含水超稠油流变性试验与研究

针对辽河油田含水超稠油的物性特点,从现场取样,用自行设计的细管式流变仪研究了含水原油的含水率、温度和剪切速率对含水原油流变性的影响,确定了不同温度和含水率条件下含水超稠油的流变特征。研究结果表明,含水率和温度对流变指数有较大的影响,含水率越高,温度越低,含水原油流变指数越偏离1,非牛顿流体性越强;温度和含水率对含水超稠油的流变特性均有明显的影响,温度升高,视粘度下降。     

基于人工神经网络的含水原油视粘度计算

对大庆含水原油视粘度与含水率、剪切速率和油温的关系进行了全面研究,结果表明,含水原油的视粘度是温度、含水率以及剪切速率的函数.在转相点以前,视粘度随含水量的上升而增加,且受温度影响较大,同时剪切速率的影响也相当明显.随着剪切速率的增加,转相点的视粘度明显下降.在转相点以后,视粘度随含水量的增加而降低,且受温度和剪切速率影响,乳状液视粘度进入高含水区后变化趋于平缓.运用人工神经网络的方法来模拟各种影响因素与含水原油视粘度之间的映射关系,建立了含水原油视粘度计算公式.这种方法综合考虑了温度、含水率以及剪切速率对含水原油的视粘度的影响,模型计算精度高,为准确计算高含水原油管道工艺参数奠定了基础.     

大庆油田高含水原油流变性的研究

大庆油田在连续开采40多年后,已经进入高含水后期,含水量在80%以上,由于高含水原油的流变特性发生了变化,应用原有流变特性已经不能满足工程需要,通过对高含水原油的流变特性和原油流变特性与含水率和温度的关系进行研究,给出了高含水原油流变参数的回归计算公式,并对曲线进行了分析.研究结果表明,高含水原油输送的连续相应该尽量采用连续相为水的水包油型的原油输送,对高含水原油管道输送、设计和改造有着重要意义.     

乳化含蜡原油沉积层含水研究进展

乳化含蜡原油沉积层含水是油水两相管流蜡沉积研究领域的新热点。近年来,国内外学者基于冷指、环道沉积实验等手段,分析了乳化原油蜡沉积层含水的影响因素,明确了油相体积含水率、分散水滴粒径等因素的影响。综述了乳化原油沉积层含水的影响因素及相关机理,讨论了含水对沉积层含蜡量、流变性的影响,列举了当前主流的乳化油水体系蜡沉积预测模型及方法,并展望了今后含水乳化原油沉积机理的研究方向,以期为深海含蜡原油混输管道的设计、运行及管理提供理论依据。     

大庆加剂原油重复加热与冷却研究

介绍了大庆加剂原油流变性得到的改善程度,确定了加剂改性原油重复加热的含义及重复加热的温度区间,以快速冷却及模拟现场慢速降温冷却方式,经多次重复加热试验,验证了在确定的温度区间内,重复加热对加剂改性原油流变性无影响,并对重复加热对加剂改性原油中重结晶蜡晶的破坏进行了论述.     

《管道科学技术论文选集》文摘（四十一）：输送含硫原油产生的腐蚀问题

俄罗斯原油属于含硫中间基原油，其进口将通过新建中俄管道和东北管网输送，因此必须考虑到原油中的硫化物可能对管道和设备的腐蚀问题。根据硫化物在不同环境下的腐蚀特性，结合国内输送含硫胜利原油管道及炼厂的相关经验，对输送俄罗斯含硫原油可能对管道和运营设备造成的影响加以探讨，认为采用常温输送工艺输送俄罗斯含硫原油对管道及运营设备的腐蚀程度较轻，通过控制进口原油含水、含盐量和加注缓蚀剂，可避免管道腐蚀。     

影响原油含水量真实性的几个问题

原油的含水率已作为原油的一项质量指标作出了规定。目前要求商品原油含水不大于1％,出口原油不大于0.5％。从管道输送和车船转运来说,输运高含水的原油不仅要多消耗动力和热能,而且会给炼厂加工带来麻烦,所以真实地测出原油中的含水量很有必要。 管道输油是原来原转。即按油田所交的原油质量原样转输给用户或交给车、船二次转运。但是,在管道局管理的管线中有的出现差异。即油田给首站交油时化验的含水量小,而经管道输送后交用户时含水量增大,并有超过允许误差范围的现象(详见表1)。     

高含水含蜡原油的粘壁特性试验

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)     

油田开发后期联合站的节能降耗

通过对胜利油田某联合几年来能耗统计数据的分析,实地测试各种用能设备,运用热力学与传热学有关知识分析计算,找出了油田进入高含水阶段联合站能耗大幅度增加的原因,主要有以下几个方面：一是原油加热原油脱水工艺不合理;二是加热炉效率偏低;三是一次沉降油罐不保温廷民大量热能损失,四是原油外输泵,脱水泵等系统运行效率太低,并在此基础邮是原脱水工艺,对沉降罐进行保温以及在油水泵上使用变频调速装置等节能降耗措施,以     

C油田强边水重油油藏开发特征研究

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。     

原油物性变化对库鄯管道运营的影响

针对库鄯管输原油粘度、密度逐年增大和重质油含量不断上升而导致管输设备效率降低、主泵机组工艺参数发生变化、输油成本增加和运行维护难度增大等问题进行了分析,提出通过采取增加轻质油的掺入比或将稠油单独处理、添加GY-3降凝剂和增设中间加热站等相应措施,可有效改进原油物性,提高输油效率、降低输油成本.     

