稠油油水混输规律及工艺设计方法研究
52油气集输流程之稠油集输流程
油气集输流程之稠油集输流程我国生产的原油中稠油占一定的比例，如辽河油田、胜利油田、中原油田和新疆油田等都含有一定数量的稠油区块。
由于稠油的密度大、黏度高、流动性能差，其集输方法较多，如掺活性水集输、掺稀油集输、掺蒸汽集输、高温集输、裂化降黏集输等，其中，稠油掺活性水和掺稀油集输流程前面已做介绍，下面介绍后3种稠油集输流程。
(1)稠油掺蒸汽集输流程这是目前国内常用的稠油热采工艺流程，每个采油周期可分为4个阶段：①注蒸汽阶段。
将一定量的高温、高压(350℃，17.5MPa)蒸汽通过热注管线从井口注人油层中，并关井一定时间进行热交换，使地层稠油加热降黏。
②高温生产阶段。
注蒸汽后的开井生产初期，油井产出物的温度一般可达150~180℃，需进行降温后才能进人正常的集输系统。
③正常生产期。
油井产物降至90℃左右时，进人正常的集输系统进行处理。
④低温生产期。
随着开采与集输过程的进行，温度逐渐降低，当进口温度降到无法维持正常集输过程时，再通过注汽管线掺蒸汽生产。
为了解决井口与计量站间的管线集输问题，可在井口掺蒸汽;为了解决稠油脱水问题，可在进站时掺蒸汽；为了改善井筒的油流状况，可向井下掺蒸汽。
这种流程比较适合于油层较浅、中高黏度的稠油开采与集输。
(2)稠油高温集输流程。
稠油高温集输流程省去了掺蒸汽集输流程中的降温和掺蒸汽环节，注蒸汽开井后的高温油井产物利用自身的压力和温度直接混输至计量接转站进行分离、计量、初步处理，并将分离与初步处理后的油、水、气分别输送至原油集中处理站、污水集中处理站和集气系统。
这种流程比较简单，且具有集输温度高，稠油黏度低，热能利用率高，动力消耗少的优点，但要求集输设备、管线、仪表等具有耐高温的性能。
(3)稠油裂化降黏集输流程。
稠油裂化降黏集输流程适用于稠油密度大(p20≥990kg/m3)、黏度高(μ50≥3400 mPa·s)且不具备掺和输送条件的场合。
由于裂化降黏的同时解决了开采与集输过程中的诸多难题，所以这种流程也称为稠油裂化降黏采、集、输一体化工艺技术。
油气水的多相混输技术
70年代随着近海石油的大规模开发，油气的需求量也再不断的增长，到了90年代，随着海洋沙漠极地油田的开发多相混输技术已成为世界各国研究的热点。随着中重质油开采的比例的增大，以及进入中后期开采的油气井的含水量的递增，油气的混输技术的难度也在不断的增大，油气水三相流动已经成为各国多相研究的重点。我国虽然从60年代就开始研究气液两相管流，但是研究工作时断时续，到现在研究基础仍然比较薄弱。现在我国的原油大都易凝高粘，在低温含水的条件下多为非牛顿流体，这个问题是一直困扰我国石油运输的问题，因此我国的多相流研究特别重视油水混合物的流变特性以及油气水的多想流动。
目前我国在油气混输技术也有较大的发展，特别是我国在长庆油田研究与应用的同步回转油气混输泵的研究成功，代表了我国油气混输方面的先进技术。长庆油田使用的同步回转油气混输泵，采用了独创的气缸与转子之间机械同步运动的机理，具有泵和压缩机的双重功能，大幅度降低了由于运动副之间相对运动造成的机械磨损，实现了连续进、排油气，且泵的进排气压力与系统压力自平衡。具有结构简单、惯性力小、可靠性高、适应性强、工作范围宽、抗泥沙能力强等特点。同步回转混输泵在长庆油田投入运行以来，经历了夏天和冬天，特别是在气温已经下降到-17℃以下，井下的油气比和压力也在不断发生变化，但同步回转混输泵仍能正常工作。长庆油田各井场伴生气和原油的压力不同，油气比也不相同，各井场到联合站的距离不同，造成了混输泵的排出压力也不相同，但是各井场的同步回转混输泵运转均很平稳。“同步回转油气混输泵”的开发得到了中石油、中石化相关部门的大力支持，是真正意义上的“产、学、研、用”成果，完全由国内自主开发，具有自主知识产权，填补了国内空白，其技术达到油气混输领域的国际先进水平。
