一、稠油乳化降粘工艺技术问题浅析(论文文献综述)
邱宇星[1](2020)在《可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究》文中进行了进一步梳理我国油气资源非常丰富,其中稠油资源在石油资源中的占比超过20%,对于储层非均质性严重,埋藏较深的稠油油藏,水驱开发较难见效,不能得到理想的采收率,以研究区为例,1997年5月开始注水开发,截止到2012年4月,已开发15年,含水率高达85%,目前采出程度仅6.18%,采出程度低,泡沫驱作为一种先进的提高油田采收率的技术,其在地层中优良的封堵性能及对流体的选择性,具备很大的发展前途。而针对研究区原油具有高粘度的特点,在泡沫驱提高波及效率的基础上,通过泡沫降低原油粘度从而调整流度比进一步提高驱油效率,进而提高最终采收率,这对稠油开发能起到关键性作用,因此进行可降粘的泡沫驱油体系研究十分必要。本文首先通过泡沫降粘实验确定了有效浓度为0.1%,温度70℃以上泡沫体系能达到最优降粘效果。然后采用搅动法,在研究区油层条件下,对多类起泡剂开展了筛选和评价,得到了发泡性能较好,稳定性较强的KX-048起泡剂,进而对该起泡剂进行适应性分析,结果证实了随矿化度的增加,起泡剂性能下降;原油存在消泡的作用,含油量上升将会降低泡沫的封堵能力,但当含油量为10%时,泡沫仍然能满足泡沫驱的性能要求。泡沫的压力测试表明,压力越高,其发泡能力和稳定性越强。泡沫的封堵能力测试表明,当有效浓度达到0.1%时,泡沫的阻力因子达到峰值58.9;当气液比为1.0:1.0,泡沫具有理想的封堵效果,当渗透率高于485×10-3μm2时,泡沫的阻力因子将趋于稳定,为65左右,泡沫体系具有较强的封堵性能。最后进行泡沫流度改善实验研究和提高采收率效果评价,KX-048起泡剂通过降低原油粘度明显降低水油流度比,降幅达70%以上,同时增强泡沫油流度比,控制驱油体系的平面推进,防止窜流和指进现象。对比KX-048与XHY-4,KX-048起泡剂对流度有更好的控制效果,见气时间更晚,综合含水率可降为68.32%,比XHY-4起泡剂降低了6.46%,XHY-4提高采收率为11.57%,KX-048提高采收率为19.96%,表明降低稠油粘度后,泡沫驱提高采收率更为明显。
李灏男[2](2020)在《稠油乳化功能菌提高采收率技术研究》文中研究说明微生物采油技术是随着三次采油的发展而兴起的技术。微生物菌种在地层中生长代谢,改善地层环境和油藏物性,降低稠油粘度,增加流动性,提高原油采收率。本研究旨在筛选得到具有乳化降粘效果的采油功能菌,研究其环境适应性特征,优化培养条件,考察其对原油的代谢特征,并在新疆克拉玛依进行微生物单井吞吐现场试验,以确定其增油增产效果。本研究确定了新疆克拉玛依油田二东区块某50℃粘度为10000 m Pa·s的稠油的物性,并以此为基础从中富集分离出一株采油功能菌,命名为LD。LD菌分子生物学鉴定结果为铜绿假单胞菌属。通过对其环境适应性评价确定最适生长p H值为7,最适温度为40℃,可耐受12000 mg/L的矿化度。用p H值为7,温度为40℃,摇床转速为150 r的摇瓶实验考察其乳化效果,48 h稠油粘度可降低90%以上,培养液的表面张力最低降低至30 m N/m左右,LD菌菌浓达到了1.3 Abs以上。在培养基优化实验中,以鼠李糖脂含量和菌浓作为考察指标,确定了其培养基碳源为葵花仁油、氮源为硝酸钠。在最优营养条件下摇瓶培养48 h后,LD菌的鼠李糖脂产量达到了0.47 g/L,菌浓达到了2.81 Abs。本研究以克拉玛依二东区十口生产油井的油样作为研究对象,考察LD菌的原油代谢特征。以乳化效果最明显的374和J-11油井的油样进行四组分和GC-MS分析,确定LD菌在乳化降粘过程中能够降解一部分n C22至n C35之间的正构烷烃,将其分解为分子量较小的烷烃,之后再加以利用,从而引起气相色谱图中n C16至n C22之间正构烷烃相对丰度升高。注入LD菌及其营养液,开展的克拉玛依二东区现场试验结果表明,对T20416井、T20557井和T20426井吞吐效果较好,增油效果稳定且可以持续至少3个月。对22-2井有一定增油效果,但相对较低,而T17-3井和T20578井原油产量只维持在一个较低的水平。
申雄[3](2020)在《M7区块致密油藏稠油低成本降粘技术研究》文中指出三塘湖油田M7区块储层物性差,具有中高孔隙度、特低渗透率、高含油饱和度的特征,属于异常低温致密油稠油油藏。由于油藏埋藏深、地层异常低温、稠油粘度大等原因,导致前期开展的多元热流、氮气吞吐、雾化降粘等措施效果较差。乳化降粘技术因降粘效果好、工艺成熟、成本低、适用范围广等优势已经成为高效开发稠油的重要技术之一。本论文研究了乳化降粘技术在M7区块应用的可行性。通过设计正交实验,研制出一种新型复合降粘剂CSY-1,配方为0.5%OP-10,1.8%SDBS,0.1%Tween80,1%NaOH。该型降粘剂通过多种成分的协同效应具有良好的分散和乳化能力。在50℃、油水比7:3条件下将酸值5.8 mg KOH/g、11600m Pa·s的M7区块稠油乳化成O/W型乳状液,降粘率可达99.44%,降粘效果优于油田其他三种常用的降粘剂。进一步研究了温度、油水比、降粘剂浓度、NaOH等因素对降粘效果的影响。结果表明,温度对CSY-1形成的O/W型乳状液的粘度影响不大。当油水比很大时,形成的W/O型乳状液增大了稠油粘度;当油水比达到转相含水率时,乳状液会反相成O/W型乳状液,粘度大大降低;当油水比继续减小时,乳状液的粘度进一步降低。随着降粘剂浓度的增加,降粘率先增大,后续趋于稳定。NaOH因与石油酸发生皂化反应生成表面活性剂,从而能降低稠油粘度。通过在室内开展填砂管化学吞吐模拟实验研究了CSY-1降粘剂化学吞吐开采稠油的效果。结果表明,三个周期化学吞吐的采收率达到33.71%,较注水吞吐提高了24.42%。温度、矿化度和焖井时间等因素都对化学吞吐采油效果有较大的影响。相同条件下,温度越高,注采比越小,产油量越高;矿化度越高,注采比越大,产油量越低;焖井24 h合适。数值模拟结果表明,CSY-1降粘剂的应用可使单井产量从3.74 t/d提高到8.12 t/d。降粘后的吨水成本和单位增油成本分别为90元/t和542元/t,经济效益良好。
