郑王稠油乳化降粘集输工艺

从郑王混合稠油集输工艺现状出发,以稠油混合油为研究对象,对乳化油的制备、流动特性、稳定性、含水量、配伍稳定性、破乳脱水影响稠油乳化降粘集输等问题进行了研究,提出了集输工艺改造的初步方案。     

塔河超深层中质油对稠油降粘的适应性

针对塔河油田超深层油藏地质特点和原油性质,以TK1073、TH10227及TH12312井稠油和4种塔河稀油为研究对象,采用流变学方法,测试分析原油的流变特性及粘温特性,评价不同塔河稠油分别掺入不同量的一厂DK4、一联、1#和2#混合油4种塔河稀油的降粘效果,探讨轻质油及混配中质油对塔河稠油降粘的适应性,以达到扩大稀油源、节约轻质油的目的。研究结果表明：TK1073与TH12312井稠油属超稠油,TH10227井稠油属特稠油,其生产与集输必须采取掺稀等降粘措施;一厂DK4轻质油、一联中质油及1#混合中质油对塔河稠油掺稀降粘具有较好的适应性,而2#混合中质油则相对较差。实际应用证实了室内研究结论的可靠性。     

KD18稠油W/O型乳状液特性及其降粘方法

新滩油田KD18油水混合液一般呈W /O型乳状液 ,其乳化水含量约为 5 0 %～ 6 0 % ,粘度高 ,集输难度大 ,必须对其进行降粘处理。针对这种油水混合液的特性及外输现状 ,提出了在高粘W /O型乳状液中直接加剂转相、分散、乳化的降粘新方法 ,开发出了KD18稠油W /O型乳状液的高效降粘剂。研究表明 ,在一定条件下 ,KD18稠油W /O型乳状液在 5 0℃、5 1s- 1下的表观粘度可由 70 0 0～ 10 0 0 0mPa·s降到 10 0mPa·s以内 ,降粘率在 98%以上 ,为高粘W /O型乳状液提供了有效的降粘途径。     

新疆红山嘴油田红003稠油掺水的流动特性

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。     

超稠油掺水溶性乳化降粘剂降粘试验

针对辽河油田超稠油加热降粘工艺存在能耗过高的问题,在张一块超稠油井进行了掺活性水降粘工艺试验,结果表明,在30%含水率高凝稠油中添加0.0125%的LJ-2乳化降粘剂与LH-XIV复配后,使含水高凝稠油在管道静态混合器和油泵的剪切作用下,形成相对稳定的O/W型乳状液,当剪切速率超过20 s-1时,可以进行管道的乳化降粘输送.采用掺活性水降粘技术可减少燃料费用.     

吉7井区稠油乳化降粘剂的筛选

准东油田新开发区块吉7井区所产稠油粘度高,导致集输时井口回压过大、集输能耗较高.结合吉7井区稠油特性,通过乳化降粘剂室内筛选实验,选择OP-10作为吉7井区稠油的乳化降粘剂,并确定其使用条件:最佳加剂量为0.75％、最佳乳化温度为50℃、最佳掺水量为30％,此时准东稠油50℃时的表观粘度从1 979 mPa·s降至105 mPa·s,降粘率94.7％.应用PIPEPHASE软件的模拟计算结果表明:在集输过程中采用乳化降粘剂后,吉7井区稠油的集输距离达到2 216 m,乳状液进站粘度为496 mPa·s,延长了集输距离并保持了乳状液良好的流动性.     

高凝稠油乳化降凝降粘试验与研究

针对稠油开采和管输过程中存在的高粘度,高密度等问题,对坨5井原油乳化降凝降粘进行了试验,结果表明,高凝稠油乳化成的O/W乳状液可以使稠油凝点总体降低10℃以上,降粘率达到90%,乳化降凝降粘是可行的.试验结果还显示,温度和降温速率对乳化降凝降粘效果有很大影响;乳化剂中加入强碱有利于稠油O/W乳状液的形成和O/W乳状液稳定性的提高.     

苏丹六区稠油降粘技术及应用

苏丹六区块生产的高粘度原油需输送至730 km之外的喀土穆炼厂进行处理,为了确保长输管道安全运行并满足油田生产外输量大幅增加的需求,根据原油性质和生产实际,应用使稠油烃类发生分解、异构化、芳构化、氢转移、叠合、烃化等多种反应的裂解法降粘工艺,使稠油降粘起到良好效果.现场应用结果表明,该项降粘技术能够明显改变高粘度原油的流动性,增强管道的原油输送能力,是一种值得推广的稠油降粘技术.     