稠油外输探讨
稠油外输探讨张启武(北京中油联自动化技术开发有限公司,北京 100007)摘要：介绍了稠油外输的粘度问题，并针对两种不同方法确定需要的检测参数及控制手段。
关键词：稠油外输；油水混合物；反相点；原油含水率；动力粘度；介电常数；含水分析仪；粘度计。
稠油外输过程中，为解决稠油粘度过高的问题，需要向稠油中掺和一定比例的稀油或者水。
目的是为降低液体粘度，降低输送成本，提高经济效益。
根据国内环道工艺流程试验，可以得出如下结论：1.同一温度下，油水混合物的动力粘度随着含水率的升高存在着先增加后减小的过程：即存在一个反相点。
纯油+水混合物以及稠油掺稀油+水混合物的反相点分别为30%~36%和26%~31%。
2.对于含水率较小时（纯油+水混合物（低于35%），稠油掺稀油+水混合物（低于32%）），增温对于降低粘度有显著影响。
3.对于纯原油含水率低于32%时，通过掺稀油的方法对于降低液体动力粘度效果非常有效。
通过以上的实验结论可以看出：稠油输送存在着两种方法：稠油+水以及油水混合物+稀油。
对于稠油+水的输送方法，关键是要准确检测原油含水率。
含水分析仪的特点是“短量程”，即含水量较低或者含水量较高而设定一定范围的量程，而对于量程跨度较大时，测量精度较低。
因此在向稠油掺水的过程中，对于含水分析仪的测量精度是有很大影响的，这是由于其水的介电常数很大。
如果油水比例达到或接近80%时，再加水则其对于精度影响相对小一些。
而稠油掺加稀油则会使其零点漂移，对于精度有一定的影响；如果稀油性质接近于稠油，则影响较小，同时原油的介电常数较小，所以影响相对较小。
以上两种情况需要对含水分析仪进行重校，确定好零点与量程即可。
对于稠油外输过程中，关于掺稀油的比例（体积比）控制的基本方法：1.是在管道安装在线实时粘度计，根据其实时参数对于掺稀油进行比例调节控制。
此点基于对于一定距离的稠油输送的压力损失计算，确保其出口的粘度以保证输送管道末端的最终压力。
刍议稠油油田集输工艺流程
刍议稠油油田集输工艺流程摘要：稠油管道输送是世界性的大难题，常用输送方法有两种：一是输净化油，二是输含水油。
掺水集输流程需要解决以下三个问题：一是油井放喷时温度较高（120e）埋地集油管道容易变形甚至断裂，故在放喷高温度时段，应掺入少量的水，可起到缓解高温的作用，随着温度的降低，逐渐增加掺水量；二是掺水计量问题，原使用的掺水金属转子流量计容易结垢，无法使用，需要进一步优选掺水流量计；三是掺活性水降粘药剂应能配套应用。
关键词：稠油集输工艺一、概述稠油即高粘度重质原油，国际上常称为重油。
稠油是一种复杂的、多组分的均质有机混合物，主要是由烷烃、芳烃、胶质和沥青质组成。
一般是以油层条件下或油层温度下的脱气原油粘度为主，粘度在50 mPa·s以上叫稠油。
粘度在50～10 000 mPa·s称为普通稠油；粘度在10 000～50 000 mPa·s称为特稠油；粘度>50 000 mPa·s称为超稠油或天然沥青。
随着世界能源供应日趋紧张，储量丰富的稠油日益引起各国的重视。
稠油富含胶质和沥青质，粘度高，密度大，流动性差，其特殊性质决定了稠油的集输必然是围绕稠油的降粘、降凝改性或改质处理进行的。
我国原油主要是以稠油油藏为主，稠油中胶质、沥青质含量过高是稠油高粘度的原因，对稠油开采和输送工艺难度相当大，针对不同稠油油品选择合理的降粘方法将变得至关重要。