刘冰岩[4](2019)在《压裂改造稠油油藏化学吞吐采油研究》文中研究指明多数稠油油藏具有高孔高渗的特点,但是部分粘度较低的稠油油藏孔隙度和渗透率较低,造成稠油井投产产能低,需要对储层进行压裂改造。稠油井压裂后投产时常采用蒸汽吞吐等热采方式进行试油和开采,但是蒸汽吞吐工艺复杂,成本高。本文提出采用化学吞吐方法来开采压裂改造的稠油油藏,该方法是按照蒸汽吞吐的模式,将化学吞吐液注入油层,利用化学吞吐液降低界面张力和降低粘度等机理,改善稠油的流动性,提高稠油产量和采收率。以大庆油田西部斜坡区块为例,对压裂稠油油藏化学吞吐采油方式进行研究。首先通过稠油流变性实验和流动性实验,研究温度和乳化等因素对稠油地层流动性的影响,明确改善稠油开采效果的技术途径。然后通过流变性实验和砂管流动实验等方法,筛选出降粘效果好、成本相对较低的稠油降粘剂体系,并优化降粘剂体系配方和使用浓度。最后,开展稠油降粘增产油藏数值模拟,评价稠油降粘增产的潜力,优化稠油油藏压裂改造和化学吞吐工艺参数。结果表明,乳化和温度是影响大庆西部斜坡原油粘度的主要因素。温度从30℃升至120℃,脱水原油粘度降低了95.5%;含水率低于70%时,原油中会形成油包水型乳状液,含水率越大稠油粘度越大,含水70%原油的粘度高达脱水原油粘度的30倍左右。稠油在地层中的流动性主要受地层渗透率和原油粘度的影响,不同温度和含水下西部斜坡稠油的采油指数可以相差5倍以上,30℃时甚至高达10倍。油藏数值模拟结果表明,对于西部斜坡区块,渗透率越低采用压裂+化学吞吐开采方法增产效果越好。裂缝缝长越长,缝宽越大,降粘剂浓度越高,注入强度越大,产量增加越明显,其中注入强度影响最大,并且降粘剂浓度和裂缝宽度在增加到一定程度后继续增加时的影响效果逐渐减小。当裂缝缝长为51m(与模型半长相同),缝宽为4cm,降粘剂浓度10%,注入强度25m3/m时,压裂+化学吞吐开采年产量比天然能量开采增加了606%,比压裂开采增加了287%,比化学吞吐开采增加了110%。
崔硕[5](2019)在《OP-15复配体系在辽河油田稠油乳化降黏中的应用性能研究》文中研究指明当今世界常规原油的开采已经开始进入枯竭状态,对于稠油的开采利用变得日益重要。稠油乳化降黏所采用的设备简单,工艺操作流程不复杂,而且投资较低,因采油时乳状液黏度低,稠油开采成本也随之降低,因此在当今世界采用乳化降黏具有非常广阔的应用前景。尽管此方法一直是降黏研究的重点项目,但是存在不同油田在对稠油的表面活性剂的选择不同的问题,同样在采油或集输等过程中乳状液稳定性差的问题,有很多研究人员在此方向进行相关的研究,因此研究成果也存在差异,原因是因为乳状液性质复杂,影响乳状液因素众多,以及各因素之间还会存在互相影响的现象,因此乳化降黏技术一直仍须学者继续深入研究。本论文针对辽河油田稠油,进行稠油乳化降黏研究,确定了原油的反常点;在特定量的主剂OP-15和同种剪切速率条件下,得出了本实验最佳乳化强度、乳化温度、乳化时间、含水率。根据稠油降黏的效果、乳状液稳的定性和耐盐耐温性为根据,对于OP-15,SDBS等十余种乳化剂分别进行单一和复配筛选实验。最后选出有特点的OP-15,SDBS,SAS,AEO-15,四个乳化剂进行正交实验,进而得到了最优降黏剂配方。本文主要结论:在特定实验条件下,得到最优降黏剂配方OP-15,SAS,SDBS,AEO-15其质量分数分别1.8%,1%,0.7%,0.7%;经验证,最优降黏剂配方耐温达到105℃,耐盐能力达到338962.3mg/L,并且其经三组高矿水高温处理后与稠油形成乳状液稳定性较高,平均降黏率分别达到96.37%、95.89%、96.06%。;原油反常点在75℃附近。主剂OP-15质量分数0.5%,剪切速率16.9s-1定值,最优乳化条件:乳化温度55℃,油剂质量比7:3,搅拌时间5min,搅拌强度200r/min,乳化时间1h。
李文鑫[6](2019)在《稠油井有机解堵技术研究》文中进行了进一步梳理全球原油质量日趋重质化,稠油占据世界油气资源探明储量比例逐年增大。但由于稠油油藏近井地带堵塞等原因,稠油资源开采难度逐渐增大。化学解堵技术如常规酸化技术等由于自身对设备要求高、腐蚀管线、返排液难处理等问题受到油田现场限制,因此深入研究稠油油藏有机解堵技术,是解决目前石油资源短缺难题、达成稠油资源高效开发的有效方法之一。国内稠油资源分布广泛,其中陆地稠油资源主要分布在新疆、胜利、辽河及河南等油田,而海上稠油资源则主要分布于渤海。本文以渤海区域L油田稠油油藏为研究对象,基于目标储层信息,根据稠油油田油井堵塞机理分析,结合现有解堵工艺技术,研制出新型有机解堵体系,具体研究内容如下:(1)基于全岩分析、电镜扫描等手段及现场反馈资料,明确目标油田储层岩性及矿物组成、地层及流体物性特点、油藏温度压力特征等;根据室内实验完成稠油、油泥基本特性描述及其组分含量测定,分析稠油井近井地带堵塞成因;结合“相似相溶、乳化降黏”等理论,秉承“稠油溶解、油泥分散、整体降黏”设计思路,为有机解堵体系的研制提供充足的理论依据。(2)以L油田目标储层稠油及油泥性质特点为前提,充分利用溶剂萃取、有机降黏等方法的有利协同效应,研制出一种有机溶剂体系、稠油降黏体系与助剂相结合而成的复合有机解堵体系。该有机解堵体系可高效快速溶解稠油与油泥、剥离分散附着于油泥表层的胶质沥青等有机重质组分并使能够稠油黏度大幅下降。(3)通过室内实验优选解堵体系中有机溶剂体系与有机降黏体系的最佳药剂用量,评价该配方体系组分及整体与添加剂及地层水等的配伍性能,评价体系对密封圈及垫片等橡胶制品的溶胀能力以及体系对人造岩心的动态流动解堵效果。实验结果证实,该配方体系与添加剂及地层流体混合后配伍性良好;其对橡胶制品无明显溶胀作用,可进行现场试验;其对人造岩心渗透率恢复率最高达244.4%。(4)根据有机解堵体系综合性能评价结果,配套形成了相应的施工工艺并优化相关工艺参数,形成针对于L油田稠油油藏油井的有机解堵工艺技术,丰富了海上稠油油藏解堵技术系列。现场试验结果证实,该新型有机解堵体系可有效解除L油田稠油井堵塞伤害,措施后停产井产液量恢复至25m3/d,产油量恢复至10m3/d,解堵体系增液增油效果显着,取得了预期的解堵降黏效果。
