磷钼酸对大庆外围杜_3井稠油的裂解降黏作用

大庆石油学院学报

第29卷第4期2005年8月　J OU RNAL OF DAQ IN G PETROL EUM INSTITU TE

Vol.29No.4Aug.2005

收稿日期:20040531;审稿人:范洪富;编辑:关开澄 基金项目:黑龙江省教育厅重大科技项目(10551z0002) 作者简介:张晓妮(1961-),女,实验师,主要从事油田化学方面的研究.

磷钼酸对大庆外围杜—3井稠油的

裂解降黏作用

张晓妮1,贺十忠2,章喜文3,闻守斌4

(1.大庆师范学院化学系,黑龙江大庆　163712;　2.大庆职业学院教务处,黑龙江大庆　163255;　3.吉林油田分

公司新立采油厂,吉林松原　138004;　4.大庆石油学院石油工程学院,黑龙江大庆　163318)

摘　要:针对大庆外围油田稠油的降黏问题,制备了一种超强酸催化剂磷钼酸(H 3PMo 12O 40).在近似蒸汽吞吐开采稠油的条件下,通过室内正交实验,考察了H 3PMo 12O 40对大庆外围阿拉新区块杜-3井稠油的催化裂解降黏作用,分析了H 3PMo 12O 40、H 2O 的质量,以及反应温度、反应时间对稠油黏度的影响,测定了反应前后稠油的黏度、烃分布和w

(S ).结果表明:当m (稠油)∶m (H 3PMo 12O 40):m (H 2O )=100∶0.05∶30,反应温度为260℃,反应时间为24h 时,其

黏弹性达到55.9%,轻烃组分增加,重烃组分减少,w (S )降低;H 3PMo 12O 40的质量、反应温度和反应时间是影响催化裂解降黏反应的主要因素;油层矿物与H 3PMo 12O 40之间存在协同催化效应,可使稠油的降黏率达到63.2%.

关　键　词:磷钼酸(H 3PMo 12O 40);稠油;裂解降黏

中图分类号:T345 文献标识码:A 文章编号:10001891(2005)04003303

大庆外围油田蕴藏着丰富的稠油资源,有效开采这些稠油,使之成为可动用储量,对大庆创建百年油

田意义重大[1].稠油具有特殊的高黏度和高凝固点,在开采、集输、炼制等方面都会遇到技术难题,但稠油井下催化裂解降黏技术可使地下和井口稠油黏度降低,从而提高产量和降低运输成本[2,3].与炼油工业中的降黏裂化工艺相比,井下催化降黏反应受井下各方面条件的限制,必须采用活性更高的催化剂.超强酸催化剂是酸强度较为均一的纯质子酸,其酸性比传统的烃类裂解催化剂强得多,能够适应不同条件下的催化反应[4].国外已有在地面采用超强酸催化稠油降黏的研究,尚未见在井下采用超强酸催化稠油降黏方面的报道[5].闻守斌等曾研究过硅钨酸(H 4SiW 12O 40)对胜利油田超稠油的催化降黏作用[6],本文中,笔者采用另一种超强酸(H 3PMo 12O 40),对大庆油田外围阿拉新区块杜—3井稠油进行了催化降黏作用研究,取得了相似的降黏效果.

1　实验

1.1　仪器及试剂

GS 型高压反应釜;HAA KE RV -3型旋转黏度计;高温模拟蒸馏仪;Na 2MoO 4,H 3PO 4,HClO 4,(C 2H 5)2O ,H 2O 2,H 2SO 4均为化学纯试剂;稠油取自大庆油田阿拉新区块杜—3井(黏度为1256mPa ?s );油层矿物取自同一区块,主要化学成分为石英、钾长石、斜长石和蒙脱石.1.2　催化剂的制备

在420mL c (Na 2MoO 4)为2.85mol ?L -1的溶液中,依次加入6.8mL c (H 3PO 4)为14.7mol ?L -1的溶液和284mL c (HClO 4)为11.7mol ?L -1的溶液.产物从淡黄色溶液中沉淀出来.混合物冷却至室温后,过滤得微晶体粉末,在空气中干燥(产物约250g ).用40mL (C 2H 5)2O 与200mL H 2O 混合物进行重结晶,得180g 绿色微晶体[5,7].主要化学反应方程式为

?

33?

12Na 2MoO 4+H 3PO 4+24HClO 4—→H 3PMo 12O 40?6H 2O +24NaClO 4+6H 2O .

1.3　实验操作

将稠油、H 2O 、H 3PMo 12O 40按预先设计好的配比装入反应釜内,用N 2吹扫除去O 2后密封.在预定温

度下反应一段时间;反应结束后降温,取出油样,在HAA KE RV -3型旋转黏度计上测定其50℃时的黏

度,并计算其降黏率.降黏率计算公式为Δμ=(μ0-μ)/μ0×

100%,其中,Δμ为反应后的降黏率,μ0为反应前稠油的黏度,μ为反应后稠油的黏度.C 数分布采用模拟蒸馏法测定,以甲基硅酮为固定液.在程序升温过程中,油样中的烃类按其沸点顺序分离,然后按照标准样中C 数与沸点的对应关系计算稠油中的C 数分布n (C ).

w (S )的测定按照G B 387-82用管式炉法进行.将试样在900～950℃高温及规定流速的空气流中

燃烧生成SO 2及SO 3;再用H 2O 2,H 2SO 4溶液将SO 2和SO 3吸收,并将H 2SO 3氧化成H 2SO 4;最后用标准的NaO H 溶液滴定酸,并计算试样中w (S ).

稠油的族组成分析是利用液固吸附色谱法进行4组分分离.对油样先用正庚烷(30mL/g 试样)沉淀出正庚烷沥青质,然后再以w (H 2O )为1%的中性γ-Al 2O 3为吸附剂进行吸附色谱分离,用石油醚、苯、苯/乙醚为溶剂顺次冲洗出饱和烃、芳香烃和胶质.

2　结果与讨论

2.1　正交实验

表1　稠油降黏正交实验及极差分析

编号及指标m (H 3PMo 12O 40)/g

m (H 2O )/g

温度/℃时间/h

Δμ/%

10.20202604837.420.20302203637.530.20102402440.040.10202202433.450.10302404833.060.10102603635.370.05202403637.680.0530*******.99

0.0510*******.0

R 137.336.138.234.8R 233.937.535.036.8R 338.836.436.938.4S

4.9

1.4

3.2

3.6

为了考察H 3PMo 12O 40对大庆外围阿拉新区块稠油的最佳催化裂解降黏反应条件,选择H 3PMo 12O 40和H 2O 的质量、反应温度、反应时间作为影响因素,做正交实验.每次实验都取稠油100g ,实验结果见表1.表1中的R i (i =1,2,3)为每一列中相同水平实验结果(即降黏率)的平均值;S 为同一列中R 值的极差.由表1可以看出:H 3PMo 12O 40质量对降黏率影响最大,反应温

度和反应时间的影响次之,H 2O 的

质量影响最小;最佳反应条件是m (稠油):m (H 3PMo 12O 40)∶m (H 2O )=100∶0.05∶30,反应温度为260℃,反应时间为24h.在最佳反应

条件下,可使稠油降黏率达到55.9%.2.2　反应前后稠油组分的变化

在2.1所确定的最佳反应条件下,反应前后稠油中的C 数分布、族组成与w (S )发生了显著变化,其结果见表2.