稠油集输系统能耗分析与效率计算

针对稠油集输系统存在的一系列生产问题,结合我国各主要油田目前采用的节能降耗新技术,给出了辽河油田稠油集输系统效率的计算方法。根据转油站和高二联合站效率的计算结果,分析了稠油集输系统能耗分布情况,找出了影响系统效率的主要因素,提出了稠油集输系统的改造方案。与改造前相比,稠油集输系统能耗明显降低,取得了预期效果。     

委内瑞拉奥里诺科稠油降粘研究

叙述了委内瑞拉奥里诺科重质高粘稠油采用缔合、溶解、稀释组合的降粘方法。将稠油在50℃时的粘度20000mPa·s降至30℃时的500mPa·s以下,轻油用量由现在生产用量的25%下降到18.6%,取得了较好的经济效益。给出的降粘方法及降粘功能分解分析思路,对稠油降粘研究具有普遍意义。     

昌吉油田冷采稠油回掺热水降黏集输工艺

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）     

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     

混合原油粘度计算模型

高粘原油降粘通常采用稠油与轻质原油混合输送的方式。针对目前混合原油粘度的计算还没有普遍适用的粘度计算模型问题,通过参考各种文献,给出了常用的混合原油粘度计算式及其适用范围。以吐哈—南疆—北疆(重质油)混合原油为例,给出了粘度模型筛选过程,从而为实际应用提供了参考。     

MEK-石脑油可回收稀释降粘输送工艺

概述了稠油的物性,分析了石脑油中加入MEK(甲基乙基酮)后对稠油的稀释降粘效果。介绍了MEK-石脑油可回收的稠油稀释降粘工艺流程,指出MEK-石脑油回收稀释降粘工艺虽比石脑油回收稀释降粘工艺增设了一套MEK回收装置,投资及运行成本略高,但其降粘效果较好,能够以较小的稀释比提高稠油的输送能力。     

油田地面集输系统常用加热炉适应性分析

针对集输系统在用加热炉存在不同程度的炉管结垢,炉管弯曲变形,腐蚀渗漏,对流室结露、偏流,炉效低等问题,分析了管式加热炉、真空相变加热炉和承压相变加热炉的主要结构、工作原理、技术特点及存在的问题。结合现场应用,提出应根据被加热介质的物性特点合理选择加热炉类型：掺水加热、系统来液加热宜选用管式加热炉,原油外输加热、热化学脱水加热宜选用承压相变加热炉。研究结果对高凝稠油油田的原油集输处理具有一定的参考价值。     

稠油输送管道掺0#柴油运行费用优化

以两站间密闭稠油掺0#柴油集输管道为研究对象,建立数学模型,对管道总运行费用中的变量进行优化计算,讨论掺入不同比例0#柴油对管道运行费用的影响。稠油添加0#柴油后,管输摩阻损失降低,所需泵扬程及耗电量减少。当设定进、出站油温时,影响稠油管输费用的因素包括添加0#柴油原料费及泵的电费,而0#柴油原料费起决定性作用。以某混合稠油掺0#柴油管道为例,计算0#柴油不同掺混比例下的运行工况和费用,经对比分析,确定了经济输油方案。（表4,图1,参7）     

含蜡原油处理后流变参数的变化

在含蜡原油的管道输送中,需要对原油进行处理,以改善它的流动特性。通过对含蜡原油进行强磁场、加热处理后流变参数变化的研究,分析了含蜡原油处理后粘度变化的因素,并且对影响粘度变化的机理进行了讨论。指出磁场的作用可降低含蜡原油的粘度值,加热处理也可降低其粘度值。     

稠油-水两相流乳化条件的实验模拟

以胜利油田典型稠油掺水集输管道进/出口采集的7种油水样为研究对象,基于实际管输油水介质中的乳化水含量,实验模拟与确定实际油水流的乳化条件,测试分析不同稠油的乳化特性,对比分析模拟乳化油与实际乳化油粘温特性的相似性,探讨不同油水混合液在相应模拟乳化条件下的反相点与实际油水流乳化水含量之间的关系。结果表明:特稠油掺水完全乳化所需的搅拌时间比普通稠油长得多,普通稠油完全乳化所需的搅拌时间与掺水率呈正相关,特稠油完全乳化所需的搅拌时间与掺水率无明显关联性;室内模拟乳化油与管输实际乳化油的粘温特性相似,模拟油水乳状液的反相点与相应的实际管输油水流的乳化水含量基本相同。因此,室内可以模拟确定稠油掺水输送的乳化条件。