王杨[7](2018)在《基于含水稠油粘度特性分析的井筒举升工艺优化》文中研究说明现河采油厂稠油油藏以超稠油、特超稠油类型为主,温度敏感性较强,由于稠油井不同生产阶段含水率与温度变化较大,原油粘度变化也较大,从而影响了抽油机生产载荷,高粘度原油加大了抽油机负荷,增加了能耗。因此,分析影响稠油井筒举升问题,必须结合稠油的不同组分、不同含水率、不同温度条件下的油水混合液粘度进行动态分析。本论文主要选取了现河地区不同区块、不同粘度区间的稠油井,开展不同温度、不同含水条件下的稠油乳化粘度测定实验,通过对稠油极性四组分含量的灰熵关联度分析,以及电镜扫描观察等方法,明确了影响稠油粘度的内、外因及变化规律,利用数学方法,推导出稠油反相乳化拐点公式。结合现场油井实际井况,以及其他稠油辅助热采技术,确定不同稠油井筒举升过程控制粘度的温度、含水边界条件,制定了不同乳化稠油的井筒举升技术图版。目前井筒电加热降粘工艺是解决稠油开采举升难题的主导工艺。近年来,随着部分特、超稠油区块的开发,井筒电加热配套井数逐年攀升,耗电量日益增加,运行成本居高不下。利用井筒举升技术图版,可对现河不同单元稠油电加热的运行方式优化,在满足现场井筒举升的同时,找寻其他可适配的井筒降粘工艺进行替代,实现了从源头控制电加热配套井数,共计减少电加热配套73井次,井次占比38.45%,年均节约用电量876×104 k W?h,经济效益显着。
刘浪[8](2018)在《稠油自乳化降粘体系的研制及性能评价》文中认为由于稠油的粘度较大,在温度较低时进行机械搅拌的难度较大,因而提出了自乳化降粘的方法,使其在适当的表面活性剂和少量的机械能(如轻微的摇动、搅拌或超声波等)的共同作用下就能够发生乳化,从而达到降低原油粘度的效果。本文以N,N’-二甲基乙二胺、2-溴乙基磺酸钠以及溴代十二烷等为原料分两步反应合成了一种新型的Gemini表面活性剂,并对反应条件进行了优化。这两步反应的最佳反应温度均为80℃,最佳反应时间均为48小时,其中第一步反应中N,N’-二甲基乙二胺与2-溴乙基磺酸钠的最佳摩尔比为1.3:2,第二步反应的中间体叔胺与溴代十二烷的最佳摩尔比为1.1:2。合成的目标产物的临界胶束浓度为3.125×10-5mol/L,对应的表面张力为41m N/m。目标产物浓度为0.5%时,可将界面张力降低至0.0099mN/m。目标产物的浓度为800mg/L时,在石英砂表面的吸附量可达到1.78mg/g。筛选了碳酸钠作为稠油自乳化降粘体系的碱性引发剂,并优选出OP-10、重烷基苯磺酸钠与合成的Gemini表面活性剂进行复配,在体系中加入0.5%碳酸钠的条件下进行正交实验。实验结果表明,三个影响因素的主次顺序为Gemini表面活性剂的浓度、OP-10的浓度、重烷基苯磺酸盐的浓度。当Gemini表面活性剂、OP-10与重烷基苯磺酸盐的浓度分别为0.6%、0.4%、0.4%时,稠油自乳化降粘体系的降粘效果达到最佳。对该自乳化降粘体系进行性能评价,实验结果表明:自乳化降粘体系与稠油形成的乳状液粘度,会随着油水比的增加而增加;而随着温度的升高,乳状液的粘度降低;同时温度的升高会导致乳状液的稳定性变差;该体系具备良好的耐温抗盐能力,并且在50℃时可以将油水界面张力降低至10-3数量级。
李鹏宇[9](2018)在《高阳油田稠油井降粘工艺优选及应用研究》文中认为针对高阳油田“三高”(原油的高粘度、高胶质和沥青质含量、高凝固点)所造成的井筒内原油流动性差、抽油机最大悬点载荷过高以及停井后出现的抽油机起抽困难、井卡等问题,开展了目标油藏降粘工艺技术优选,在井筒温度场分布研究的基础上,优化了电加热、闭式热流体循环等不同热力降粘工艺的生产参数,并对热力降粘工艺现场应用效果进行了分析。研究结果表明:空心电加热杆工艺和同轴双空心杆水循环工艺的降粘技术在高阳油田的适应性最好;电加热装置的最佳功率为60kW,最佳下深为1000m;闭式热流体循环井注入流体的最佳温度为90℃,注入流体最佳注入流量为10m3/d,注热流体循环装置的下入深度为850m。现场应用的92口油井日产液量和日产油量稳定,油井生产平稳。油井运行载荷差值平均下降了15 kN;油井平均检泵周期延长了380天。
刘毅[10](2018)在《河口稠油化学吞吐体系研究》文中研究说明河口地区稠油资源丰富,但部分区块由于存在边底水、隔夹层发育不完整等原因,常规热采时热量损失严重,部分低效热采井由于成本原因难以维持开发。在此情况下,研究化学吞吐技术,实现河口稠油的冷采开发,具有重要的意义。应用化学吞吐技术开发稠油时,通常要求吞吐液具备较强的乳化降粘能力和洗油能力,但单一的表面活性剂往往难以兼具高乳化性能与强洗油能力,一般通过表面活性剂的复配来达到目的。本论文合成了乳化能力强、耐温耐盐的水溶性表面活性剂壬基酚聚氧乙烯醚硫酸盐-4(NPS-4),形成高乳化性能体系,质量分数为0.15%的NPS-4在65℃、油水体积比7:3条件下,对河口稠油的降粘率达到95.2%;筛选出质量分数为0.05%的油酸酰胺丙基甜菜碱(OAB),形成超低界面张力体系;并通过NPS-4与OAB的复配得到兼具高乳化性能与超低界面张力的化学吞吐体系,实验发现体系“0.15%NPS-4+(0.030.05%)OAB”既能与河口稠油形成超低界面张力,且对其乳化降粘率超过96%。由于河口地区油藏多边底水、且地层非均质性严重,单独使用化学吞吐技术时开发效果仍然欠佳,因此需设计一种封堵体系配合化学吞吐体系使用。本论文以软化点55℃、真密度1.09g/cm3的改性沥青粉颗粒为基础,通过研究颗粒的悬浮稳定性,得到悬浮性能良好的堵剂体系“5%改性沥青粉+0.054%十二烷基苯磺酸钠(SDBS)+0.036%部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)”,该体系1h分水率为9%,2h分水率为25%。考察了该体系的封堵性能,结果表明当填砂管孔径与颗粒粒径之比大于1.89时,注入性能良好,对渗透率分别为1224mD、2560mD、4988mD、7135mD的填砂管模型的封堵率均超过85%,孔径与粒径之比接近4:1时,封堵率最高,达到91.8%。并联双管实验表明该封堵体系能够有效调节层间非均质性。为了检验不同体系的开发效果,开展了室内物理模拟实验。结果表明:体系“0.15%NPS-4”的室内采收率增值为12.15%;体系“0.05%OAB”的室内采收率增值为8.23%;体系“0.15%NPS-4+0.03%OAB”的室内采收率增值为16.13%;体系“0.15%NPS-4+0.05%OAB”的室内采收率增值为17.26%。而化学吞吐体系“0.15%NPS-4+0.05%OAB”与封堵体系“5%改性沥青粉+0.054%SDBS+0.036%HPAM”配合使用时,采收率增值可以达到24.96%,因此推荐该化学吞吐体系与封堵体系配合使用进行河口稠油的开发。