表2　反应前后稠油中C 数分布、族组成与w (S)变化

%

状态C 数分布族组成

w (芳香烃)w (胶质)

w (沥青质)

w (S )

反应前

20.935.373.498.536.926.931.3 4.90.17反应后

41.2

56.6

86.8

99.9

40.4

31.6

24.7

3.3

0.06

由表2可以看出,在H 3PMo 12O 40催化作用下:反应后C 数分布大于n (C 35)组分接近完全分解,低C

数分子增加;w (饱和烃)和w (芳香烃)增加,w (胶质)和w (沥青质)减少;w (S )由0.17%下降到0.06%,

?

43?大　庆　石　油　学　院　学　报 第29卷　2005年

这表明稠油黏度降低的原因在于稠油中胶质、沥青质的裂解和S键的断裂,并且上述裂解反应的产物多为低C数的饱和烃与芳香烃.

2.3　油层矿物对降黏作用的影响

为了进一步模拟井下条件,向反应体系加入油层矿物,做对比实验.H3PMo12O40与油层矿物能产生协同催化作用,因为大多数油层矿物在水蒸气的作用下,都可形成含有SiO4四面体三维网络的水凝胶,这种硅水凝胶具有很大的比表面,有很强的吸附能力;而H3PMo12O40阴离子属软碱,具有独特的配位能力,这样具有催化作用的H3PMo12O40阴离子分散吸附在硅水凝胶上,增加了与稠油的接触面积,使其催化能力充分发挥.此时,m(稠油):m(H3PMo12O40):m(H2O)∶m(油层矿物)=1000∶0.05∶30∶10,反应温度为260℃,反应时间为24h,实验结果见表3.

表3　向反应体系加入油层矿物的实验结果%

反应体系

C数分布族组成

w(S)Δμ

未反应稠油20.935.373.498.536.926.931.3 4.90.17—稠油+水+H3PMo12O4041.256.686.899.940.431.624.7 3.30.0655.9

稠油+水+H3PMo12O40+

油层矿物

44.760.189.299.942.232.822.1 2.90.0263.2

从表3可知,加入的油层矿物与H3PMo12O40产生了明显的协同效应,轻烃组分进一步增加,重烃组分进一步减少,w(S)由不加油层矿物时的0.06%降至0.02%,降黏率由55.9%提高到63.2%,该实验取得了与文献[6]相似的降黏效果.

3　结论

(1)以H3PMo12O40为催化剂,在最佳反应条件下,可使大庆外围阿拉新区块稠油降黏率达到55.9%; H3PMo12O40的质量、反应温度和反应时间是影响降黏效果的主要因素;反应后,稠油中轻烃组分增加,重烃组分减少,w(S)降低.

(2)油层矿物与H3PMo12O40催化剂可产生协同效应,二者共同作用,使稠油黏度降低63.2%,并且稠油中轻烃组分进一步增加,重烃组分进一步减少,w(S)进一步降低.

参考文献:

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第4期 张晓妮等:磷钼酸对大庆外围杜—3井稠油的裂解降黏作用

Abst ract s Jo urnal of Daqing Pet roleum Instit ute Vol.29　No.4　Aug.2005

der to t he outer one w it h t he i ncreasi ng of eccent ric dist ance,and moves f rom t he nei g hborhood of t he outer cy li n der to t he i nner one w it h t he i ncreasi ng of t he positi ve rot ational velocit y of t he outer cy li n2 der;t he rot ational velocit y of t he i nner cy li nder af f ects t he dist ribution of H g reatl y w hen t he rot a2 tional velocit y of outer one is i n a positi ve and sm all con dition,and t he m a x i m um poi nt of H moves f rom t he nei g hborhood of t he outer cy li nder to t he i nner one;w hile t he di rection of t he outer cy li nder af f ects t he dist ribution and t he m ax im um of H i ncons picuousl y w hen t he rot ational velocit y of t he i n2 ner one is i n a sm all condition.

K ey w ords:Newton fluids;eccent ric annuli;helical flow;stability parameter

E ffect of H3PMo12O40on catalytic visbreaking of heavy oil from alax in Daqing peripheral oilf ields/2005,29

(4):33-35

ZHAN G Xiao2ni1,H E Shi2zhong2,ZHAN G Xi2wen3,WEN Shou2bin4

(1.D aqi ng N orm al Universit y,D aqi ng,Heilong j i ang163712,Chi na;2.Ed ucational A dmi nist ra2 tion,D aqi ng V ocation College,D aqi ng,Heilon g j i ang163255,Chi na3.X i nli Oil Recovery Pl ant, J ili n Oil f iel d Cor p.L t d.,S ong y uan,J ili n138004,Chi na;4.Pet roleum En gi neeri ng College, D aqi ng Pet roleum I nstit ute,D aqi ng,Heilong j i ang163318,Chi na)

Abstract:A super2strong acid catalyst to be used in catalytic visbreaking of heavy oil from Daqing Oil2 field is prepared.In t he laboratory,t he effect of t he catalyst on catalytic visbreaking of t he heavy oil is st udied wit hin similar conditions of steam stimulation p rocesses.The effect of material ratio,t he reac2 tion temperat ure,t he time on t he catalytic visbreaking of heavy oils are analyzed.K inetic Viscosity(50℃),carbon numbers distribution,family compo sition and sulf ur content of bot h raw and handled heavy oil are tested.A55.9%visco sity reduction of t he heavy oil has been obtained in t he reaction carried out at260℃for24h,while t he material ratio(heavy oil to catalyst to water)is100to0.05to30.The content of heavier f ractions and sulf ur decreases and t he content of lighter f ractions increases.Catalyst additive amount,time and temperat ure have t he main effect on t his reaction.The synergetic effect be2 tween formation mineral and H3PMo12O40on visbreaking reaction was observed in experiment s.A63. 2%visco sity reduction of t he heavy oil is obtained when formatio n mineral and catalyst coexist in reac2 tion system.

K ey w ords:H3PMo12O40;heavy oil;catalytic visbreaking

Analysis of change and movement of oil interface in polymer solution/2005,29(4):36-39

CU I Wan2jun1,2,J IA Zhen2qi1,C H EN Jing3

(1.Pet roleum Engi neeri ng College,D aqi ng Pet roleum I nstit ute,D aqi ng,Heilong j i ang163318,Chi2 na;2.Oil Recovery Pl ant N o.1,D aqi ng Oil f iel d Cor p.L t d.,D aqi ng,Heilong j i ang163001,Chi2 na;3.I nstit ute of Pet roleum En gi neeri ng,D aqi ng Oil f iel d Cor p.L t d.,D aqi n g,Heilong j i ang 163453,Chi na)

Abstract:The polymer solution wit h viscous2elastic behavior is able to increase microcosmic oil displace2 ment efficiency.The residual oil movement indicates t hat t he oil interface has been changed in t he pores by polymer flooding.The inner cause of oil interface change is explored by t he experiment s of oil inter2 face and by t he knowledge of t he interfacial t hermodynamics,analyzing t he interfacial p ulling force of a oil drop in t he different solutions.The flow water、surfactant solution and glycerine solution have no p ull effect s on t he interface of a oil drop;But polymer solution has a st rong p ull effect on t he interface of a oil drop.The oil interface can be coned by t he viscous-elastic p ulling force of polymer solution and t he f ront cone interface is moving to form a oil t hread.The met hods of increasing microcosmic oil displace2 ment efficiency include t he increasing of t he viscous2elastic p ulling force of polymer solution and t he de2 creasing of oil interfacial tensio n.

