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《油气储运》2020,(8)
高含水期油田采用不加热集输工艺时,由于输送温度低,管道中往往出现凝油粘壁现象,导致管道流通面积减小,井口回压升高,集输能耗增大。基于传统冷指装置设计了可实现试验介质循环的试验装置,探究了油温、油壁温差、含水率、剪切强度及试验时间对高含水含蜡原油凝油粘壁特性的影响。结果表明:凝油粘壁和多相蜡沉积不是同一种沉积行为。当油水混合液的温度低于起始粘壁温度时会出现严重的粘壁行为,高含水含蜡原油的粘壁温度低于纯油凝点,含水率越高,起始粘壁温度越低。油壁温差和油温对粘壁行为的影响分温度区间,原油凝点以下的粘壁行为主要受油温控制,凝点以上的粘壁行为受温差影响更大。不发生乳化的油水混合液,水相的存在弱化了粘壁行为;反之,水相的存在强化了粘壁行为。搅拌或管流流动对粘壁凝油主要起剪切剥离作用。凝油粘壁厚度随时间的持续存在极限值,并不会无限增长。(图10,表2,参29) 相似文献
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对魏荆输油管道加降凝剂输送原油的方式做了一系列试验,特别是在摸索进站温度的合理性上做了大量工作,得出结论:随着管输加剂原油进站温度的降低,用直接法测得的原油凝点也降低,接近于用凝点国标法测得的原油凝点。因此,在泵站有一定余压的情况下,可以降低进站温度,或在不同季节采用压力越一、二、三站的优化运行方案,从而达到降低输油成本的目的。 相似文献
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《油气储运》2016,(3)
含蜡原油的胶凝特性决定了原油-水两相体系在温降过程中依然存在由溶胶体系向凝胶体系转变的行为过程,且对以集输生产为代表的原油储运工艺有着重要影响。通过描述含蜡原油油水两相降温胶凝特性的方法及原理,对非牛顿含蜡原油油水两相体系的胶凝特征温度及胶凝结构强度进行了流变测量,研究了含蜡原油不同水含量体系在不同温降过程中黏弹性参数的变化规律,实现了对含蜡原油油水两相胶凝特征参数的定量表征,构建了含蜡原油油水两相降温胶凝过程特性的普适性规律,解释了两相体系的降温速率及含水量对其胶凝行为的影响与作用机制,为含蜡原油油水两相节能输送工艺中流动保障技术的应用与优化提供了理论和实验依据。 相似文献
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油田集输工艺中油水混合物形成的原油乳状液流变特性较为复杂，可能影响管道安全经济运行。为探究磁处理对含蜡原油乳状液的降黏效果，利用自行研制的静态永磁处理装置，调整磁场强度、磁处理温度及磁处理时间，对乳状液的黏度变化进行实验研究。对磁处理前后原油乳状液黏度与油水界面张力进行测量，观察乳状液液滴分布情况，分析乳状液降黏原因。通过磁处理实验发现，当磁处理温度为58℃、磁场强度为200 T、磁处理10 min时，乳状液黏度降低幅度最大，降黏率达到14.5%；通过界面与显微实验发现，乳状液经磁处理后油水界面张力降低，施加不同的磁处理条件后液滴分布不变，磁场作用通过降低油水界面张力与原油黏度进而降低乳状液黏度。研究成果可为含蜡原油乳状液降黏输送技术提供指导，保障原油集输安全。（图10，表4，参26） 相似文献
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在稀油开采过程中,油井结蜡是影响油井正常生产的一个重要原因。通过室内及现场试验表明,降凝防蜡冷输剂能够明显降低原油凝点,具有优良的改善原油低温流动性的特性,能够起到很好的油井防蜡效果,达到油井井筒防蜡及管道降凝低温输送的要求。在茨78块通过井口套管连续定量点滴加药,利用防蜡降凝冷输剂优良的蜡晶分散和改善原油低温流动性的功能,实现整个区块油井的井筒防蜡,井口至计量站、计量站至转油站、转油站至联合站输油管道全线降凝低温输送,从而实现井筒防蜡管道降凝低温输送一体化。 相似文献