二、稠油乳化降粘工艺技术问题浅析(论文开题报告)
(1)论文研究背景及目的
此处内容要求:
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景,再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题,并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例:
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
(2)本文研究方法
调查法:该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法:用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法:通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法:通过调查文献来获得资料,从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法:依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法:对研究对象进行“质”的方面的研究,这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法:通过具体的数字,使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法:运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法:这是社会科学用来分析社会现象的一种方法,从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法:通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、稠油乳化降粘工艺技术问题浅析(论文提纲范文)
(1)可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究(论文提纲范文)
摘要 |
Abstract |
第1章 引言 |
1.1 研究目的及意义 |
1.2 稠油油藏开发现状及存在的问题 |
1.2.1 稠油分类标准 |
1.2.2 国内外稠油油藏特征 |
1.2.3 稠油油藏开发现状及存在的问题 |
1.3 泡沫驱油技术研究进展 |
1.3.1 泡沫驱概况 |
1.3.2 泡沫驱油技术在稠油油藏的应用 |
1.4 化学降粘技术发展现状 |
1.4.1 乳化降粘技术 |
1.4.2 油溶性降粘剂降粘技术 |
1.5 主要研究内容及技术路线 |
1.5.1 主要研究内容 |
1.5.2 技术路线 |
第2章 泡沫驱稠油降粘机理及实验评价 |
2.1 稠油降粘机理 |
2.2 试验区流体物性分析 |
2.2.1 原油组分 |
2.2.2 原油物性 |
2.2.3 地层水性质 |
2.3 降粘效果实验评价 |
2.3.1 实验目的及方法 |
2.3.2 实验仪器与试剂 |
2.3.3 实验步骤 |
2.4 稠油降粘实验结果及分析 |
2.4.1 胶质、沥青质光谱分析 |
2.4.2 有效浓度对降粘效果的影响 |
2.4.3 温度对降粘效果的影响 |
2.4.4 降粘时间对降粘效果的影响 |
2.5 本章小结 |
第3章 稠油泡沫驱油体系适应性评价 |
3.1 泡沫体系稳定性评价 |
3.1.1 实验目的 |
3.1.2 实验方法 |
3.1.3 实验仪器与试剂 |
3.1.4 实验步骤 |
3.1.5 高温高压泡沫稳定性 |
3.2 KX-048起泡剂适应性评价 |
3.2.1 矿化度对起泡剂性能的影响 |
3.2.2 起泡剂抗油性能评价 |
3.2.3 压力对起泡剂性能的影响 |
3.2.4 泡沫在孔隙介质中的吸附特征 |
3.3 泡沫在孔隙介质中的封堵能力 |
3.3.1 实验方法 |
3.3.2 有效浓度对泡沫阻力因子的影响 |
3.3.3 气液比对泡沫阻力因子的影响 |
3.3.4 渗透率对泡沫阻力因子的影响 |
3.4 本章小结 |
第4章 泡沫体系改善流度比实验研究 |
4.1 泡沫驱流度控制机理 |
4.2 泡沫驱流度控制实验研究 |
4.2.1 实验仪器与试剂 |
4.2.2 实验流程及步骤 |
4.3 线速度对泡沫流度控制的影响 |
4.3.1 水油流度比 |
4.3.2 泡沫油流度比 |
4.4 有效浓度对泡沫流度控制的影响 |
4.4.1 水油流度比 |
4.4.2 泡沫油流度比 |
4.5 本章小结 |
第5章 降粘型泡沫体系提高采收率研究 |
5.1 实验准备 |
5.1.1 实验目的及方法 |
5.1.2 实验仪器与试剂 |
5.1.3 实验步骤 |
5.2 XHY-4、KX-048驱油效果评价 |
5.3 泡沫驱见气特征 |
5.4 单管出口端泡沫体系降粘效果 |
5.5 本章小结 |
结论 |
致谢 |
参考文献 |
攻读学位期间取得学术成果 |
(2)稠油乳化功能菌提高采收率技术研究(论文提纲范文)
摘要 |
ABSTRACT |
引言 |
第1章 文献综述 |
1.1 前言 |
1.2 微生物采油技术研究 |
1.2.1 微生物采油技术的概念 |
1.2.2 微生物采油技术的机理探讨 |