K ey w ords:polymer flooding;interface change;viscous2elastic behavior;interfacial tension;surfactant

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常用试剂的配制一、标准溶液的配制 1、硫酸（H 2SO 4 ）溶液的配制： 1000mL浓度c（1/2H 2SO 4 ）=0.1mol/L，即c（H 2 SO 4 ）=0.05mol/L的硫酸溶液的配制： 取3mL左右的浓硫酸缓缓注入1000mL水中，冷却，摇匀。 新配制的硫酸需要标定，其标定方法如下： 称取于270-300℃高温炉中灼烧至恒重的工作基准试剂无水碳酸钠0.2g，溶于50mL水中，加10滴溴甲酚绿-甲基红指示液，用配制好的硫酸溶液滴定至溶液由绿色变为暗红色，煮沸2min，冷却后继续滴定至溶液再呈暗红色。同时做空白试验（取50mL水，加10滴溴甲酚绿-甲基红指示液，同样用硫酸溶液滴定至溶液由绿色变为暗红色，煮沸2min，冷却后继续滴定至溶液再呈暗红色）。 计算公式为： 式中： m：无水碳酸钠的质量，g； V 1 ：滴定时所用的硫酸的体积，mL； V 2 ：空白滴定时所用的硫酸的体积，mL； M：无水硫酸钠的相对分子质量，g/mol，[M（1/2Na 2CO 3 ）=52.994）]。 测定氨氮时，氨氮含量的计算： 式中： 氨氮：氨氮含量，mg/L； V 1 ：滴定水样时所用的硫酸的体积，mL； V 2 ：空白滴定时所用的硫酸的体积，mL； M：硫酸溶液的浓度，mol/L； V：水样的体积，mL。 2、重铬酸钾（K 2Cr 2 O 7 ）溶液的配制 1000mL浓度c（1/6K 2Cr 2 O 7 ）=0.2500mol/L，即c（K 2 Cr 2 O 7 ）=0.0417mol/L的重铬酸钾溶液的 配制： 称取12.258g于120℃下干燥2h的重铬酸钾溶于水中，并移入容量瓶中，定容至1000mL，摇匀，备用。

文留油田稠油特性及降粘技术应用研究

文留油田稠油特性及降粘技术应用研究 文留油田稠油特性及降粘技术应用研究 摘要：文留油田稠油井分散，物性差异较大，依据粘度将其分为普通稠油、特稠油和超稠油，本文对这三类稠油的物理特性、开采方式进行了分析和研究。结合文16-45井，详细介绍了稠油开采和应用油基稠油降粘复合解堵工艺情况。 关键词：文留油田稠油特性降粘热洗解堵 文留油田随着老区滚动扩边及Ⅱ、Ⅲ类储层的不断开发，稠油井日益增多，但比较分散。不同稠油井之间，物理特性差异较大，50℃脱气原油粘度104～9100 mPa.s，平均粘度814.06 mPa.s；地面脱气原油密度0.8215～0.9350g/cm3，平均密度0.8678g/cm3。 一、文留油田稠油物理特性 按有关稠油分类标准，把文留油田稠油分为三类：普通稠油、特稠油和超稠油（见表1）。 说明：表中粘度取50℃时地面脱气原油粘度；分类以原油粘度为首要指标，相对密度为辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。 1.普通稠油 普通稠油即50℃温度下脱气原油粘度在100～6000mPa.s之间，能用常规抽油泵生产，表现为粘滞阻力较大，功图肥大，电流较高。文留油田有普通稠油井32口，占稠油井总数的86.5%。其中11口井用常规降粘剂或定期热洗降粘后，能维持低能耗长检泵周期持续生产。有5口井用常规降粘剂降粘后，伴有粘滞力较大的重质油析出集聚，导致泵阀球失灵，常规热洗无效，需要进行作业检泵。有4口稠油井因粘度相对较低，通过选用或改进抽稠泵即可维持正常生产。有12口井常规降粘效果较差，频繁洗井扫线，长期高能耗生产；由于粘度降不下来，流动阻力大，泵效低，严重影响原油产量，但通过油套环空投加新型高效专用降粘剂也实现了正常生产。 2. 特稠油

硫酸标准溶液的配制和标定

硫酸标准溶液的配制和标定 1.各浓度硫酸标准滴定溶液的配制 按表1所示，量取硫酸慢慢注入600mL烧杯内的400mL水中，混匀。冷却后转移入1L量瓶中，用水稀释至刻度，混匀。贮存于密闭的玻璃容器内。 表 1 量取硫酸体积 硫酸标准滴定溶液浓度 mol/L 配制1L硫酸溶液所需硫酸体积 mL 0.05 1.5 0.1 3.0 0.2 6.0 0.515.0 1.030.0 2.标定 按表2所示，准确称量已在270-300℃干燥过4h的基准无水碳酸钠分别置于250mL锥形瓶中，各加入蒸馏水50mL使其溶解，再加2滴甲基红指示液，用硫酸溶液滴定至红色刚出现，小心煮沸溶液至红色褪去，冷却至室温。继续滴定、煮沸、冷却，直至刚出现的微红色在再加热时不褪色为止。 表2 标定所需无水碳酸钠质量 无水碳酸钠质量硫酸标准滴定溶液浓度mol/L g 0.050.11±0.001 0.10.22±0.01 0.20.44±0.01 0.5 1.10±0.01 1.0 2.20±0.01 3.计算 硫酸标准滴定溶液浓度按式(1)计算：

c(1/2H2SO4)＝m/0.05299×V 式中： c(1/2H2SO4)──硫酸标准滴定溶液之物质的量浓度，mol/L； m──称量无水碳酸钠质量，g； V──滴定用去硫酸溶液实际体积，mL； 0.05299──与1.00mL硫酸标准滴定溶液〔c(1/2H2SO4)＝1.000mol/L〕 相当的以克表示的无水碳酸钠的质量。 4.精密度 做五次平行测定。取平行测定的算术平均值为测定结果。 五次平行测定的极差，应小于表3规定的容许差r。 表3硫酸标准滴定溶液标定的容许差 硫酸标准滴定溶液每月重新标定一次

水质总磷的测定(钼酸铵分光光度法)

