下稠油的黏度,将测得的结果绘制成表格及曲线如表3、图1、图2。
由图1、图2可以看出两条黏度曲线随着温度的升高都存在一个拐点(50 ℃点),在温度低于50 ℃时,原油的黏度对温度比较敏感;随着温度的升高,原油的黏度急剧下降,在温度大于50 ℃以后,随温度的升高原油的黏度的变化比较平缓。
这是因为温度的升高破坏了原油中胶质、沥青质形成的网络结构所造成的屈服应力,同时分子热运动的加剧,在宏观上就表现为随温度升高原油黏度降低[1]。此外,温度升高使得蜡的溶解性增强,沥青质堆叠体的分散度增加,尺寸减小并且吸附在沥青质表面的胶质量减少[2],这些也都表现为原油黏度有所下降。
1.3 含水率对原油黏度的影响
1.3.1 实验前期预处理
实验过程中所用的油样和水样分别是稠油脱水过程中脱离出来的对应的油和水。在温度为50 ℃,搅拌速度1 000 r/min条件下,连续搅拌10 min,就可以制得不同含水率的稠油油样。
1.3.2 实验仪器及方法
(1)实验仪器及药品。
BROOKFIELD DV—Ⅱ型黏度计、烘箱、烧杯、电子天平、注射器、彰武2井脱水稠油、彰武2—2井脱水稠油等。
(2)试验方法。
取50 g脱水原油及相应的水样若干置于烘箱中在50 ℃条件下加热1 h,然后分别加入不同量的水样搅拌,制得不同含水率的原油,分别测定其黏度。
1.3.3 实验结果及讨论
根据测得的数据,分别绘制出不同油样在不同温度下的黏度-含水率关系曲线,见图3和图4。
由图3和图4可知,上述两油样都存在一个使得原油黏度发生反转的转相点[3] ,在转相点之前,原油的黏度随含水率的升高而增大;在转相点之后,原油黏度随含水率的升高而降低;在转相点处黏度达到最大值。一般来说转相点的含水率为40%—60%,上述两油样的转相点在含水率为50%左右。因为不同的稠油性质不同,转相点的具体含水率值不同。
稠油中的胶质、沥青质等都是天然的油包水型乳化剂,且影响含水稠油黏度的主要因素为外相的黏度。当含水较低时,油和水一般形成以油为外相、水为内相的油包水混合液,此时混合液的物性以油的性质为主,黏度与脱水稠油相差不大;当含水率增加到一定值时,水与油的作用彼此相当,油水充分作用使得两相界面的作用力增强,又由于两相物性的差异使含水稠油流动时所受的剪切力迅速增大[3],黏度也相应地迅速增加;随着含水率的进一步增加,混合液中出现游离水,此时油为内相,水为外相,所以原油黏度又有较大的下落。
2 降黏剂的优选评价
2.1 降黏机理
不同种类的降黏剂降粘机理不尽相同,水溶性降黏剂的降粘机理通常归结为三种:乳化降黏、破乳降黏以及吸附降黏,这三种降黏机理往往同时存在,但是表面活性剂不同和条件不同时,起主导作用的降黏机理可能不同[4]。油溶性降黏剂的降黏机理主要是借助降黏剂分子较强的形成氢键能力和渗透、分散作用进入胶质和沥青质片状分子之间,拆散大分子结构形成有降黏剂分子参与的松散聚集体[5]。
2.2 实验药品、仪器及方法
2.2.1 实验药品及仪器
彰武2—2井稠油、11种降粘剂、蒸馏水、BROOKFIELD DV—Ⅱ型旋转黏度计、电子天平、烘箱、注射器、烧杯、玻璃棒等。
2.2.2 实验方法
(1)油溶性降黏剂筛选方法
取50 g稠油置于烧杯中用保鲜膜封口,然后放于烘箱中,在50 ℃条件下预热1 h,取适量油溶性降黏剂在相同温度下预热0.5 h,将油样及降黏剂取出后,将油溶性降黏剂以合适的浓度(1%)直接加入原油中,搅拌均匀后测其黏度随温度的变化规律。
(2)水溶性降黏剂筛选方法
取50 g稠油置于烧杯中用保鲜膜封口,然后放于烘箱中在50 ℃预热1 h,取适量降黏剂水溶性降黏剂配成合适浓度(1%)的水溶液在相同温度下预热,将油样及降黏剂水溶液取出后,水溶性降黏剂水溶液与原油以7∶3的比例混合,搅拌均匀后测其黏度随温度的变化规律。
2.3 实验结果及讨论
2.3.1 油溶性降黏剂的实验结果
从图5、图6可以看出含有降黏剂1#、2#、3#、4#及DYR降黏剂的稠油的黏度有所下降,但是降黏率不高,降黏效果不明显。除1#降黏剂之外,各降黏剂的降黏率变化规律一致,降黏率随温度的升高先上升后下降,在50 ℃时降黏率最高,但是降黏效果不好。因此,上述油溶性降黏剂降黏效果不好的原因可能是油溶性降黏剂的作用主要是针对原油中的蜡和胶质沥青质,增加蜡在原油中的溶解能力,拆分大分子的沥青质,从而使原油黏度降低,但是该油样本身的蜡含量不是很高,并且沥青质的含量又很少,所以降黏效果不好。
2.3.2 水溶性降黏剂的实验结果
由图7、图8可知,各种水溶性降黏剂的降黏效果均比油溶性降黏剂的效果要好,HEOR—5的降黏幅度最大,在50 ℃时的降黏率最高为90%;其次是HEOR—3降黏率在50 ℃时为65%。其余的降黏剂降黏率较低,降黏效果不好的原因可能是降黏剂水溶液加入原油之后,原油未能彻底乳化,乳状液不稳定,甚至不能形成水包油乳状液。
3 结论
(1)彰武稠油的黏度对温度比较敏感,尤其是在温度较低时,随着温的升高原油黏度急剧降低,对于某些由于温度较低而导致产液不理想的井可以考虑提高地层或者井筒的温度来降低稠油的黏度,从而增加产量。
(2)由于不同的稠油性质不同,所以使得含水稠油的黏度发生反转的转相点的含水率值也不尽相同;在转相点处原油的黏度达到最大值,流动阻力也相对最高,在生产过程中最好能避免这一现象的发生。
(3)稠油降黏剂的针对性很强,针对该区块的油样,水溶性降黏剂的效果比油溶性降黏剂的效果好,当油溶性降黏剂与原油中胶质和沥青质充分作用时,才能有明显的效果。
参考文献
[1]佟曼丽,陈大钧,姚晓.油田化学.东营:石油大学出版社,1996:241—248
[2]赵福麟.油田化学.东营:石油大学出版社,2000:255
[3]李晓平,王利敏,涂爱勇,等.特超稠油黏度与温度、含水率关系的研究.石化技术,2008;15(4):2,3
[4]尉小明,郑猛,白永林.稠油掺表面活性剂水溶液降黏机理研究.特种油气藏,2004;11(4):92—94