稠油集输工艺现场试验
稠油集输工艺现场试验
隋承 伯 东 油大 石油 学院 北石 学 工程
摘 要 ：在 大 庆 油 田采 油九厂 江 ３ 区块进 行稠 油集输 工 艺现 场试 验 ，研 究 开发 适应稠 油热 采 ７ 的集 油 工 艺技 术 ，并根 据 现场 试验 结 果确 定稠 油在 热采 方 式 下的 集输 压 力 、温 度界 限 ，以及 稠
油在 集 油过 程 中的掺 水量 和掺 水 温度 范 围等 ３ 艺参 数 。试 验 结果表 明 ，随 着 井 口电加 热 器 出 口 － 温度 的 升 高 ，集 油的 管道 终 点温度 逐 渐提 高 ，井 口回压 降 低 ，进 高架罐 压 力也逐 渐提 高 ，但 变 化 不 是 非常 明显 ，管道压 降减 小。 江 ３ ７区块 稠 油 可采 用掺 水 集油 流程 ，掺 水后 管道综 合含 水应
气井 ３ 口，平均单井 日产液 ３１ ，日产油 １ ８ｔ ６ ．ｔ ． 罐进 口阀门，使其压力保持在 ０ Ｐ 左右。 ２ ， ．Ｍ ａ ３
图 １ 江 ３ 井 井 口 电加 热 集 油 试验 流 程 ７
不 同掺水量 、掺水 温度对 稠油集 油 的影 响试验 佳进 井 口高架 罐集油 温度 。 的方 法是 通过 活动 式掺水 装 置在井 口向集油 管道掺
’
水 ，通过 试验确 定 掺水量 、掺水温 度 与集油管 道压 降 和温降 的关 系 ，进 而 确定 稠油掺水 集 油 比例 、温
２ 结果
（）不同掺水量、掺水温度对稠油集油影响试 １
验 。试 验时 ，所掺 清水 通过 电热 锅炉加 热 升温 ，升 度 及相关 技术参 数 。 不 同集油 温度 对井 口回压 的影 响试 验 的方法是 到试验温度后 ，由掺水泵掺人井 口，分别进行了掺 ０ ５ Ｏ ５ ０Ｃ ｏ 通 过 改 变 井 口 电加 热 器 加 热 功 率 ，来 改变 集 油 温 水 温度为 ５ 、５ 、６ 、６ 、７ ，单井掺水量为 ．、Ｏ７ ．ｍ ／ Ｏ ｈ 度 ，测试不同温度下的集油管线压降 ，从而确定最 ０５ ．、１ ３ 的掺 水 集油 试验 。掺 水量 采 用超
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ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
油气田地面工程 （ｔｐ ／ ｗ ｙ ｔ ｒ ｇｃ． ｏｒ ） ｈｔ ： ｗ ｗ ｑ ｄ ｎ ｃ ｎ ／
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第 ３ 卷 第 ４ （ ０ １ ４ 试验 研 究） ０ 期 ２ １ ． ）（ ０
周期注水改善高含水期油藏开发 效果
汪 益 宁 ’ 孟 浩 赖枫 鹏 。 滕 蔓
以大 庆 油 田采 油九 厂江 ３ 区块 为依 托 ，通 过 综合含水 ５ ． ７ ８ ％，采 油方式为蒸汽吞 吐， ７ 集油采用
现 场 试 验 ，研 究 开 发 适 应 稠 油 热 采 的集 油 工 艺技 井 场配备 高架 罐 ，单 井拉 油 、集 中处理 的方式 。
术 ，并通 过 现场试 验确 定稠 油在 热采方 式下 的集输
国 内某 油 田）６ ７ ４ — 区块 实施周 期 注水后 ，主 力油层 吸 水层数 、吸水 砂岩 厚度 、 吸水 有效 厚度 分别 提 高 了 １ ．、６８ ． 个百 分 点 ；与周 期 注水 前 同期 对 比 ，基 础 井 网 自然递 减 率下 降 了 ４３ 个 百 ２ ５ ．、５２ ． ８