否则将影响稠油正常开采和输送，从而增加开采、输送的成本，降低经济效益。
我国油田集输系统主要采用加热输送工艺，该工艺的弊端是输油能耗高、允许的输量变化范围小、停输易发生凝管事故。
因此，近年来稠油的不加热集输技术越来越引起人们的重视。
二、几种稠油不加热输送技术1. 稀释降粘技术稀释降粘主要是利用相似相容原理，加入溶剂降低稠油粘度，改善其流动性。
常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。
混苯中的甲苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。
新庄油田稠油掺水输送实验研究
新庄油田稠油掺水输送实验研究李冬林(河南油田设计院)11试验环道工艺流程稠油输送试验的研究工作是以大量的试验数据为基础的,试验环道就成为本项研究的一个关键环节。
试验环道工艺流程如图1所示。
图1 稠油实验环道流程示意图1—储罐 2—搅拌器 3—交流电磁调速电机 4—2CY 型齿轮泵 5—过滤器 6—高粘度椭圆齿轮流量计 7—DDZ -Ⅲ型差压变送器 8—隔膜压力表 9—环道管路 10—流量计旁通 11—齿轮泵旁通 12—阀 13—压缩空气扫线管环道实验的内容为对两种油样(油样1为纯稠油、油样2为掺一定比例的稀油)进行以下工况的管道模拟试验:试验温度为50℃、60℃、70℃和80℃;含水率为50%,60%,70%和80%。
21实验结果及分析(1)压降与流量的关系。
压降—流量关系反映了管道中流体的流态,通过不同含水率下的压降—流量关系曲线(图2)能够直观地分析各工况下的管道阻力(试验温度为50℃),进而得到经济的稠油降粘输送工况。
图2 两种油品在不同含水率下的压降—流量关系由图2可得如下结论:①管道中的压降与流量基本上都为线性关系,即所有的试验工况都为层流,这一点在进行摩阻系数和雷诺数的计算中也得到了证实;②在一定温度下,压降—流量的关系曲线斜率随含水率的增加而降低,当含水率大于45%时,管道压降随流量的变化很小;③在相同温度、含水率条件下,掺稀油后的压降明显低于不掺稀油的压降,因此稠油掺稀输送是可行的方案;④在相同含水率条件下,掺稀油后的压降—流量关系曲线斜率明显降低。
(2)粘度与含水率、温度的关系。
按照层流进行动力粘度的反算,得到两种混合油品在各个温度和含水率下的粘度数据,并绘出关系曲线如图3、4。
图3 油样1不同温度下粘度与含水率的关系图4 油样2不同温度下粘度与含水率的关系由图3可得如下结论:①温度为70℃和80℃,含水率在30%左右有一个明显的转折点,当含水率小于30%时,粘度随含水率的升高而增加,当含水率大于30%时,粘度随含水率的升高而减小;②温度为50℃和60℃,粘度在试验条件下一直随含水率的升高而减小;③根据反相点的概念,可以推断出混合物的反相点在30%到36%之间;④含水率较小时,温度对粘度的影响非常大,而随着含水率的增加温度对粘度的影响逐渐减小。
探究稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺
探究稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺摘要：不断完善稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺，能够有效提升稠油开采的效率，对促进油田的发展，具有重要作用。
本文针对胜利油田稠油井内流体流动困难的现状，通过试验，探究了掺入水、油水混合物与稠油的关系，并结合实例阐述了油套环空泵上掺水降粘举升工艺的应用，结果表明，油水混合物具有显著的降粘效果，应将合理设置掺入水温度和水量作为提升油筒举升效率的关键。