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苏桥油田的原油通过在集输模拟试验装置上进行不同流量、不同含水、不同油气比和不同输送温度的投球清蜡试验中,找出了油、气、水混输的流动规律。即油气混合阻力系数“λ”与油气混合雷诺数“Re_(Lg)”之间关系。利用华北油气混输热力及水力计算公式计算出油井集输管路的热力和压力损失。计算结果表明:苏桥油田的集输管路采用泡沫塑料黄夹克保温防腐,埋地1米深,井口投球,单管低温不加热输送工艺流程较为合理。油井投产时井口最低温度达-26℃,计量站达-15℃,投产顺利,生产正常。苏桥油田实行低温不加热输送工艺流程,节约大量基建投资和能源,很有推广价值。 相似文献
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新疆红山嘴油田红003稠油掺水的流动特性 总被引：1，自引：0，他引：1
针对新疆红山嘴油田红003井区稠油特性以及集输难题,结合该井区的地形特征,对比分析了常用稠油输送方法的优势与不足,提出了红003井区稠油掺水集输方法。以红003井区原油T1和TA为研究对象,采用原油含水率、流变学及密度测试方法,评价了两种原油的基本性质、流变与粘温特性;采用水平环道装置,对两种原油掺水的反相点及降粘减阻效果进行了试验。结果表明:红003井区原油T1和TA分别属于典型的普通稠油与特稠油,可以采用掺水等措施提高其流动性;其W/O型乳状液反相点分别约为40%和45%;当油水混合液含水率分别大于50%和55%时,在60～70℃的温度范围内管流表观粘度均在100mPas左右,降粘减阻效果显著,可实现顺利集输。 相似文献
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昌吉油田所辖区块油藏具有原油黏度高,储层中低渗的特点,采取管网远距离集输工艺,存在井口高回压甚至凝管等问题,而采取井口单罐生产收油车倒油至集中处理站的集输方式,存在收油车卸油困难、单罐电伴热能耗高、收倒油运费高、巡检管理不便、影响原油连续生产等问题。为此,采用回掺热水降黏集输工艺,使昌吉油田实现了稠油的管网集输,吨油运行成本降低46％。探讨了该工艺在实际运行过程中暴露的问题,提出了停加降黏剂、在各回掺水配水站增加燃气水浴炉、使用伴生气代替CNG作为相变加热炉燃料等解决方法,取得了显著的经济效益和社会效益。（图8,表1,参11） 相似文献
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原油流动性测量及在管输应用中的若干问题 总被引：5，自引：1，他引：5
高粘原油(特别是改性原油)的流动性与原油经历的热历史和剪切历史密切相关,在管输应用中,凝点(倾点)、流变曲线及屈服应力是表征原油低温流动性的主要参数,也是影响管输安全性和经济性的关键因素。分析讨论了这些参数的测量及测量结果在管输应用中的若干问题,主要包括凝点测定中观察液面的扰动剪切、分层原油凝点(倾点)的测量、平衡流变曲线测定中剪切率上行与下行的影响、含水原油流动性质的测定、原油屈服应力及其测定方法和管输应用等,并指出为管输应用提供数据的流动性测试应与管输条件的模拟密切结合起来。 相似文献
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由于在实际生产中,天然能量开发强边水重油油藏表现出不同于普通边水油藏及热采稠油油藏的开发规律。因此,利用油藏工程方法等手段对哥伦比亚C油田的开发特征进行深入分析研究。结果表明,水体能量是影响该类油藏开发特征的主要因素;油田中低含水期含水率上升快,高含水期是主要产油期;受原油重度影响,油井在生产过程中易发生含水率突升、产油量突降;随着含水率上升,油田的采液指数上升,高含水期可通过提液增加油井产量。 相似文献