水质总磷的测定 ——钼酸铵分光光度法 1.目的 磷是水富营养化的关键元素。为了保护水质，控制危害，在水环境检测中总磷已经列入监测项目。 总磷包括水溶解的、悬浮的、有机磷的和无机磷，因此将未过滤的水样消解。 将水中各形态磷转化成可溶态的无机磷酸盐的消解方法很多。本实验选用过硫酸钾消解。 2.原理 在中性条件下，过硫酸钾溶液在高压锅内经过120℃以上加热，产生如下反应： K2S2O8 + H2O 2 KHSO4 + [O] 从而将水中有机磷、无机磷、悬浮物内的磷氧化成正磷酸。 在酸性介质中，正磷酸与钼酸铵反应，在锑盐存在下生成磷钼杂多酸后，立即被抗坏血酸还原，生成蓝色的络合物，在880和700nm波长下均有最大吸收度。 3. 试剂 3.1 过硫酸钾，50g/L溶液将5g 过硫酸钾（K2S2O8 A.R）溶于水并稀释至100mL。 3.2 抗坏血酸，100 g/L溶液溶解10g抗坏血酸（C.P）于水中，并稀释至100 mL此溶液储存于棕色的试剂瓶中，在冷处可稳定几周。如不变色可长时间使用。 3.3 钼酸盐溶液溶解13g钼酸铵[(NH4)6MoO24·4H2O]100mL水中。溶解0.35g 酒石酸锑钾[KSbC4H4O7·1/2H2O]于100mL水中，在不断搅拌下把钼酸铵溶液缓缓加到300mL（1+1）硫酸中，然后再加酒石酸锑钾溶液混合均匀。此溶液储存在棕色瓶中，在冷处可保存二个月。 3.4 硫酸：硫酸（H2SO4 A.R），密度为1.84g/mL。 3.5 磷酸标准储存溶液：称取0.2197g于110℃干燥2小时在干燥器中放冷的磷酸二氢钾（KH2PO4，A.R）用水稀释后移至1000mL容量瓶中。加入大约800mL水，加5mL硫酸（3.4）用水稀释至标线，摇匀。浓度为50.0ug/mL,P。 3.6 磷标准使用液：将10.00mL的磷标准溶液（3.5）移至250mL容量瓶中，用水稀释至标线，混匀。浓度为2.0ug/mL，P。 4.仪器 4.1医用手提式蒸气灭菌器或家用压力锅（压力为1.1-1.4kg/cm2），锅内温度相当于120-124℃。 4.2 50mL具塞（磨口）刻度试管。 4.3 分光光度计。 5.分析步骤 5.1 取25.00mL样品于具塞刻度试管中（取样时应将样品摇匀，使有沉淀或悬浮

硫酸铈滴定液配制和标定标准操作规程

目 的：制定硫酸铈滴定液配制和标定标准操作规程。 适用范围：硫酸铈滴定液的配制和标定。 责 任：检验室人员按本规程操作，检验室主任监督本规程的实施。 程 序： 1. 仪器用具 十万分之一分析天平、干燥箱、锥形瓶、刻度吸管、量筒、滴定管、电炉、容量瓶等。 2. 试剂及试液 硫酸铈、蒸馏水、基准三氮二砷、氢氧化钠滴定液（1mol/L ）。盐酸、 碘酸钾、碘化钾、邻二氮菲指示液、硫酸。 3. 配制 取硫酸铈42g （或硫酸铈铵70g ）加含有硫酸28ml 的水500ml ，加热溶解后，放冷，加水适量使成1000ml ，摇匀。 4. 标定。 4.1取在105℃干燥至恒重的基准三氧化二砷0.15g ，精密称定，加氢氧化钠滴定液（lmol/L ）10ml 微热使溶解，加水50ml 、盐酸25ml 、氯化碘试液5ml 与邻二氮菲指示液2滴，用本液滴定至近终点时，加热至50℃，继续滴定至溶液由浅红色转变为淡绿色。每1ml 硫酸铈滴定液（0.1mol/L ）相当于4.946mg 的三氧化砷。根据本液的消耗量与三氧二砷的取用量，算出本液的浓度，即得。 4.2如需用硫酸铈滴定液（0.01mol/L ）时，可精密量取硫酸铈滴定液（0.1mol/L ），用每100ml 中含硫酸2.8ml 的水定量稀释制成。 5. 结果计算。 3 2242424/)()()(3 2O AS SO Tce SO Vce W SO Fe O AS ?=

式中：F表示滴定液的校正因子。 W表示基准物的取样量。 V表示基准物消耗滴定液的体积。 T表示滴定度。 6. 注意事项 6.1邻二氮菲指示液中含有一定量的硫酸亚铁，全消耗微量滴定液，故不宜多加，并需 临用前新制，滴定至近终点时，加热至50℃，可加速反应的进行。 6.2硫酸铈容易水解，加入硫酸的目的是防止硫酸铈的水解。 7. 技术要求 7.1贮藏：置玻璃塞的棕色玻璃瓶中，密闭，在凉处保存。 7.2复标规定：每二个月标化一次。

248-257辽河油田稠油热采井钻完井技术

辽河油田稠油热采井钻完井技术 辽河石油勘探局工程技术研究院 摘要：稠油热采井钻完井是稠油开采技术中的一个重要问题，钻井所面临的主要问题是低压钻井问题。而热采井中最大的问题是完井中的套管先期损坏问题，通过对套管损坏井的调查与分析，提出了稠油热采井套管损坏的主要原因，并对此进行了系统研究。提出了热采井套管设计技术、套管选择技术和降低套管热应力技术、提高固井质量技术、油井开采防砂技术等稠油热采井延长寿命的系列完井技术，通过这些技术的应用保证了稠油藏的顺利开发。 关键词：稠油井热采、套管损坏、热采井完井、热采井套管选择、套管设计、防砂、降低热应力。 1．辽河油田稠油开发概述 辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油的总产量占油田原油总产量的70%，稠油开采以热力采油为主，因此辽河油田的发展史可以说是一部稠油发展史。 到目前为止辽河油田共探明稠油油藏面积200.5km2,共探明地质储量10.2237×108t，动用探明油藏面积128.4 km2,动用地质储量7.6208×108t，共生产稠油1.0371×108t。 辽河油田探明稠油分布图如下图所示

辽河油田稠油油藏具有以下特点： 探明地质储量102237×104t中的油藏深度情况如下： 动用地质储量7.6208×108t中的油藏深度情况如下： 辽河油田探明地质储量中的油品性质如下所示： 辽河油田于1978年发现了高升稠油藏，这是辽河油田发现稠油油油田的开始，以后随着勘探工作的不断进展又发现了大量的稠油油藏。辽河油田于1982年首次在高升油田进行了稠油热采实验并取得了巨大的成功。辽河油田从此走上了稠油热采的快车道，稠油开发得到了高速发展。由于稠油油田进行热力开采的特殊性也为辽河油田的稠生产带来了全新的技术观念和技术进步。 2．稠油油藏钻井技术 稠油油田的钻井工艺与普通井的钻井并没有多少特殊性，但随着油田开发时间的延长，稠油地下压力下降很快，这为钻井的正常进行带来了新的挑战。为了解决稠油井的钻井问题进行了系列研究并取得了大量的研究成果。 2.1热采稠油井井身结构设计 开始进行稠油开采实验时采用的是普通稀油油井身结构设计。即表层套管加油层套管固井完成油井。结果发现注蒸汽时套管带着井口上长，有的甚至达到了近两米高，现场工人操作非常困难。随着油井的生产，井口的采油树又逐步下降回到原来的高度。随着油井的生产发现热采油井大量出砂，套管大量先期损坏。研究后决定应用如下井身结构标准： a．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻穿目的层至完钻井深下入177.8mm套管固井完成。 固井水泥浆返到井口。 b．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻达目的层以上3－5m完钻后下入177.8mm套管固井