关键词：稠油开采；掺水量；降粘举升本次的研究对象胜利油田稠油井油层深度为1050-1450m，平均油层厚度为4-12m，油层的岩质疏松，渗透率约为2.0μm2，平均泥质含量约为4-35%。
本次研究主要针对稠油开采过程中井筒流动困难和抽油系统举升效率低等问题，探究了稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺，设计了工艺参数，并对掺入水工艺进行优化，有效提升了稠油开采的效率。
1 抽油机井筒降粘工艺本次试验油区的油井原油粘度在25990-420000pa/s之间，部分油井的原油具有较高的粘度，增加了井筒的阻力，对提升抽油机的降粘举升效率形成不良影响。
由于该油区采用蒸汽吞吐的稠油开采方式，在蒸汽开采的初级阶段，油层开采的温度较高，原油的粘度较低，稠油开采的效率较高，随着时间的进一步推移，油层温度不断降低，加大了原油的粘度，无法提升举升的效率。
因此，需要采取有效的措施降低原油的粘度来实现对井筒举升的推动作用。
现阶段，最常用的降粘方法有加热降粘、化学降粘、热流体降粘和保温降粘四种。
1.1 加热降粘加热降粘通过对稠油粘度与温度的关系的充分利用，不断提升稠油的加热温度，实现降低稠油粘度的目的。
现阶段，电加热是提升稠油温度最主要的办法，电加热的主要装置有电热杆、热电缆、地下电炉和电热油管等。
其中，电热杆、电热管、热电缆是做常用的加热器具，各种电加热设备存在加热深度的限制，例如电热油管，在使用时需要增加油套环空泵的绝缘设施，过程较为繁琐，需要广大稠油开采企业依据实际需要合理选择。
辽河油田典型稠油集输工艺及其优化简化
辽河油田典型稠油集输工艺及其优化简化摘要：辽河油田稠油具有粘度大、密度高、油气比低等特点，在40多年的开发建设过程中，逐渐形成了独具特色的地面集输工艺技术体系，但随着油田开发的深入，开发初期形成的成熟技术与油田生产实际情况不相适应的矛盾日益突出。
本文对辽河油田稠油集输典型流程进行了分析、整理，并提出了如何对现有成熟稠油集输工艺进行优化简化，同时展望了稠油集输工艺技术发展方向。
关键词：稠油粘度集输优化。
1 稠油、超稠油集输工艺1.1 单管加热集输工艺井口来液经加热炉加热后，输往计量站或计量接转站，该工艺集油管线流速通常低于0.5m/s，适用于稠油粘度不大于3000mPa·s（50℃）、单井产液量较高（不小于30t/d）、井口出油温度较高（40℃以上）的稠油集输。
具有流程简单，方便管理，投资少的特点。
1.2 双管掺水集输工艺所谓掺水集输流程即在采油井口加入活性水溶液，达到利用化学药剂降粘、利用水溶液润湿边壁，降阻输送的目的，多用于粘度不大于10000mPa·s的稠油。
回掺水主要利用联合站原油脱出的污水，需建立掺水分输站，掺水比为1.8～2：1（水：油），掺水温度一般在60～65℃。
双管掺水工艺采用集中建站分配水量，减少了掺水泵数量，节约投资和减少耗电量，但掺液量较大，增加集输负荷，油水混合不均，在输送中，当流速较低时，易出现油水分层现象。
1.3 双管掺稀油集输工艺稠油掺稀油是利用两种物性、粘度差别较大，但互溶性好的原油，将其按一定比例互溶在一起，使其具有新的粘度和物性，达到稠油降粘的目的。
稠油掺稀油降粘工艺技术，可以满足任何粘度稠油降粘要求。
应用此工艺需在计量接转站和集中处理站设掺稀油系统，包括稀油的计量、储存、升压、加热、分配等功能。
掺液比为1：0.3～0.7（稠油：稀油），与掺活性水相比，液量减少40%以上，大大减少了集输、脱水、污水处理等工序的负荷，亦相对地减少了设备数量和动力消耗。
