摘要：针对渤海特稠油的原油黏度大、油品密度高,油水分离十分困难的特点,研制了绝缘电极并开展了室内自然沉降和静电聚结脱水实验。实验结果表明,所研制的绝缘电极可以适应高含水特稠油脱水工况,对于初始含水70%~90%的乳化液,处理温度110℃,在适当的电场强度和药剂浓度作用下,沉降时间40 min,脱后含水可以低于30%;对于初始含水30%~60%的乳化液,处理温度130℃,在适当的电场强度和药剂浓度作用下,沉降时间40 min,脱后含水可以低于30%,满足相关规范中对进入常规电脱水器进一步处理的要求。通过与自然沉降脱水实验进行对比,静电聚结脱水技术能够较大幅度地提高特稠油脱水效率,大幅降低海上特稠油脱水设备的尺寸和质量。本文实验结果对海上特稠油静电聚结脱水处理工艺设计具有一定指导意义。

摘要：针对前风城油田原油运输存在的主要问题,利用仿模拟软件(Stoner Pipeline Simulator)SPS建立模型,对风城油田稠油管道进行多方案的水力、热力计算。根据计算结果,利用灰色优选评价法,对方案进行优选。结果表明,25km等间距布站出站温度100℃,设计压力6.4MPa,管道采用323.9mm×7.1mm/L415是最优的。

摘要：渤海L16油田具有埋藏深、特稠油、强底水的特点,常规水驱难以取得较好的开发效果。通过测试资料分析、相似油藏类比、数值模拟等多种途径的研究,认为该油藏具备SAGD开发的可行性。在此基础上,针对渤海L16油田的油藏特点,运用油藏数值模拟方法深入研究了其SAGD开发的合理油藏压力、油井(水平井)避水高度,以及注采参数。研究认为,L16油田实施SAGD开发应首先将油藏压力降低至8 MPa左右;水平生产井的避水高度为10m;最佳注汽速度为350m^3/d;注入蒸汽干度不低于80%;生产井配产525m^3/d。根据优化的SAGD合理参数,预测了渤海L16油田进行SAGD开发10年的效果,累注汽788×10~4 m^3,累产液1042×10~4 m^3,累产油180×10~4 m^3,累积油汽比0.23m^3/m^3,阶段采出程度17.1%。

摘要：针对鲁克沁稠油油藏埋藏深度大、油层温度及原油粘度高、非均质性严重等特征,筛选出了适合于鲁克沁稠油空气泡沫驱的起泡剂体系。通过配伍性和气泡体系评选实验,确定了最佳起泡体系为0.6%质量分数的起泡剂ZFC+1 500 mg/L的稳泡剂ZSX。泡沫稳定性实验结果表明,该起泡体系具有较好的抗温、耐盐、抗油及抗老化性能;泡沫体系动态封堵实验表明,气液比为1∶1时,该起泡体系泡沫的阻力因子达108.4,随渗透率的增大,泡沫阻力因子增加;泡沫驱油试验表明,该泡沫体系可以显著提高低渗层动用程度,低渗管采出程度增加了16.37%。

摘要：通过对单家寺油田单2块沙一段特稠油油藏特征的系统研究,探讨了分支水平井开发特稠油油藏边际储量的巨大优势。分支水平井具有泄油面积大、单井产量高、节约钻井费用等特点,可实现特稠油边际储量的有效动用。以单家寺油田单2块沙一段为例,从分支水平井部署的位置优选、分支水平井参数优化及轨迹设计与优化等方面描述了水平分支井的地质设计技术,并提出在分支水平井钻进过程中进行实时跟踪分析,以确保分支水平井的顺利完钻,从而达到高效开发特稠油边际储量的目的。

摘要：孤岛油田的常规厚油层水平井、稠油热采水平井及侧钻水平井技术在“十五”以来已经有了快速的应用发展,稠油已经形成了一套较为完善的筛选、优化设计、钻井跟踪、防砂射孔、效果跟踪等水平井应用体系,成为在特高含水期非均质稠油油藏增产稳产的重要手段之一。中区Ng63特稠油分布在孤岛油田披覆背斜构造北翼,地质储量211×104吨,为油水过渡带特稠油,由于原油粘度大、油水关系复杂,直井开发投产后高含水,采出程度较低6.9%,且井网不完善,具有挖潜潜力。本文在精细地质研究的基础上,搞清油水分布控制因素,推广应用成熟的水平井配套技术,开展底水特稠油韵律层水平井挖潜高效调整,为孤岛油田稠油产量接替及稳产提供技术支撑。

摘要：以渤海某特稠油油田输送管道工艺设计为研究对象,在分析稠油管道降黏管输技术的基础上,对加热管输方案及掺水管输方案进行优选。利用PIPEFLO多相流模拟软件对掺水管输方案工艺指标进行优化设计,推荐掺水管输的技术指标及外输方案。

摘要：草20块是一个具有边水的构造岩性特稠油油藏,针对西部未动用区油层薄6～8m,受边水及东部高含水带影响大的特点,采用了水平井代替直井进行热采开发,并对水平井热采参数进行了优化设计。现场实施后,单井日产油峰值达到40t,平均单井年产油量在5000t以上,取得了较好的开发效果,为同类油藏的开发提供了指导和借鉴。

摘要：风城油田稠油注蒸汽开采产生大量的高温采出水,为满足油田可持续发展和环保节能的要求,需配套建设特稠油采出水处理站,处理规模为20 000 m^3/d。特稠油采出水具有油水密度差小、水温高、黏度高、胶质含量高、乳化程度高等特点,处理难度大。针对采出水物性,处理系统采用重力除油+旋流反应+混凝沉降+压力过滤工艺流程,处理后净化水含油质量浓度≤2 mg/L、悬浮物质量浓度≤2 mg/L,净化水合格率100%,净化水回用率100%,年均节约清水547.5×10~4m^3,节省费用1 231.85万元。利用特稠油采出水的高温热能年均节约天然气2 737.5×10~4m^3(标况)。该处理系统通过现场实际应用,效果良好,既实现了资源的循环利用,降低生产成本,又可减少环境污染,具有显著的经济效益和环境效益。

摘要：以河南井楼油田某试验井区为例,通过实际生产资料分析及油藏数值模拟,研究了井楼油田LZ27井区蒸汽吞吐转蒸汽驱条件及转驱方案。研究表明,试验区吞吐后转蒸汽驱最佳井网为目前井距、反九点井网,合理转驱时机为吞吐5个周期后转驱。通过蒸汽吞吐转蒸汽驱方案优化设计,优选出最佳方案为试验区部分井继续吞吐5个周期后再转入汽驱,发生汽窜后对注汽井采用间歇汽驱方式。后期现场试验取得了较好效果,对整个井楼油田蒸汽吞吐转驱上产及相似油田改善热采效果具有重要的借鉴和指导意义。