有机硅稠油降粘剂成分分析配方开发降粘机理和技术工艺

有机硅稠油降粘剂配方技术开发，降粘机理及问题解决方案导读：本文详细介绍了有机硅类稠油降粘剂的研究背景，理论基础，参考配方等，本文中的配方数据经过修改，如需更详细资料，可咨询我们的技术工程师。 有机硅类稠油降粘剂广泛应用于石油开采方面，禾川化学引进国外配方破译技术，专业从事有机硅类稠油降粘剂成分分析、配方还原、研发外包服务，为石油化工企业提供一整套配方技术解决方案。 一.背景 稠油因其密度大、粘度高、流动性差而不能用常规方法开采。稠油开采的关键是降粘、降摩阻、改善流变性。目前常用的稠油(包括特稠油和超稠油)降粘方法有:掺稀降粘、加热降粘、改质降粘及乳化降粘。掺稀降粘受稀油来源的限制;加热降粘能耗大;改质降粘存在催化剂筛选困难的缺点;乳化降粘因其使用范围宽(包括油层开采、井筒降粘、管道输送等领域) ,且工艺简单等优势而研究活跃。 有机硅降粘剂是由甲基三氯烷类做主要原材料，在有机溶剂条件下，经水解得到环状的、线性的和交联聚合物的混合物。再经过碱化处理而形成的一种淡黄色透明的液体，生成的产品相对稳定。分子结构中含有Si-C 键的化合物，以硅氧键（Si-O-Si）为骨架组成的聚硅氧烷，是有机硅化合物中数量最多，应用最广的一类。 有机硅分子中的≡Si—OH 键易与粘土上的≡Si—OH键缩聚成≡Si—O—Si≡键，在粘土表面形成一层甲基朝外的CH3-Si牢固化学吸附层，使粘土表面发生润湿反转，阻止和减缓粘土表面的水化作用，阻止泥页岩水化膨胀，坍塌。能够有效地控制钻井液高温增稠，防止高温聚结作用，形成端-端（E-E)，端-面（E-F)

的结合，削弱和拆散了粘土颗粒的空间网架结构，并放出大量自由水，致使钻井液的粘度和切力下降，达到了稀释降粘的目的。 禾川化学技术团队具有丰富的分析研发经验，经过多年的技术积累，可以运用尖端的科学仪器、完善的标准图谱库、强大原材料库，彻底解决众多化工企业生产研发过程中遇到的难题，利用其八大服务优势，最终实现企业产品性能改进及新产品研发。 样品分析检测流程：样品确认—物理表征前处理—大型仪器分析—工程师解谱—分析结果验证—后续技术服务。有任何配方技术难题，可即刻联系禾川化学技术团队，我们将为企业提供一站式配方技术解决方案！ 稠油乳化降粘机理 乳化降粘机理的研究主要体现在原油乳状液理论和最佳密堆积理论。 原油乳状液理论表明:W/O(油包水)型乳状液粘度与油的粘度成正比,并随含水率的增加而呈指数增加,故含水原油乳状液的粘度远远超过不含水原油的粘度;O/W(水包油)型乳状液粘度与水的粘度成正比,与原油含水率的增加成反比,而水在50℃的粘度仅为mPa·s,远远低于原油的粘度,而且含水越高,原油乳状液粘度越小。若设法将W/O型乳状液转变成O/W型乳状液,则乳状液的粘度将大幅降低。 稠油乳化降粘剂不仅能形成稳定的O/W乳状液起到降粘的作用,而且也能借助氢键渗透、分散进入胶质和沥青质片状分子之间,拆散平面重叠堆砌而成的聚集体,形成片状分子无规则堆砌,有序程度降低,空间延伸度减少,聚集体中包含的胶质、沥青质分子数目减少,原油的内聚力降低,起到降粘的作用。

稠油降黏新技术的研究进展

２０１２年１月第２７卷第１期 西安石油大学学报（自然科学版） ＪｏｕｒｎａｌｏｆＸｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＥｄｉｔｉｏｎ） Ｊａｎ．２０１２ Ｖ０１．２７Ｎｏ．１ 文章编号：１６７３－０６４Ｘ（２０１２）０１－００６４－０７ 稠油降黏新技术的研究进展 朱静１，李传宪１，杨飞１，辛培刚２ （１．中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院，山东青岛２６６５５５； ２．海洋石油工程（青岛）有限公司，山东青岛２６６５５５） 摘要：稠油中含有大量胶质、沥青质，造成其黏度高、密度大、流动性差，给稠油的开采和输送造成了很大困难．常规降黏方法，包括加热降黏、稀释降黏及乳化降黏，都有其不可克服的缺点．介绍了５种新型降黏技术的作用机理及其在国内的研究应用情况，包括油溶性降黏剂降黏、水热催化裂解降黏、微生物降黏、超声波降黏、磁处理降黏．指出目前单一降黏方法难以解决稠油的开采和输送问题，采用合理的复配技术是解决稠油降黏的有效途径． 关键词：稠油；新型降黏技术；降黏机理；应用现状 中图分类号：ＴＥ３４５文献标识码：Ａ 稠油中含有大量胶质、沥青质，造成其黏度高、密度大、流动性差，给稠油的开采和输送造成了很大困难．传统降黏方法包括加热降黏、稀释降黏及乳化降黏．加热降黏输油能耗高，允许的输量变化范围小，停输易发生凝管事故；稀释降黏会增加能耗，降低稀油物性；乳化降黏存在掺水量大、投资大、后期脱水困难等缺点．可见传统降黏方法都有其不可克服的缺点…．因此，开发研究新型高效稠油降黏技术至关重要．本文介绍了油溶性降黏剂降黏、水热催化裂解降黏、微生物降黏、超声波降黏、磁处理降黏５种降黏新技术的作用机理及其在国内的研究应用情况． １油溶性降黏剂降黏 １．１降黏机理 降黏剂分子中含有极性基团侧链及高碳烷基主链，主碳链可使降黏剂分子溶于油中，侧链的极性基团可与胶质、沥青质中的极性基形成更强的氢键，通过分散、渗透作用进入胶质及沥青质的片状分子之间，部分拆散平面重叠堆砌而成的聚集体结构，形成片状分子无规则堆砌，结构变松散，并减少聚集体中所包含的胶质、沥青质分子数目，降低原油内聚力，起到降黏作用嵋引． １．２应用现状 油溶性降黏剂降黏是在降凝剂技术的基础上发展起来的一种新型降黏技术．目前，针对于含蜡原油的降凝剂的生产应用已比较成熟．当降凝剂作用于稠油时，通过改变原油中石蜡的结晶状态，降低原油的凝固点，其表观黏度也有一定程度的降低，即降凝剂都具有降黏作用，但这种降黏效果非常有限．目前，国内已开发了一些针对于稠油降黏的油溶性降黏剂，见表１． 从表１可见，近几年降黏剂的开发研制速度较快，新型降黏剂屡见报道，降黏率大幅度提高，可达到９０％左右．有些已经应用于工业生产中，如张红等Ｈ１从辽河超稠油内部复杂的结构组成出发，合成出新型大分子含氮聚合物型降黏剂，取得了良好效果；韩鹏等∞ｏ将油溶性降黏剂应用于孤岛稠油油藏的矿场开采中，结合油藏地质特点，不同开发特征井应用不同的化学复合吞吐工艺组合，取得了较好的增油效果．因此，油溶性降黏剂具有良好的发展前 收稿日期：２０１０．ｔ２—２４ 作者简介：朱静（１９７８－），女，讲师，硕士，主要从事石油与天然气储运方面的研究．Ｅ－ｍａｉｌ：ａｎｇｅｌ＿ｚｈｕｊｉｎｇ＠１６３．ｃｏｍ万方数据