塔河油田超稠油集输工艺技术应用研究
塔河油田超稠油集输工艺技术应用研究随着石油资源的日益减少和全球能源环境的日益严峻，超稠油已经成为未来油田开发的热点和难点问题。
塔河油田作为世界著名的超稠油田，对于超稠油集输工艺技术的研究和应用具有重要的意义。
本文将重点研究塔河油田超稠油集输工艺技术的应用，并对其发展趋势进行分析。
一、超稠油特性超稠油的特点是黏度高、密度大、流动性差，极易形成油膜和核心流现象。
由于其流动性弱，一般无法采用传统的油气开采方式，需要设计特殊的开采和集输工艺。
1. 热稠化方法：在输送管道中加入高温蒸汽或燃气，使超稠油升温到临界温度以上，黏度降低，从而增加了流动性。
2. 溶剂稠化方法：通过添加稀释剂、溶剂、无机盐等物质，使超稠油中的油柱变得更加分散，从而增加了流动性。
3. 物理分离方法：通过采用离心分离、沉降、过滤等方法，将超稠油中的杂质和固体颗粒分离出去，从而减少流动阻力，增加流动性。
4. 高压输送方法：采用高压输送机、高压泵等设备将超稠油进行高压输送，可以大大减少流动阻力，增加流动性。
以上几种方法可以单独使用，也可以互相结合使用，根据不同的超稠油特性，选择合适的集输工艺技术，可以使超稠油的开采和集输变得更加高效和可行。
三、发展趋势分析超稠油集输工艺技术在不断的研究和应用中，也面临着一些挑战和问题。
比如，在使用热稠化方法时，会产生大量的二氧化碳排放，造成环境污染；在使用溶剂稠化方法时，会对生态环境造成不可逆的损害。
因此，未来的发展趋势应该是为了实现超稠油可持续开采和集输，采取更为环保和节能的技术手段。
对于超稠油集输工艺技术的发展趋势，本文归纳以下几点：1. 研发新型溶剂或稀释剂，以降低环境污染风险；2. 推广新型加热技术，例如微波加热、感应加热等，以减少二氧化碳排放；3. 深入开发集输工艺技术，例如高温高压输送、管道内部涂覆技术等，以提高传输效率和减少能源浪费。
总之，超稠油的开采和集输技术的研究和应用具有重要的现实意义和未来发展潜力。
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稠油油水混输规律及工艺设计方法研究
针对绥中36-1油田油水混输海底管道设计与运行参数之间存在的严重差异,本文认为:油水两相混输管道的设计中关于油水乳状液粘度计算公式、油水相态对输送压降影响的应用研究相对较少。
迄今为止,人们仍未能清晰地认识油、水两相流动的本质和规律,因而也未产生油水乳状液粘度计算经典公式及油、水两相流压降计算数学模型。
绥中36-1油水混输送海底管道设计与运行参数之间存在的严重差异,其原因即在于此。
本文从理论分析入手,研究了前人在油水混输理论上取得的成果,着重研究了油水混输两相流流型、压降规律;并在理论分析的基础上,进行了大量的实验研究:从稠油流变性到破乳的实验;从降粘的时效性实验到高速剪切对降粘效果的影响实验:从热力学理论分析到双层保温管道的总传热系数分析,直至影响总传热系数的各种因素分析,完成了大量研究工作,取得了卓有成效的研究成果:1)提出了研究稠油油、水输送管道中油水分布规律模拟实验方法;2)发现了绥中36-1油田长距离稠油油、水输送管道油水分布规律;3)根据稠油油、水输送管道油水分布规律量化应用破乳剂降粘效果;4)提出在海底管中管保温结构(双层保温管)中空气夹层对总传热系数的影响,给出50mm厚聚氨酯泡沫塑料管中管保温结构海底管道总传热系数新的取值范围;5)提出了稠油油、水输送管道压降计算改进公式。
本文提供的研究思路和研究方法,为稠油油水混输管道的设计研究提供了科学依据,取得的研究成果不仅对经济开发海底稠油资源有着十分重要的实际意义,而且具有重要的理论意义。