1.2.3 微生物采油技术的影响因素 |
1.3 生物表面活性剂对稠油乳化降粘的研究 |
1.3.1 生物表面活性剂特性 |
1.3.2 生物表面活性剂的种类及应用 |
1.3.3 生物表面活性剂的合成方法 |
1.4 研究意义与研究内容 |
1.4.1 研究意义 |
1.4.2 研究内容 |
1.4.3 技术方案 |
第2章 稠油物性测定与乳化降粘菌分选 |
2.1 前言 |
2.2 材料与方法 |
2.2.1 试剂与仪器 |
2.2.2 培养基配方 |
2.2.3 稠油样品物性与采出水性质测定 |
2.2.4 乳化降粘功能菌的分选与保存 |
2.2.5 乳化降粘菌16s RNA鉴定 |
2.2.6 乳化降粘菌环境适应性评价 |
2.2.7 乳化降粘功能菌乳化效果评价 |
2.3 结果与讨论 |
2.3.1 稠油样品物理性质测定结果 |
2.3.2 乳化降粘功能菌分选与鉴定 |
2.3.3 乳化降粘菌的环境适应性评价 |
2.3.4 乳化降粘菌乳化效果评价 |
2.4 本章小结 |
第3章 乳化降粘功能菌培养基优化与评价 |
3.1 前言 |
3.2 材料与方法 |
3.2.1 试剂与仪器 |
3.2.2 鼠李糖脂的测定 |
3.2.3 碳源和氮源的优选 |
3.3 结果与讨论 |
3.3.1 鼠李糖标准曲线 |
3.3.2 碳源筛选结果 |
3.3.3 氮源筛选结果 |
3.4 本章小结 |
第4章 乳化降粘菌原油组分代谢机理 |
4.1 前言 |
4.2 材料与方法 |
4.2.1 实验材料和仪器 |
4.2.2 稠油微生物代谢及萃取分离 |
4.2.3 稠油四组分分离方法 |
4.2.4 稠油饱和组分GC-MS分析 |
4.3 结果与讨论 |
4.3.1 稠油样品乳化试验结果 |
4.3.2 稠油四组分分离结果 |
4.3.3 稠油样品饱和分GC-MS分析 |
4.4 本章小结 |
第5章 乳化降粘菌现场吞吐试验 |
5.1 前言 |
5.2 试验油田油藏地质情况与开发现状 |
5.2.1 克拉玛依油田二东区克下组油藏概况 |
5.2.2 克拉玛依油田二东区克下组开发现状 |
5.2.3 油气水井近期生产数据 |
5.2.4 现场施工步骤 |
5.3 微生物吞吐结果与讨论 |
5.4 本章小结 |
第6章 结论与建议 |
6.1 研究结论 |
6.2 建议 |
参考文献 |
致谢 |
(3)M7区块致密油藏稠油低成本降粘技术研究(论文提纲范文)
摘要 |
ABSTRACT |
第1章 绪论 |
1.1 研究目的与意义 |
1.2 乳化降粘综述 |
1.2.1 稠油分类 |
1.2.2 稠油的特性 |
1.2.3 稠油乳化降粘技术 |
1.2.4 水溶性降粘剂乳化降粘机理 |
1.3 乳化降粘国内外研究现状及发展趋势 |
1.3.1 国外乳化降粘技术研究现状 |
1.3.2 国内乳化降粘技术研究现状 |
1.3.3 降粘技术存在的问题及发展趋势 |
1.4 研究内容及技术路线 |
第2章 M7 区块稠油乳化降粘实验研究 |
2.1 M7 区块稠油基本物性测定 |
2.1.1 实验仪器与药品 |
2.1.2 实验方法 |
2.1.3 实验结果 |
2.2 降粘剂的评价实验研究 |
2.2.1 实验仪器与药品 |
2.2.2 降粘剂筛选与评价实验方法 |
2.3 复配乳化降粘剂 |
2.3.1 M7 区块稠油的最佳乳化HLB值 |
2.3.2 复配降粘剂的原则及思路 |
2.3.3 正交实验初步确定降粘剂配方 |
2.3.4 降粘剂配方的优化设计 |
2.4 降粘剂的评价实验结果 |
2.4.1 降粘剂的溶解性与配伍性实验结果 |
2.4.2 降粘剂的降粘率实验结果 |
2.4.3 降粘剂的沉降脱水率实验结果 |
2.5 降粘剂降粘效果影响因素实验研究 |
2.5.1 实验仪器及药品 |
2.5.2 实验方法 |
2.5.3 实验结果 |
2.6 降粘剂性能对比研究 |
2.7 本章小结 |
第3章 降粘剂化学吞吐室内实验研究 |
3.1 降粘剂化学吞吐提高采收率实验研究 |
3.1.1 实验仪器与药品 |
3.1.2 实验方法及步骤 |
3.1.3 实验结果分析 |
3.2 动态乳化降粘效果影响因素实验研究 |
3.2.1 实验方法及步骤 |
3.2.2 实验仪器与药品 |
3.2.3 实验结果分析 |
3.3 本章小结 |
第4章 稠油乳化降粘油藏数值模拟研究 |
4.1 理论模型设计 |
4.1.1 M7 区块基本概况 |
4.1.2 构造储层机理模型 |
4.2 各因素不同参数水平对降粘剂化学吞吐效果的影响 |
4.2.1 乳化降粘剂体系注入速度对降粘剂化学吞吐的影响 |
4.2.2 乳化降粘剂体系周期注入量对降粘剂化学吞吐的影响 |
4.2.3 焖井时间对降粘剂化学吞吐的影响 |
4.3 综合考虑降粘率、吨水成本和增油成本的方案选择 |
4.4 经济效益的评估 |
4.5 油田现场试验注入降粘剂的工艺流程 |
4.6 本章小结 |
第5章 结论 |
参考文献 |
作者简介、攻读硕士学位期间发表的论文及研究成果 |
致谢 |
(4)压裂改造稠油油藏化学吞吐采油研究(论文提纲范文)
摘要 |
ABSTRACT |
第1章 绪论 |
1.1 研究目的和意义 |
1.2 国内外研究现状 |
1.2.1 稠油粘度影响因素 |
1.2.2 稠油开采技术 |
1.2.3 稠油化学降粘剂 |
1.2.4 稠油油藏压裂改造技术 |
1.3 主要研究内容及技术路线 |
1.3.1 研究思路 |
1.3.2 技术路线 |
第2章 压裂改造稠油油藏性质研究 |
2.1 研究区域概况 |
2.2 稠油组成分析 |
2.2.1 稠油族组成 |
2.2.2 蜡含量及析蜡温度 |
2.3 稠油流变性测定 |
2.3.1 实验目的 |
2.3.2 实验仪器 |
2.3.3 实验方法及步骤 |
2.3.4 实验结果及分析 |
2.4 乳化对地层稠油粘度影响研究 |
2.5 本章小结 |
第3章 稠油油藏压裂井产能影响因素研究 |
3.1 流动性实验 |
3.1.1 实验仪器 |
3.1.2 实验方法及步骤 |
3.1.3 实验结果及分析 |
3.2 稠油储层伤害和流动性评价 |