磷钼酸铵

钢铁中或多或少都含有磷，通常是由冶炼原料、燃料中带入。磷在钢中以固溶体磷化物存在.有时呈磷酸盐夹杂形式存在。磷在钢中可以提高钢的抗拉强度和耐大气腐蚀作用，改善钢的切削加工性能；但是，磷在钢中又能降低高温性能和增加脆性，影响钢的塑性和韧性。因此，磷在钢中是一种有害元素。一般钢种把磷含量控制在0.05％以下，但易切削钢可达0.4％左右，生铁和铸铁可高达0.5％左右。 国家标准分析方法有：GB／T223.3—1988《钢铁及合金化学分析方法二安替比林甲烷磷铝酸重量法测定磷量》、GB／T223.59一1987《钢铁及合金化学分析方法锑磷钼蓝光度法测定磷量》、GB／T 223.61_一1988《钢铁及合金化学分析方法磷钼酸铵容量法测定磷量》、GB／T 223.62一1988《钢铁及合金化学分析方法乙酸丁酯萃取光度法测定磷量》。 工厂实用分析方法有：滴定法，分光光度法。 滴定法为酸碱滴定法，是将生成的磷钼酸铵用碱溶解，过量的碱以酸回滴。由于分析时间长，除特殊试样采用此法外，均为分光光度法所代替。 分光光度法有钒钼黄和钼蓝法两类。钒钼黄是磷酸与钒酸、钼酸作用形成磷钒钼黄杂多酸直接测定。钼蓝法是将磷钼杂多酸还原成钼蓝后进行测定，所用还原剂有氯化亚锡、抗坏血酸、硫酸联胺和亚硫酸盐等，最常用的是前两种。 一、磷钼酸铵滴定法 1．方法要点

试样以硝酸溶解，并滴加高锰酸钾溶液使磷转化为正磷酸。在酸性溶液中，钼酸铵与磷酸形成磷钼酸镀黄色沉淀。将所形成的沉淀过滤洗涤后用氢氧化钠标准溶液溶解，用硝酸标准溶掖回滴过量的氢氧化物。 2．主要反应 H3PO4+12（NH4)2MoO4+2lHNO3＝(NH4)3PO4·12MoO3↓+21(NH4)NO3+12H2O 2(NH4)3PO4·12MoO3+46NaOH=(NH4)2MoO4+2(NH4)2HPO4+23Na2MoO4+22H2O NaOH+HNO3＝NaNO3+H2O 3．试剂 (1)硝酸溶液(1+3．2+98，5+95)。 (2)硝酸(浓)。 (3)盐酸(浓)。 (4)高氯酸(浓)。 (5)高锰酸钾溶液(4％)。 (6)亚硝酸钠溶液(30％)。 (7)硝酸洗液每100mL硝酸溶液(2+98)中加入50g硝酸铵。 (8)氨水(浓)。 (9)盐酸羟胺溶液(10％)。 (lO)钼酸铵溶液(4％) 称取40g钼酸铵溶解于400mL水中，加80mL氨水，溶解后，倒入事先配好并冷却的320mL硝酸溶液(1+1)中，

硫酸标准溶液配制与标定

硫酸标准溶液配制与标定 配制： 称取上述规定定量的于270-300℃灼烧至恒重的基准无水碳酸钠，称准至0.0001g。溶于50ml水中，加10滴溴甲酚绿-甲基红混合指示剂，用配好的硫酸溶液滴定至溶液由绿色变为暗红色，煮沸2min，冷却后继续滴定至溶液再呈暗红色。同样做空白试验， 计算： C(1/2H2SO4)=m/[(V1-V2）*0.05299)] V1--------硫酸之用量，ml V2--------空白试验硫酸之用量，ml 0.05299-------于1.0000ml硫酸标准溶液相当的以克表示的无水碳酸钠的质量 比较方法： 量取30.00-35.00ml上述规定浓度的氢氧化钠标准溶液，加50ml无二氧化碳的水及2滴酚酞指示剂（10g/l），用配好的硫酸溶液滴定，近终点时加热至80度，继续滴定至溶液呈粉红色。 计算： C(1/2H2SO4)=v1*c1/v V1--------氢氧化钠标准溶液之用量，ml V----------硫酸之用量，ml C1----------氢氧化钠标准溶液之物质的量浓度，mol/l 氢氧化钠标准溶液的配制与标定 配制： 称取100g氢氧化钠，溶于100ml水中，摇匀，注入聚乙烯容器，密闭放置至溶液清亮，用塑料管虹吸下述规定体积的上层清液，注入1000ml无二氧化碳的水 称取上述规定的量于105-110℃烘至恒重的基准邻苯二甲酸氢钾，称准至0.0001g。溶于上述规定体积的无二氧化碳的水中，加2滴酚酞指示剂（10g/l），用配好的氢氧化钠溶液滴定至粉红色，同样作空白试验，

计算： C(NaOH)=m/[（V1-V0）*0.2042] V0------空白试验氢氧化钠溶液之用量，ml V1------氢氧化钠溶液之用量，ml 0.2042-----于1.00ml氢氧化钠标准溶液相当的以克表示的邻苯二甲酸氢钾的质量比较方法： 量取30.00-35.00ml上述规定浓度的盐酸标准溶液，加50ml无二氧化碳的水及2滴酚酞指示剂（10g/l），用配好的硫酸溶液滴定，近终点时加热至80度，继续滴定至溶液呈粉红色。 计算： C(NaOH)=v1*c1/v V1--------盐酸标准溶液之用量，ml V----------氢氧化钠溶液之用量，ml C1----------盐酸标准溶液之物质的量浓度，mol/l 盐酸标准溶液的配制与标定 配制： 称取上述规定定量的于270-300℃灼烧至恒重的基准无水碳酸钠，称准至0.0001g。溶于50ml水中，加10滴溴甲酚绿-甲基红混合指示剂，用配好的盐酸溶液滴定至溶液由绿色变为暗红色，煮沸2min，冷却后继续滴定至溶液再呈暗红色。同样做空白试验， 计算： C(HCL)=m/[V1-V2）*0.05299)] V1--------盐酸之用量，ml V2--------空白试验盐酸之用量，ml 0.05299-------于1.0000ml盐酸标准溶液相当的以克表示的无水碳酸钠的质量 比较方法： 量取30.00-35.00ml上述规定浓度的氢氧化钠标准溶液，加50ml无二氧化碳的水及2滴酚酞指示剂（10g/l），用配好的硫酸溶液滴定，近终点时加热至80度，继续滴定至溶液呈粉红色。 计算： C(NaOH)=v1*c1/v V1--------氢氧化钠标准溶液之用量，ml V----------盐酸溶液之用量，ml C1--------氢氧化钠标准溶液之物质的量浓度，mol/l

