加剂BZ28-2S混合原油的析蜡特征与流变性

实验评价了BZ28-2S混合原油加剂前后的析蜡特性、流变特性与粘温特性,结果表明：BZ28-2S混合原油对SW3流动改进剂具有良好的感受性,扩大了管道输送的安全温度范围。在高温段（35-65℃）混合原油加剂前后的粘温曲线基本重合,均表现为牛顿流体;在低温段（15-30℃）,混合原油表现为非牛顿流体,此时,在同一温度下,加剂后混合原油的表观粘度和反常点显著降低,低温流动性得到明显改善。此外,通过添加流动改进剂,混合原油的静屈服值大大降低,提高了海底管道停输再启动的安全性。     

原油加剂改性的影响因素

研究了苏丹原油加剂时的处理温度、处理中的温升、原油含水量、处理过程听轻组分的挥发等因素对加剂处理效果的影响。研究结果表明，对于高凝点、高粘度的苏丹混合原油，随着处理温度的升高，原油粘度降低幅度增大；在原油处理过程中，温度回升将抑制化学剂的改性效果；原油中水含量减小，加剂生效果明显；在非密闭处理装置中，原油轻质组分的挥发是影响加剂改性效果的重要因素之一，特别在慢降温处理过程中影响更大。     

高速剪切后加剂原油低温流动性的恢复

通过分析现场和室内试验结果,研究了不同条件下高速剪切后加剂原油低温流动性的恢复问题。研究表明,加剂原油低温流动性的恢复与原油的组成和高速剪切后的温度条件有关。有的加剂原油高速剪切后恶化了的流动性可以恢复,有的不能恢复,还有的原油根本就不受影响。加剂原油的恢复性与温度有关,在高温下剪切后流动性可以恢复的原油在低温下不一定能恢复。     

管输过程中加剂原油粘度变化的预测方法

以剪切作用对加剂原油粘度影响的数学模型和含蜡原油粘温关系机理模型为研究核心,建立了管输过程中加剂原油粘度变化的预测方法,大大减少了试验模拟的工作量和时间.通过对加剂大庆原油、加剂青海一厂原油、加剂青海混合原油和加剂中原原油44组管输模拟试验数据的检验,得出预测结果与模拟试验结果的平均相对偏差为11.5%.粘度预测值、测量值与按照降凝剂效果评价规范的"快速降温"方法评价结果对比表明,以管输应用为目的的降凝剂效果评价必须考虑剪切效应,该研究成果为快速预测管输条件下降凝剂的改性效果提供了一种有效手段.     

出疆原油加降凝剂输送评价试验

为满足出疆原油管道设计的需求,对北疆原油和吐哈原油分别进行了添加降凝剂的评价试验。在快速降温试验的基础上,进行了设计管输工况下添加降凝剂输送和罐内储存的模拟试验,并确定了北疆原油和吐哈原油适用的降凝剂、理想的热处理温度、加剂浓度及加剂站点,论证了两种原油通过一站加剂热处理之后实现常温输送和储存的技术可行性。提出了应用新型高浓缩降凝剂的设想并作了技术经济分析。     

加剂原油轻组分挥发对低速剪切效应的影响

在加剂输送管道中,油样为密闭带压输送。在非密闭状态下进行长时间加剂原油管输模拟试验时,轻组分会挥发,分析了轻组分挥发对加剂混合原油低温粘度及原油凝点的影响,轻组分的挥发加剧了中低速剪切作用的影响,即掺入适当轻质油可进一步改善加剂原油的耐剪切性能。因此,在进行慢速降温的管流剪切模拟试验时,应使用密闭耐压罐。     

秦京管道输送冀东原油低输量运行方案

针对2008年以来秦京输油管道低输量输送冀东原油的运行需求,以冀东原油基本物性参数为基础,研究了热处理温度对冀东原油低温流变特性的影响,筛选了改性效果最佳的降凝剂,确定了加剂浓度和热处理温度,制定了秦京输油管道输送冀东原油(输量为280×104t/a)的运行方案。根据原油流动能量耗散理论,利用加剂原油凝点预测数学模型,预测了加剂冀东原油管输过程中地温显著变化时的凝点变化情况。     

含蜡原油触变性与温度关系的研究

对加剂改性中原原油在其凝点附近不同温度处的触变特性进行了试验研究。利用Houska模型描述含蜡原油的触变性，计算结果与试验数据吻合良好。研究表明，Houska触变模型中的剩余屈服应力、触变屈服应力、稠度系数、稠度可触变部分系数、流变特性指数与温度成指数函数关系，而结构建立常数和结构裂降常数与温度无关。Houska触变模型中的参数与温度的关系可以为实际热油管道停输后再启动过程的水力分析提供依据。     

降凝剂对原油蜡晶的影响

通过X射线衍射技术对原油加剂改性过程进行了定量研究,结果表明,加剂原油与未加剂原油形成的蜡晶类型一致,均为斜方晶体,但加剂原油的蜡晶比未加剂原油的蜡晶大;加剂原油蜡晶的晶面距离在不同方向上均比未加剂原油的蜡晶晶面距离小,表明加剂原油的蜡晶比未加剂原油的蜡晶更加致密,有利于改善原油的流动性;蜡晶在垂直于碳链方向上的晶面距离随着温度的升高而加大,而蜡晶在平行于碳链方向上的晶面距离与温度无关.     

含蜡原油凝点附近的胶凝特性

含蜡原油的储能模量G′、耗能模量G″和损耗角δ等粘弹性参数可以表征原油内部结构特征,其在凝点附近随温度变化的特性可描述含蜡原油的胶凝特性.在粘弹性实验基础上采用相对温度对比研究了大庆、中原、胜利加剂和不加剂原油在凝点附近的粘弹特性,旨在探讨不同含蜡原油在凝点附近的胶凝特性及其在热油管道输送安全性评价中的作用,以全面评价含蜡原油的低温流变性与可泵送性.     