混合原油温度对流变性的影响

在室内试验的基础上,研究了混合原油温度对流变性的影响,提出了混合原油凝点、粘度、稠度系数、流变指数等参数与混合原油温度的关系式,通过对鲁宁输油管道现场实测证明,该关系式的计算结果能够满足管道运行的需要,为鲁宁输油管道的生产决策提供了可靠的试验数据.     

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。     

管道破乳和防腐技术应用

在油田集输和原油处理过程中,联合使用破乳剂和缓蚀剂既可对原油进行化学处理,又可实现管道系统的防腐。介绍了濮城油田为了降低集输管道内腐蚀速度及原油处理成本,将大罐加药改为端点计量站加药的集输工艺。该工艺的实施使油井产出的液体来不及乳化就与药液相互作用,大大提高了破乳效果,同时管道的缓蚀率提高了60%以上。端点加药工艺简化了联合站流程,节约了处理设备及大量的能源,既实现了节能降耗又利于系统防腐,使整个集输系统的运行收到了明显的经济效益。     

管流剪切对加剂原油低温流动性的影响

在长距离的加剂常温输送管道中,加剂原油必然经受长时间的管流剪切。研究表明,在缓慢降温过程中的管流剪切会对油样的低温流动性产生显著影响,影响程度的大小与降温速率及剪切时间密切相关,而且存在一个“最佳降温剪切率”。描述了最佳降温剪切率在加剂原油粘度变化和倾点(凝固点)变化中的体现。研究证实,油样中高碳蜡的含量对中低速剪切效应有影响,影响程度的大小与降温速率及剪切时间密切相关。     

利用生产数据确定管输含蜡原油的粘温关系

利用热油管道清管后的生产运行数据和室内测试的含蜡原油粘温规律,得到了确定含蜡原油热输管道在线粘温关系的方法,并应用此方法得到了实际管道中原油的粘温关系.与室内测试的粘温关系比较,利用生产数据得到的粘温关系更接近生产管道中流体的性质.     

含蜡原油屈服应力的研究进展及分析

屈服应力是含蜡原油的一个重要流变性质,它能够表征含蜡原油的胶凝强度和含蜡原油管道停输再启动的难易程度.回顾了屈服应力的研究进展情况,分析了含蜡原油屈服应力的各个影响因素,包括原油经历的热历史、剪切历史、原油组成以及静置时间等.总结和分析了屈服应力测量的主要方法.测量系统的几何尺寸、壁面性质以及时间等因素均会对屈服应力测量值产生影响.就屈服应力认识和研究中存在的问题提出了若干建议.     

粗油水乳状液的流变特性

粗油水乳状液相对于稳定的油水乳状液而言,其静置会出现两相分离的现象,类似于两相管流的分散程度。针对现有乳状液表观黏度理论不适用于粗油水乳状液的问题,采用Haake RS 6000流变仪对不同含油率下粗乳状液的流变曲线进行测量,同时观察温度变化对粗乳状液黏度的影响。研究结果表明：粗乳状液因含油率不同而表现出不同类型的非牛顿流体特征,水为连续相时表现为膨胀性流体,油为连续相时表现为假塑性流体。乳状液的黏度随含油率升高逐渐增加,并在60%含油率处达到最大值,当含油率继续升高时,随着含油率升高,其黏度逐渐减小至纯油的黏度值。在不同温度下,相同含油率的乳状液黏度随着温度升高呈指数规律降低。此外,根据实验数据对已有的油水乳状液黏度计算模型进行评估,并对应用于低含油率粗乳状液的黏度模型进行修正,提高了预测精度。对粗油水乳状液流变性的研究成果,将进一步提高原油开采及运输中管道压降预测的精度,为管道运输系统的精确设计提供可靠的物性参数。（图9,表3,参20）     

日东原油管道高黏油掺混输送工艺

日东原油管道通过使用静态掺混装置实现了高黏油的在线掺混输送,并积累了大量的生产数据和经验。介绍了日东原油管道的掺混工艺、输送油品的物性、掺混界面的移动对运行参数的影响及油品静置对启输的影响。以黏度异常事件为例,对比分析了事件前后管道流量、压力、黏度及水力坡降等重要参数和数据,最终确定高稠油掺入比和部分管段沉积的杂质颗粒黏团为两个关键影响因素。为确保管道的运行安全,避免再次发生黏度异常事件,建议结合生产实际情况,以取样数据为依据,严格控制掺混比例和黏度等运行参数,明确清管频次,进一步优化管道生产运行。研究成果可为管道安全输送掺混油提供技术支持。     

成品油管道试运投产流程

在条件具备的情况下,成品油管道试运投产包括站内设备单体试运和分系统试运、干线清扫、管道充水、全线输水联合试运、管道投油、油品分输作业（管道分输支线投产）等过程.描述了各个过程的目的、内容及实施步骤,给出了空管投油方式和油顶水投油方式的适用条件,介绍了多起伏、大落差成品油管道采用空管投油方式时在油头前建立背压的方法,同时指出多起伏成品油管道因其在低点处易形成稳定的油水混合物,宜采用油顶水投油方式投产.（参4）