超稠油水平井热采技术

超稠油水平井热采技术 目录 1 概况 (1) 1.1 地质概况 (1) 1.2 水平井发展历程 (2) 1.2.1 开发试验阶段（ 1997~2002） (2) 1.2.2 整体部署规模实施阶段（ 2002~目前） (3) 2 水平井开发超稠油油藏的主要做法及认识 (3) 2.1 精细油藏研究，优化水平井设计 (3) 2.2 优化注采参数，改善水平井开发效果 (4) 2.2.1 新区水平井注采参数优化 (4) 2.2.2 直井井间加密水平井注采参数优化 (5) 2.2.3 高轮水平井注采参数优化及增产措施 (6) 2.3 完善配套钻采工艺技术，提高水平井生产效果 (7) 2.3.1 完善钻完井技术设计，适合超稠油开发 (7) 2.3.2 完善配套工艺技术，提高水平井开发效果 (8) 2.4 建立监测、跟踪分析系统，及时进行动态调整 (9) 2.4.1 利用不同井温测试方法，监测水平段动用程度 (9) 2.4.2 利用示踪剂技术，了解水平井与周围直井连通情况 (9) 2.4.3 采取有效手段调整水平段动用程度，提高周期生产效果 (10) 2.5 应用水平井侧钻技术，实现层间接替 (11)

2.6 对水平井生产所取得的认识 (12) 2.6.1 水平井在超稠油蒸汽吞吐中优势明显 (12) 2.6.2 井间加密部署水平井，挖掘井间剩余油潜力 (13) 2.6.3 利用水平井侧钻技术实现层间接替，提高油层动用程度 (14) 3 开展蒸汽辅助重力泄油（SAGD）试验，取得初步效果 (14) 4 水平井目前存在的问题及下步工作方向 (15) 4.1 目前水平井开发存在的问题 (15) 4.2 下步工作方向 (15)

稠油热采井配套工艺与精细化管理对策探讨

稠油热采井配套工艺与精细化管理对策探讨 稠油热采是向油层注入高温高压蒸汽，注入地层蒸汽干度越高，其热焓越高。如何保证注入油层蒸汽的干度，是本文研究的重点。提高井底注汽干度有两个方面，一是提高锅炉出口干度，二是减少输汽过程中的热损失。通过研究如何减少输汽过程中的热损失，在锅炉出口干度一定的情况下，以保证井底干度达到设计要求。 1注汽管网热损失计算 蒸汽输送热损失包括注汽管线热损失、阀门热损失、支墩热损失，根据《注汽管线热损失分析与保温技术研究》知道，支墩热损失占输汽过程中热损失的13.6%，阀门散热损失占输汽过程中热损失的2.3%，两项为15.9%，注汽管线热损失占84.1%。因为阀门、支墩热损失理论计算较困难，使用仪器现场测量支墩权平均求得占总热损失的比重。如果能计算出注汽管线的热损失值，就可求得墩和阀门的散热损失。重点研究注汽管线的热损失的理论计算。注汽管线散热损失主要包括注汽管壁通过保温层的导热，保温层和空气的对流辐射换热，在工程计算中，可将对流、辐射换热系数复合成对流换热系数。 2稠油井配套工艺技术 2.1防偏磨配套工艺，延长杆管使用寿命。 采用空心杆掺水工艺后，热采井综合含水由30%上升到了60%以上，原来使用的抗磨节箍防偏磨作用明显下降，杆管使用寿命缩短。针对这一问题，在热采井中应用空心杆抗磨付替代抗磨节箍，防偏磨效果发生了明显好转，空心杆的在用时间由120天延长到了310天，能够完全覆盖注热转周周期。 2.2防砂配套工艺，延长防砂管柱使用寿命。 针对油层胶结疏松、易出砂的特点，在全部采用两步法机械防砂时，注汽过程中的高温高流速蒸汽将砂墙推向油层深处，在放喷回采过程中地层砂回吐，造成防砂失效，尤其是多轮次注汽后更加明显。

稠油化学降粘冷采技术在胜利油田的研究及应用

稠油化学降粘冷采技术在胜利油田的研究及应用 梁　伟 （１．中石化胜利油田分公司石油工程技术研究院；２．山东省稠油开采技术省级重点实验室，山东东营　２５７０００） 摘　要：化学降粘能有效降低稠油粘度，提高油井产量，具有不动管柱、低成本生产等优点，是近年研究的热点。研制了新型水溶性降粘剂体系，对该体系的降粘性能、油砂洗油性能以及单管岩心驱油效果进行了室内评价。结果表明：降粘剂体系对胜利油田不同区块稠油的降粘率均在９５％以上，且具有良好的油砂洗油性能，对不同油藏稠油的油砂洗油率达９１％以上，可提高单管岩心驱替效率１４．２９％。稠油化学降粘冷采技术在胜利油田进行了规模化现场应用，取得了良好的效果。 关键词：稠油；降粘冷采；水溶性降粘剂体系；现场应用 中图分类号：ＴＥ３５７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１９）０４—００６８—０２ 化学降粘可以较好地降低稠油粘度、稳定的分散性能和较好的洗油能力，具有提高油井产量、降低生产成本的特点，是近年来研究的热点［１～３］。化学降粘药剂主要有油溶性降粘剂和水溶性乳化降粘剂。油溶性降粘剂主要通过溶解、分散和渗透作用使稠油聚集体的结构发生变化，进而降低粘度；水溶性降粘剂通过分子间的作用力，破坏稠油大分子聚集体，使高粘稠油与水形成粘度很小的油水分散体系。由于油溶性降粘剂的使用条件苛刻，且用量大、成本高；而水溶性降粘剂的应用范围广、用量少、价格低，因此具有广阔的应用前景。 研制了新型水溶性降粘剂体系在油水界面具有很强的亲和性，体系穿插于原油表面，改变了原油表面特性，增强了原油的亲水性；体系吸附在矿物表面，在一定范围内，体系分子排列紧密，分子链彼此重叠，在矿物表面形成较为平滑的亲水性吸附膜；该体系水溶液将原油剥离成表面亲水的油珠，随着体系水溶液的流动富集于水相，形成“混合相”，由油水“两相流”变成“单相流”，在提高洗油效率的同时，扩大了波及体积，提高了驱替效果。 １　降粘剂体系对不同稠油降粘效果评价 实验考察水溶性降粘剂体系对胜利油田不同区块稠油油样的适应性，实验水浴温度５０℃，搅拌速率２５０ｒｐｍ，搅拌时间２ｍｉｎ，然后用Ｂｒｏｏｋｆｉｅｌｄ　ＤＶ－Ⅲ粘度仪测试原油粘度，加入的水溶性降粘剂体系浓度均为０．５％，计算降粘率。实验结果如表１所示。 表１　水溶性降粘剂体系对不同区块油样的降粘效果序号井号 ５０℃粘度 ｍＰａ·ｓ 加入降粘剂后 的降粘率１ＣＪＣ３７１－Ｐ２２　１１１５６　９８．４％ ２ＧＯＧＤＲＮ５　７９５３　９７．８％ ３ＤＸＸ６８Ｘ１３９　３６３２　９６．４％ ４ＣＱＣ１３－Ｘ９０８　１２８５０　９５．８％ ５ＧＤ－２－３３－５２７　４６２１　９７．９％ ６ＹＭＸＩ８－２０４　５２３１　９８．４％ ７ＳＤＢ５４６－Ｘ４１　１３５８０　９７．４％ 由实验结果可以看出，水溶性降粘剂体系可以实现胜利油田不同稠油的有效降粘，降粘率均达９５％以上。 ２　降粘剂体系洗油效果评价 提高采收率主要取决于两个因素，即提高波及系数和洗油效率，因此洗油效率的提高对提高采收率具有重要意义。本实验对不同区块的四种稠油油样进行油砂清洗实验。 表２　水溶性降粘剂体系对不同稠油油砂洗油效率 序号井号体系浓度洗油效率 １ＣＪＣ３７１－Ｐ２２　０．５％９２．２％ ２ＧＯＧＤＲＮ５　０．５％９９．３％ ３ＤＸＸ６８Ｘ１３９　０．５％９８．８％ ４ＣＱＣ１３－Ｘ９０８　０．５％９１．５％ ８ ６内蒙古石油化工 ２０１９年第４期　 收稿日期：２０１９－０１－２３ 基金项目：中石化股份公司重大推广项目“活性高分子稠油降粘采油技术推广应用研究”（Ｐ１８０８１）。 作者简介：梁伟（１９８５－），男，２０１０年获中国石油大学（华东）油气田开发工程硕士学位，现从事稠油开采提高采收率方面的研究工作。