3.2.1 温度对原油流动性能的影响 |
3.2.2 渗透率对原油流动性能的影响 |
3.2.3 含水率对原油流动性能的影响 |
3.2.4 稠油储层伤害和流动性影响因素汇总 |
3.3 本章小结 |
第4章 稠油油藏压裂井化学降粘剂体系筛选与性能评价 |
4.1 降粘剂筛选 |
4.2 降粘后稠油乳化状态研究 |
4.3 添加降粘剂流动实验 |
4.3.1 实验目的 |
4.3.2 实验方法 |
4.3.3 实验结果及分析 |
4.4 本章小结 |
第5章 稠油储层增产改造工艺技术研究 |
5.1 稠油降粘增产潜力评价 |
5.1.1 模型建立 |
5.1.2 数值模拟方案设计 |
5.1.3 不同模拟方案产量对比 |
5.2 稠油油藏压裂+化学吞吐增产潜力评价 |
5.3 压裂+化学吞吐工艺优化设计研究 |
5.3.1 不同工作方式模拟方案 |
5.3.2 不同工作方式产量对比 |
5.3.3 压裂+化学吞吐油藏温度和压力变化 |
5.4 不同地层条件开采方式优选 |
5.5 本章小结 |
第6章 结论 |
参考文献 |
致谢 |
(5)OP-15复配体系在辽河油田稠油乳化降黏中的应用性能研究(论文提纲范文)
摘要 |
abstract |
1 绪论 |
1.1 研究背景 |
1.2 稠油乳化降黏技术的研究 |
1.2.1 稠油的性质 |
1.2.2 稠油分类 |
1.3 稠油乳化技术的研究 |
1.4 稠油乳化降粘的研究方法 |
1.4.1 物理乳化降粘输送法 |
1.4.2 化学乳化降粘输送法 |
1.5 本文研究内容 |
2 稠油物性实验研究 |
2.1 稠油反常点确定 |
2.1.1 实验仪器 |
2.1.2 实验方法 |
2.2 探究主剂OP-15 降黏效果的乳化条件 |
2.2.1 实验目的 |
2.2.2 实验仪器和药品 |
2.2.3 实验方法 |
2.2.4 实验结果与分析 |
2.3 本章小结 |
3 单一乳化剂对稠油乳状液的影响 |
3.1 实验目的 |
3.2 实验仪器和药品 |
3.3 实验结果与分析 |
3.3.1 OP-15 对稠油乳化效果影响 |
3.3.2 OP-15 对稠油乳化效果影响 |
3.3.3 AEO-15 对稠油乳化效果影响 |
3.3.4 Na_2CO_3对稠油乳化效果影响 |
3.3.5 石油磺酸盐对稠油乳化效果影响 |
3.3.6 SDBS对稠油乳化效果影响 |
3.3.7 SDS对稠油乳化效果影响 |
3.3.8 SAS对稠油乳化效果影响 |
3.4 本章小结 |
4 复配型乳化剂对稠油乳化降黏影响 |
4.1 实验目的 |
4.2 OP-15 乳化剂基本性质 |
4.3 实验药品 |
4.4 实验方法 |
4.4.1 稠油乳状液黏度和稳定性测定方法 |
4.4.2 两剂复配实验都是在特定条件 |
4.5 实验结果与分析 |
4.5.1 OP-15与SDBS复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.2 OP-15与SAS复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.3 OP-15与SDS复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.4 OP-15 与石油磺酸盐复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.5 OP-15 与油酸钠复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.6 OP-15 与三聚磷酸钠复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.7 OP-15 与司班80 复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.8 OP-15和AEO-15 复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.9 OP-15 和正丙醇复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.10 OP-15 和乙醇胺复配型降黏剂乳化效果实验 |
4.5.11 正交实验选取乳化剂依据及结果分析 |
4.6 本章小结 |
5 结论与建议 |
5.1 结论 |
5.2 建议 |
参考文献 |
致谢 |
(6)稠油井有机解堵技术研究(论文提纲范文)
摘要 |
Abstract |
第1章 绪论 |
1.1 研究目的与意义 |
1.2 稠油油藏解堵技术研究现状 |
1.2.1 油井化学解堵技术研究现状 |
1.2.2 稠油化学降黏技术研究现状 |
1.2.3 油井解堵工艺技术研究现状 |
1.3 研究内容及技术路线 |
1.3.1 主要研究内容 |
1.3.2 技术路线 |
第2章 目标储层认识及伤害机理分析 |
2.1 目标储层特征 |
2.1.1 储层岩性及矿物组成 |
2.1.2 储层物性特征 |
2.1.3 油藏特征 |
2.2 目标储层稠油性质与组分分析 |
2.2.1 稠油基本性质与组分分析 |
2.2.2 稠油黏温特性分析 |
2.2.3 胶质沥青微观结构形态 |
2.3 油泥组分分析 |
2.3.1 含水率测定 |
2.3.2 泥砂含量测定 |
2.3.3 含油率测定 |
2.3.4 泥砂物相分析 |
2.4 近井地带伤害机理分析 |
2.5 本章小结 |
第3章 有机解堵体系开发理论研究 |
3.1 胶质沥青质结构及其聚集规律 |
3.1.1 胶质结构研究 |
3.1.2 沥青质结构及其聚集规律研究 |
3.2 有机解堵体系解堵机理研究 |
3.2.1 萃取解堵机理 |
3.2.2 相似相溶原理 |
3.2.3 乳化降黏机理 |
3.3 研究思路及实验评价方法 |
3.3.1 对原油溶解效果的评价 |
3.3.2 对油泥溶解效果的评价 |
3.3.3 对原油降黏效果的评价方法 |
3.4 本章小结 |
第4章 有机解堵体系材料筛选 |
4.1 有机溶剂体系的筛选及评价 |