微生物在重油开采中的应用

微生物采油技术近几十年已在世界各地投入应用 ,是一项投入少 ,产出大的采油技术。应用微生物方法开采重质原油 ,是微生物技术在采油领域的延伸 ,也是人们对重质原油开采的一种新的尝试。就其机理来说 ,主要有两个方面 ,一是微生物能够利用原油中的胶质、沥青质等重组分 ,对重油进行降解 ,使得重油粘度变小 ;或者 ,微生物能够在繁殖过程中产生表面活性物质 ,使得重油能够很好的乳化分散 ,降低原油的粘度 ,从而有利于原油的采出     

海上原油途耗原因分析及处理措施

根据码头库区多年来接卸海上原油的实际情况,对海上原油途耗的原因进行了分析,有针对性地提出了降低海上原油途耗的对策及预防措施,就码头库区接卸计量原油的实际问题,提出了解决方法及建议。     

混掺俄油的大庆原油触变特性试验

针对混掺5%~10%俄罗斯原油的大庆原油,开展了铁大线和秦京线大庆原油触变特性现场试验,结果表明,考虑原油存在不完全可逆性结构的Houska修正触变模型能比较准确地描述在特定测试温度、进站温度和多剪切速率条件下的大庆原油触变行为。试验获得了秦京线、铁大线实际管输条件下不同测试温度和进站温度的触变模型参数,对于准确计算管道停输再启动压力具有一定的指导意义。     

原油改性处理的管道输送工艺

介绍了原油管道加热输送工艺存在的缺陷、原油改性处理输送工艺的发展史及我国应用化学改性处理工艺的概况。原油改性处理工艺的基本原理是控制条件或添加某种化学的来影响蜡的形态,消弱蜡结合趋势和结构强度,从而推迟原油胶疑的发生。其方法可分为的物理(热处理)和物理化学(添加化学刘)两大类。指出唯有石蜡基或混合基原油一含蜡多者,才有可能用化学剂降凝。有效的降凝剂基本都具有长烃链和极性基的聚合物。其单体中的碳原子数要和原油中的蜡主体部分碳数相适应,才能达到最好的效果。加剂温度、处理温度、降温速率和方式、处理最终温度等是取得最佳效果的工艺条件。对于改性效果的评定,除遵照中国石油天然气行业标准外。还必须做更全面的考察。比较详细地介绍了改性处理工艺实施中的特殊问题。     

库鄯输油管道常温输送工艺及所输原油物性变化

介绍了库鄯输油管道的特点和塔里木原油物变化情况，对库鄯输油管道常温输送的安全可靠性进行了分析，提出了生产运行中应注意的几个问题，说明了对塔里木原油物性进行跟踪测试的必要性。     

温度和压力对原油动态计量标准体积的影响

一般大型油田原油外销计量具有连续运行、动态计量、数量大、精度高的特点.在密闭压力管道中,计量温度和压力直接影响原油标准体积的计算结果,进而影响纯油量结算,事关原油交接双方的经济利益,尤其在大型原油交接点,由于交接量较大,更应引起足够的重视.     

电磁法改善易凝高粘原油流动性的实验

利用含蜡原油中悬浮蜡晶颗粒与连续相间介电常数和磁导率的差异,通过精确控制外加电场或磁场的强度和频率,对原油进行处理.该方法可以有效降低原油粘度,达到不加热、不加剂而改善原油流动性的目的.利用Temple大学研发的电磁法原油降粘室内实验装置,针对国内大庆、长庆两种易凝高粘原油开展了实验研究,结果表明：在能耗极低的情况下,该装置可有效降低原油的粘度,特别是低温粘度,为探索原油微观结构和采用电磁法改善原油流动性的研究和应用进行了有益的尝试.（图10,参8）     

油井计量方法及误差分析

油井产出物的准确计量是获取较高采收率的重要前提，是保障油田稳产，高产的基础。介绍了两相分离器配流量计和在线含水分析仪测含水、两相分离器配流量计和在线密度计测含水、三相分离器配流量计在线含水分析仪测含水三种油井计量方法、分别对其日产原油量及综合误差进行分析。通过讨论确定误差公式中油井计量采样误差δｂ、工作条件附加误差δＦ以及含水分析仪在原油计量中造成误差的取值，得出，采用第一种计量方法使计量精度达到     

成品油管道与原油管道的差异

针对成品油与原油服务对象的不同，分析并讨论了成品油管道和原油管道形成本质差异的原因，认为这两种管道虽同属输油管道，但在运行经营上是性质完全不同的两种管道，前者的运营必须适应于市场的变化，又要接受市场的监督，而后者只服务于炼油厂。对两种管道的运营情况进行了比较，通过实例介绍了成品油管道的特点，阐述了管道与市场之间的业务关系。为提高管道的利用率，必须采取有效措施，对输送新油品的可能性进行了研究。     

长呼原油管道优化运行分析

长呼原油管道为保温管道,在投产运行的首个冬季,没有成熟的运行经验可供参考。为此,梳理了运行影响因素,进而通过对沿线油温、地温及物性进行跟踪统计分析,逐步调整优化运行方案,在确保安全运行的前提下,实现了节能降耗。通过优化运行方案,由全线各站全部启炉（运行6台加热炉）调整为仅需3站启炉（运行4台加热炉）,全线温降相比设计和投产初期温降数值大幅降低,降凝剂用量节约25％,实际运行平均总传热系数低于设计值。由此可知,保温原油管道结蜡现象不明显,生产单耗小,节能优势明显。