磷的测量方法

二、磷含量的测定（HG 2636-2000） ——磷钼酸喹啉重量法 1、方法原理 在酸性介质中，正磷酸根与喹钼柠酮试剂反应生成磷钼酸喹啉沉淀，经过滤、洗涤、干燥、称量测定其磷含量。 2、试剂 2.1 硝酸（HNO3）：1+1水溶液(V/V)； 2.2 钼酸钠Na2MoO4； 2.3 柠檬酸(C6H8O7·H2O)； 2.4 丙酮(CH3COCH3)； 2.5 喹啉(C9H7N)(Ouin oline) 2.6 喹钼柠酮试剂： 溶液1：溶解70g钼酸钠于150ml水中； 溶液2：溶解60g柠檬酸于150ml水和85ml硝酸的混合液中； 溶液3：搅拌下将溶液1缓慢加入溶液2中； 溶液4：加5ml喹啉于25mL硝酸和100ml水的混合液中； 溶液5：将溶液4加入溶液3中，摇匀，放置24小时，过滤，滤液中加入280ml丙酮(4. 4)，用水稀释至1000ml，混匀。置于带塞聚乙烯瓶中，存入于暗处。 3、仪器 3.1 坩埚式过滤器：孔径15μm； 3.2 电烘箱：能控温180±5℃ 4、分析步骤 准确移取溶液A10.0ml置于300ml烧杯中，加入10ml硝酸(2.1)，用水稀释至100ml，加 热煮沸，加入50ml喹钼柠酮试剂，盖上表面皿，在水浴或电热板上加热煮沸1min取下，冷却至室温，冷却过程中搅拌3-4次。 用预先在180±5℃干燥至恒重的坩埚式过滤器过滤上层清液，用倾泻法洗涤沉淀6次，将沉淀转移至坩埚中，继续用水洗涤烧杯及沉淀3-4次。将坩埚置于180±5℃的烘箱中干燥45min，取出，于干燥器中冷却至室温后称量。 2楼 同时作空白试验。 5、结果计算： P%={(m1-m2) ×0.01400×250/m×10} ×100 (2)

稠油热采开发技术政策研究

稠油热采开发技术政策研究 一、摘要 二、引言 三、研究方法 四、研究结果及其分析 五、讨论 六、结论 七、参考文献 八、附录 摘要 稠油注蒸汽热力采油具有投资高、技术难度大和经济风险大的特点。为此，对稠油油藏进行是否适合注蒸汽热采的评价筛选工作就显得十分重要。本文通过对影响热采效果的主要油藏地质参数进行热采适应性评价，并进行蒸汽参数优化且作出合理的预测从而确定注蒸汽热采工艺技术方案。 注蒸汽热采主要有两种开采方式：一是蒸汽吞吐方式（或称循环注蒸汽，二是蒸汽驱方式。 稠油热采技术是油田开发中多专业配套技术，它包括：油藏精细描述技术、油藏热采筛选和热采可行性评价技术、利用油藏物理模拟和数值模拟进行热采机理研究和油藏工程优化设计研究技术、热采井钻井完井技术、热采井防砂技术、稠油测井系列和解释技术、井筒注汽隔热技术、高温测试技术、热力开采条件下采油工艺和油层改造技术、高温条件下地面注、采、输技术，利用水平井热力开采稠油技术和稠油热采经济评价技术等。 一、研究内容及思路 稠油油藏注蒸汽开发的复杂性主要体现在如何充分利用热能。这就涉及到需要考虑影响热采效果的各种因素，针对稠油特殊性油藏如何能达到理想的开发效果，选择并设计与该地质条件相匹配的开发方案是至关重要的一方面，另一方

面再通过数值模拟对具体的开发方案作出合理的生产动态预测。稠油热采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。其中蒸汽吞吐作为一种相对简单和成熟的热采技术已广泛应用于稠油开采中，成为稠油开采的主要方法。目前我国稠油开发方式所占比重为蒸汽吞吐(约占78%)，蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等。所以本文就蒸汽吞吐和蒸汽驱的可行性进行系统的研究。 1.影响热采效果的地质因素 1.1原油粘度和密度 原油粘度是最能反映稠油油藏特征的参数，对渗流状态的影响也很重要。由达西定律可知，流体通过多孔介质的流量大小与流体粘度成反比。根据稠油分类标准，稠油粘度是常规稀油粘度的几百倍到上千倍。一些超稠油（天然沥青）粘度粘温曲线p138)可以看出，原油粘度越高，加热使粘度降到同一可正常流动的粘度所需要的温度也越高。所以不论蒸汽吞吐还是蒸汽驱，原油粘度越高注蒸汽热采效果越差。 研究原油粘度对热采效果的影响时，还应对原油的流变特性进行分析。牛顿流体的粘度与剪切速率无关，而非牛顿塑性流体的粘度则随着剪切速率的变小而增大，且非牛顿流体在渗流过程中的粘度会大大高于地面测定条件下的粘度。当温度降到一定值后，原油可从牛顿流体变成非牛顿流体，这个流变特性转变对应的温度称“拐点温度”。“拐点温度”越低，反映出原油在较低温度下保持牛顿流体流动特征的性能越好，在蒸汽吞吐过程中，随着油层能量的消耗，日产能力逐步下降，油流在井筒内流速下降、井筒热损失率增加、井筒温度下降，“拐点温度”低的原油避免了比“拐点温度”高的原油更早的结束吞吐周期，使得吞吐效果更好。因此，在热采筛选过程中，除对原油粘度进行分类评价外，了解原油流变特征也是十分必要的。 1.2油层深度 油层深度增加对蒸汽热采不利。这是因为：一方面，油层越深，在注汽过程和采油过程中井筒热损失增加，热利用率减低、注入油层蒸汽干度降低乃至变成热水：另一方面，油层越深，对井下管具的质量和数量及井筒隔热技术的要求越高，这会大大增加生产费用而降低经济效益。一般原则是粘度越低、厚度越大的油藏，允许的油藏深度可大些，反之，油层埋深则浅些。