4.1.1 溶剂的筛选及评价 |
4.1.2 助剂的筛选及评价 |
4.1.3 溶剂与助剂复配体系性能评价 |
4.2 有机降黏剂体系的筛选及评价 |
4.2.1 有机降黏剂的筛选及评价 |
4.2.2 稠油降黏效果评价 |
4.2.3 降黏剂与助剂复配体系性能评价 |
4.3 本章小结 |
第5章 有机解堵体系优化及评价 |
5.1 有机溶剂体系浓度优选 |
5.1.1 不同加量有机溶剂A的性能评价 |
5.1.2 不同加量正戊醇的性能评价 |
5.2 有机降黏体系浓度优选 |
5.2.1 不同加量有机降黏剂T的性能评价 |
5.2.2 不同加量有机降黏剂H的性能评价 |
5.3 有机解堵体系综合性能评价 |
5.3.1 复合解堵体系与添加剂的配伍性评价 |
5.3.2 复合解堵体系与地层水的配伍性评价 |
5.3.3 复合解堵体系溶胀橡胶性能评价 |
5.3.4 复合解堵体系流动效果评价 |
5.4 本章小结 |
第6章 现场应用 |
6.1 施工工艺设计思路 |
6.2 施工工艺参数设计及实施方案 |
6.2.1 注入压力与施工排量 |
6.2.2 解堵体系的注入强度 |
6.2.3 其他参数的确定 |
6.3 现场应用 |
6.3.1 生产简史 |
6.3.2 施工效果分析 |
6.4 本章小结 |
第7章 结论与建议 |
7.1 结论及认识 |
7.2 建议 |
致谢 |
参考文献 |
攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
(7)基于含水稠油粘度特性分析的井筒举升工艺优化(论文提纲范文)
摘要 |
abstract |
第一章 绪论 |
1.1 研究背景及意义 |
1.2 国内外研究现状 |
1.2.1 稠油粘度的影响因素 |
1.2.2 稠油乳化的影响因素 |
1.2.3 稠油油藏举升常用辅助工艺 |
1.3 研究目标与方案 |
1.3.1 技术目标 |
1.3.2 研究内容和技术关键 |
1.3.3 技术路线 |
第二章 稠油乳化能力测定与分析 |
2.1 稠油基本性质 |
2.1.1 稠油基本性质测定 |
2.1.2 稠油四组分测定 |
2.2 稠油乳化能力测定 |
2.2.1 不同含水率条件下乳化油制备 |
2.2.2 稠油反相乳化拐点的测定 |
2.2.3 稠油反相乳化拐点含水率与粘度关系 |
2.2.4 稠油乳化粘度增长指数测定 |
2.2.5 稠油乳化粘度与温度变化关系 |
2.2.6 降粘剂对乳状液反相点的影响 |
2.3 稠油乳化微观形态 |
2.3.1 稠油乳化反相拐点时乳化微观形态 |
2.3.2 不同含水条件下稠油乳化微观形态 |
2.4 本章小结 |
第三章 井筒举升粘度边界条件的确定 |
3.1 拐点温度的确定 |
3.2 温度与含水边界的确定 |
3.3 不同乳化稠油的井筒举升技术图版 |
3.4 本章小结 |
第四章 现场应用与优化 |
4.1 现场电加热配套情况统计 |
4.2 现场电加热降粘辅助工艺优化指导 |
4.2.1 分生产阶段优化电加热启停时机 |
4.2.2 分区块压减电加热配套井数 |
4.2.3 闭式热循环技术替代优化 |
4.2.4 电加热优化效果分析 |
4.3 本章小结 |
结论 |
参考文献 |
攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
致谢 |
(8)稠油自乳化降粘体系的研制及性能评价(论文提纲范文)
摘要 |
ABSTRACT |
创新点摘要 |
第一章 绪论 |
1.1 课题研究背景与意义 |
1.2 稠油分类及稠油开采技术 |
1.2.1 稠油分类 |
1.2.2 稠油开采技术 |
1.3 稠油乳化降粘技术 |
1.3.1 国外发展现状 |
1.3.2 国内研究现状 |
1.4 稠油乳化降粘机理 |
1.4.1 乳状液形成的条件 |
1.4.2 乳化降粘理论分析 |
1.5 自乳化体系 |
1.5.1 自乳化国内外研究现状 |
1.5.2 自乳化机理分析 |
1.6 课题主要研究内容与技术路线 |
1.6.1 主要研究内容 |
1.6.2 技术路线 |
第二章 Gemini表面活性剂的合成及反应条件的优化 |
2.1 实验药品及仪器 |
2.1.1 实验药品 |
2.1.2 实验仪器 |
2.2 实验合成路线 |
2.3 中间体叔胺的合成 |
2.3.1 反应温度对产率的影响 |
2.3.2 反应时间对产率的影响 |
2.3.3 摩尔比对产率的影响 |
2.3.4 正交实验确定最佳工艺条件 |
2.4 目标产物的合成 |
2.4.1 反应温度对产率的影响 |
2.4.2 反应时间对产率的影响 |
2.4.3 摩尔比对产率的影响 |
2.4.4 正交实验确定最佳工艺条件 |
2.5 红外光谱分析 |
2.6 表面张力与临界胶束浓度 |
2.7 油水界面张力的测定 |
2.8 在石英砂表面的吸附特性 |
2.9 小结 |
第三章 稠油自乳化降粘体系配方的研究 |
3.1 实验药品及仪器 |
3.1.1 实验药品 |
3.1.2 实验仪器 |
3.2 实验方法 |
3.2.1 原油自乳化实验 |
3.2.2 降粘率的计算 |
3.3 实验结果与分析 |
3.3.1 原油粘温曲线 |
3.3.2 碱种类的筛选 |
3.3.3 碱浓度的确定 |
3.3.4 乳化剂的筛选 |
3.3.5 最佳配方的确定 |
3.4 小结 |
第四章 稠油自乳化降粘体系的性能评价 |
4.1 实验药品及仪器 |
4.1.1 实验药品 |
4.1.2 实验仪器 |
4.2 油水比对自乳化降粘体系降粘效果的影响 |
4.3 温度对自乳化降粘体系降粘效果的影响 |
4.4 自乳化降粘体系抗盐性能 |
4.5 自乳化降粘体系耐温性能 |
4.6 自乳化降粘体系形成乳状液的稳定性 |
4.7 自乳化降粘体系对界面张力的影响 |
4.8 稠油自乳化降粘体系机理的探讨 |
4.8.1 乳化剂的作用机理 |
4.8.2 稠油自乳化降粘体系作用机理 |
4.9 小结 |
结论 |
参考文献 |
发表文章目录 |
致谢 |
(9)高阳油田稠油井降粘工艺优选及应用研究(论文提纲范文)
摘要 |
abstract |
