针对中原油田濮深18块稠油油藏特点和稠油性质,进行了稠油掺稀降黏规律和流变性室内实验研究。采用4种类型稀油对PS18-1井超稠油进行定温条件下不同掺稀比的稠油降黏实验,并将实验测得的稠油掺稀黏度数据进行拟合后得到模型参数。实验...针对中原油田濮深18块稠油油藏特点和稠油性质,进行了稠油掺稀降黏规律和流变性室内实验研究。采用4种类型稀油对PS18-1井超稠油进行定温条件下不同掺稀比的稠油降黏实验,并将实验测得的稠油掺稀黏度数据进行拟合后得到模型参数。实验结果表明:对于PS18-1超稠油,在同等条件下4种稀油中文一联稀油掺稀降黏的效果最佳;掺入的稀油量越大,混合油黏度越低,降黏效果越好;井口温度越高,需要掺入的稀油量越小。在无外加降黏剂或互溶剂时掺稀比1∶1.5时就无法实现稠稀互混。用文一联稀油对PS18-1超稠油在130℃条件下互混,掺稀比在1∶1.8以下时基本可实现完全互混,但温度下降后仍有少许块状物析出。当井口温度为40℃时,PS18-1超稠油与文一联稀油按掺稀比1∶2混合时,井口混合油黏度为249 m Pa·s,能满足生产要求。当井口温度为60℃时,PS18-1超稠油与文一联稀油按掺稀比1∶1.8混合,井口混合油黏度为356 m Pa·s,也能满足生产要求。此外,模型计算值与实验值吻合较好,具有较高的计算精度。展开更多
针对超高含硫气田碱性采出水的特性和处理应达到的要求,对水质改性、氮气气浮、H2O2预氧化、沉淀复合除硫加絮凝净化处理工艺技术进行了研究。结果表明：当盐酸投加量为2.0~2.5 m L/L,p H控制6.0~6.5,溶气比控制为20∶1,气浮初级除硫可...针对超高含硫气田碱性采出水的特性和处理应达到的要求,对水质改性、氮气气浮、H2O2预氧化、沉淀复合除硫加絮凝净化处理工艺技术进行了研究。结果表明：当盐酸投加量为2.0~2.5 m L/L,p H控制6.0~6.5,溶气比控制为20∶1,气浮初级除硫可将硫离子质量浓度由2 500 mg/L降至400 mg/L,后续H2O2投加量2.5~3.0 m L/L,最佳反应时间15 min,20%沉淀除硫剂ZS-1投加量为2.0 m L/L,20%絮凝剂L-12、0.1%PAM投加量均为1.0 m L/L时,处理水质可达到回注设计要求。展开更多
文摘针对中原油田濮深18块稠油油藏特点和稠油性质,进行了稠油掺稀降黏规律和流变性室内实验研究。采用4种类型稀油对PS18-1井超稠油进行定温条件下不同掺稀比的稠油降黏实验,并将实验测得的稠油掺稀黏度数据进行拟合后得到模型参数。实验结果表明:对于PS18-1超稠油,在同等条件下4种稀油中文一联稀油掺稀降黏的效果最佳;掺入的稀油量越大,混合油黏度越低,降黏效果越好;井口温度越高,需要掺入的稀油量越小。在无外加降黏剂或互溶剂时掺稀比1∶1.5时就无法实现稠稀互混。用文一联稀油对PS18-1超稠油在130℃条件下互混,掺稀比在1∶1.8以下时基本可实现完全互混,但温度下降后仍有少许块状物析出。当井口温度为40℃时,PS18-1超稠油与文一联稀油按掺稀比1∶2混合时,井口混合油黏度为249 m Pa·s,能满足生产要求。当井口温度为60℃时,PS18-1超稠油与文一联稀油按掺稀比1∶1.8混合,井口混合油黏度为356 m Pa·s,也能满足生产要求。此外,模型计算值与实验值吻合较好,具有较高的计算精度。
文摘针对超高含硫气田碱性采出水的特性和处理应达到的要求,对水质改性、氮气气浮、H2O2预氧化、沉淀复合除硫加絮凝净化处理工艺技术进行了研究。结果表明：当盐酸投加量为2.0~2.5 m L/L,p H控制6.0~6.5,溶气比控制为20∶1,气浮初级除硫可将硫离子质量浓度由2 500 mg/L降至400 mg/L,后续H2O2投加量2.5~3.0 m L/L,最佳反应时间15 min,20%沉淀除硫剂ZS-1投加量为2.0 m L/L,20%絮凝剂L-12、0.1%PAM投加量均为1.0 m L/L时,处理水质可达到回注设计要求。