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针对重复热处理初始温度相同和不同两种情况,研究了热历史对西部原油管道冬季外输加剂吐哈油在沿线各站的凝点变化规律,结果表明:初始油温高于20℃,重复热处理对加剂吐哈油的凝点影响较小;初始油温低于20℃,重复热处理对油品的凝点影响较大,重复热处理温度在20～35℃之间将使原油物性明显恶化。开展了现场跟踪试验,结果表明:西部原油管输加剂吐哈油出站油温高于50℃、进站油温高于20℃,能够确保安全生产;出站油温为20～35℃,加剂吐哈油的凝点明显升高,安全生产将难以保证;采用首站一站式启炉,目前尚可满足管道安全运行的需要,一旦其因管道输量变化不能满足要求时,中间热泵站启炉热处理温度需避开20～35℃温度区间。 相似文献
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以含蜡原油-水两相为代表的混输是油田集输生产中普遍采用的储运工艺,在油田地面工艺优化及节能增效开发的背景下,混输过程中面临的流动保障问题因油水乳化机制的影响而更为复杂、严峻。集偏光显微观察实验与普通光显微观察实验于一体,通过建立油水乳化体系中蜡晶形态及聚集行为的表征方法,实现了乳化水存在下蜡晶微观形态及聚集结构特征的直观再现,并定量化构建了乳化机制影响下蜡晶特征参数的分布规律。结果表明:随着温度升高、乳化剪切作用增强,蜡晶形态、结构趋向规则化,且其聚集行为受到抑制;含水体积分数对油水乳化体系中蜡晶形态及其聚集行为的影响则表现出在转相点附近发生特征转变。对乳化环境下蜡晶形态及其聚集行为的定量表征和分析,为深化理解管输剪切流场中油水两相蜡沉积过程的作用机制提供了必要基础和依据。 相似文献
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为适应注水冷采稠油地面集输要求,昌吉油田下设吉7井区采用了回掺热水集输工艺。随着产能建设规模的不断扩大,吉7井区出现了油井掺水温度和压力较低、掺水量过大等问题。通过统计现场相关生产数据,分析了油井掺水量的主要影响因素,计算了回掺热水集输过程中的热力损失,并进行了部分油井的停掺热水试验。结果表明:油井回掺水量主要受油井集输管长影响;掺水集输管道的保温效果较差,热力损失较为严重;在停掺热水集输过程中,井口采出液存在较明显的段塞流,极易造成油井采出液集输困难。研究成果可为昌吉油田冷采稠油的现场管理和工艺优化提供理论指导。(图7,表1,参20) 相似文献
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降凝剂改善西峰原油流变性研究 总被引：2，自引：0，他引：2
介绍了添加降凝剂改善西峰原油流变性研究的内容和方法,对试验结果和影响加剂效果的因素进行了分析.西峰原油添加10 mg/kg GY-3降凝剂后,其凝点、反常点和低温表观粘度大幅度降低,当重复加热温度低于50℃时,会恶化加剂原油的低温流变性.GY-3降凝剂的降凝效果具有较好的抗高速剪切能力. 相似文献
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原油含水对管道运行的影响 总被引：2，自引：0，他引：2
介绍了水在原油中的存在状态及含水率的测量方法,结合马惠宁管道近期的实际情况,就原油含水对原油流变性、管道运行及设备的影响等问题进行了试验研究,指出:(1)在一定范围内,原油的粘度和凝点随含水率增加而增大,含水率低于5%,对原油流变性影响不大;(2)高含水原油进入管道会造成管道运行不稳定,并使管输能耗明显增加;(3)靖马原油所含水分对管道和设备具有较强的腐蚀性,并影响了加热炉的正常操作;(4)应避免3m罐位以下的高含水靖马原油集中进入管道,对这部分原油可采取与马岭原油掺合的输送工艺。 相似文献