第一章 绪论 |
1.1 研究目的与意义 |
1.2 国内外研究现状 |
1.2.1 井筒物理降粘技术 |
1.2.2 井筒化学降粘技术 |
1.2.3 井筒复合降粘技术 |
1.3 研究思路及研究主要内容 |
1.3.1 研究思路 |
1.3.2 研究主要内容 |
第二章 稠油油藏降粘工艺优选 |
2.1 井筒电加热工艺技术 |
2.2 开式热流体循环工艺技术 |
2.3 闭式热流体循环工艺技术 |
2.4 化学降粘工艺技术 |
2.5 高阳油田稠油降粘工艺技术适应性分析 |
2.5.1 目标油藏概况 |
2.5.2 目标油藏地质简况 |
2.5.3 目标油藏开发历程 |
2.5.4 适应性分析 |
2.6 本章小结 |
第三章 热采井井筒温度场模拟与工艺参数优化 |
3.1 温度场分布数学模型 |
3.1.1 假设条件 |
3.1.2 常规井井筒温度场分布数学模型 |
3.1.3 电加热井井筒温度场分布数学模型 |
3.1.4 闭式热流体循环井筒温度场分布数学模型 |
3.2 程序编制 |
3.2.1 程序的组成 |
3.2.2 程序设计流程 |
3.3 温度场分布与工艺参数优化 |
3.3.1 常规生产井 |
3.3.2 电加热井 |
3.3.3 闭式热流体循环井 |
3.4 本章小结 |
第四章 降粘工艺现场应用效果分析 |
4.1 现场应用概况及效果分析 |
4.1.1 高阳油田目前开发现状 |
4.1.2 电加热工艺 |
4.1.3 双空心杆水循环工艺 |
4.2 工艺适应性分析 |
4.2.1 电加热工艺适应性分析 |
4.2.2 双空心杆水循环工艺适用性分析 |
4.3 现场应用工艺与制度二次优化及经济效益分析 |
4.3.1 现场应用工艺与制度二次优化 |
4.3.2 经济效益初步分析 |
4.4 本章小结 |
结论 |
参考文献 |
致谢 |
(10)河口稠油化学吞吐体系研究(论文提纲范文)
摘要 |
abstract |
第一章 绪论 |
1.1 论文研究目的与意义 |
1.2 稠油油藏开发现状 |
1.2.1 稠油开采的主要技术 |
1.2.2 稠油开采中常用表面活性剂 |
1.3 稠油化学吞吐技术发展现状 |
1.3.1 稠油化学吞吐技术类型 |
1.3.2 稠油化学吞吐技术问题 |
1.4 油井堵水技术发展现状 |
1.4.1 油田开发常用堵剂 |
1.4.2 颗粒堵剂研究现状 |
1.5 论文主要研究内容 |
第二章 稠油化学吞吐体系研制 |
2.1 实验部分 |
2.1.1 实验仪器与药品 |
2.1.2 基本实验方法 |
2.2 高乳化性能吞吐体系研制 |
2.2.1 单一表面活性剂的乳化降粘效果评价 |
2.2.2 壬基酚聚氧乙烯醚硫酸盐的合成与基本性能 |
2.2.3 壬基酚聚氧乙烯醚硫酸盐的乳化降粘性能研究 |
2.3 低界面张力吞吐体系研制 |
2.3.1 NPS-4 油水界面张力考察 |
2.3.2 单一表面活性剂油水界面张力考察 |
2.3.3 甜菜碱类表面活性剂油水界面张力评价 |
2.4 低界面张力高乳化性能吞吐体系研制 |
2.4.1 主要研制方法 |
2.4.2 NPS-4/OAB复配体系油水界面张力考察 |
2.4.3 NPS-4/OAB复配体系乳化降粘效果考察 |
2.5 本章小结 |
第三章 吞吐配套封堵体系研制 |
3.1 实验部分 |
3.1.1 实验仪器与药品 |
3.1.2 基本实验方法 |
3.2 改性沥青粉基本理化性能 |
3.2.1 粒度分布与水化情况 |
3.2.2 溶解性能测定 |
3.2.3 真密度测定 |
3.2.4 颗粒类型判定 |
3.2.5 颗粒带电性分析 |
3.3 改性沥青粉悬浮体系研制 |
3.3.1 模拟地层水中的悬浮情况 |
3.3.2 表面活性剂悬浮体系 |
3.3.3 聚合物悬浮体系 |
3.3.4 表面活性剂/聚合物混合悬浮体系 |
3.4 改性沥青粉悬浮体系封堵性能评价 |
3.4.1 注入性能 |
3.4.2 封堵能力 |
3.4.3 选择封堵性 |
3.5 本章小结 |
第四章 稠油化学吞吐物理模拟研究 |
4.1 实验部分 |
4.1.1 实验仪器与药品 |
4.1.2 基本实验方法 |
4.2 化学吞吐体系物理模拟实验 |
4.2.1 化学吞吐体系与填砂管模型参数 |
4.2.2 不同性能化学吞吐体系物理模拟评价 |
4.3 化学吞吐与油井堵水结合技术物理模拟实验 |
4.4 本章小结 |
结论 |
参考文献 |
攻读硕士期间获得的学术成果 |
致谢 |
四、稠油乳化降粘工艺技术问题浅析(论文参考文献)
- [1]可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究[D]. 邱宇星. 成都理工大学, 2020(04)
- [2]稠油乳化功能菌提高采收率技术研究[D]. 李灏男. 中国石油大学(北京), 2020
- [3]M7区块致密油藏稠油低成本降粘技术研究[D]. 申雄. 中国石油大学(北京), 2020
- [4]压裂改造稠油油藏化学吞吐采油研究[D]. 刘冰岩. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [5]OP-15复配体系在辽河油田稠油乳化降黏中的应用性能研究[D]. 崔硕. 辽宁石油化工大学, 2019(06)
- [6]稠油井有机解堵技术研究[D]. 李文鑫. 西南石油大学, 2019(06)
- [7]基于含水稠油粘度特性分析的井筒举升工艺优化[D]. 王杨. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [8]稠油自乳化降粘体系的研制及性能评价[D]. 刘浪. 东北石油大学, 2018(01)
- [9]高阳油田稠油井降粘工艺优选及应用研究[D]. 李鹏宇. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [10]河口稠油化学吞吐体系研究[D]. 刘毅. 中国石油大学(华东), 2018(07)
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