分 点 ：一 个半 周期 累计 少 注水 ２ ． Ｏ ｍ ，累计 多产油 １ ２Ｘ１ ，少产 水 １ ．４ ０ ｍ ２６ Ｘ１ ４ ． Ｏ ｔ ０ ３ １ 。 ３ Ｘ
关键词：砂岩油藏 ；高含水 ；周期注水 ；压差 ；剩余油 ；经济效益
ｄ ｉ ０３ ６ ／ ｉ ｎ １ ０ 一 ８ ６２ １ ．． １ ｏ： ．９ ９ｊ ｓ ．０ ６ － ９ ．０ １４０ ８ １ ．ｓ ６
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一
力分 布 的强度 ，使 注 入水 在层 间压 差作 用下 发生 渗
√ 工 ｕ 性 流 ，增 大毛 管渗 吸作用 ；同时 能够 改变 流体 在油 层 周 期 注水驱 油就 是在 一定 的注采井 网上 ，对 注 中的流 向 促 进 地层 流体 重新 分布 ，扩 大注 入水 波
江 ３ 稠油 集 油工艺 现 场试 验 流程 见 图 １ ７ 。试 验
压力 、温度 界限 ，以及 稠油 在集 油过程 中的掺水 量 利 用 江 ３ 井 至江 ３ ２ 之 间 的 １０ｍ集 油管道 进行 ７ ７井 １ 和掺 水温 度范 围等 工艺参 数 。 现 场 稠 油 集 输 ，江 ３ ７井 产 液 量 １ ／， 含 水 ． ｍ３ ７ ｄ
１北 京华 油地 智 能源工 程技 术 中心
３ 中 国地质 大学 （ 北京 ）能源学 院
２ 中 国石 化胜 利油 田分 公 司清河 采油 厂
４ 中海油 田服 务股 份有 限公 司油 田生 产事 业部
摘要：周期注水驱油主要优点是能充分利用现 有井网，通过压力场的调整，使 常规水驱时
滞 留的原 油得 到 动 用 ，扩 大注入 水 的 波及 体 积 ，提 高 注入 水 利 用 率 ，从 而提 高 水驱 的采 收 率 。
达到 ９ ％Ｆ上 ，集油管道末端 温度保证在 ４ ｃ以上 ，掺 水温度 、掺水 量应根 据 实际情况确定。 ０ Ｘ ０。 关 键词 ：稠油 ；集输 工艺 ；热 采 ；掺 水 ；试 验
ｄ ｉ Ｏ３ ６ ／ｉ ｎ１ ０ — ８ ６２ １ ．．１ ｏ： ． ９ｊｓ ． ６ ６ ９ ． １ ０ ７ ｌ ９ ．ｓ ０ ０ ４
１ 试 验
４ ％。江 ３ 井的油井产液通过 １０ １ ７ １ ｍ集油管线进高
稠油 集油 工艺 现场试 验 选取在 大 庆油 田采油 九 架 罐 ，由于 井 口高架罐 是常 压罐 ，为 了模 拟外 围油 厂江 ３ ７区块 的稠 油 试 验 区进 行 。 目前 已投 产 油 、 田集油系统阀组问进站压力 ，试验时控制井 口高架
辽河油田稠油地面集输技术
辽河油田稠油地面集输技术[摘要]辽河油田是我国第三大油田，年产原油在1000万吨左右，其中稠油产量约为650万吨，占辽河油田原油总产量的65%。
因此，稠油地面集输技术的水平直接影响着辽河油田稠油的生产。
由于辽河油田稠油品种繁多，物性较差，相对集输处理的难度较大。
经过近二十年的研究和实践，总结出了一些适合辽河油田稠油特点的工艺流程。
这些典型的工艺流程具有流程简单、安全可靠、操作方便的特点，较好的满足了辽河油田稠油开发的总体需要。
目前，辽河油田在稠油的集输和脱水技术居国内领先水平。
辽河油田以降低稠油粘度来解决稠油集输问题，通常采用的方法有：加热降粘、掺轻质油或掺稀油稀释、掺活性水以及乳化降粘等。
辽河油田稠油脱水工艺流程主要采用两段热化学沉降脱水工艺流程、热化学沉降加电化学脱水两段脱水工艺流程、一段热化学静止沉降脱水流程。
辽河油田主要运用的稠油处理设备有卧式三相分离器、电脱水器、加热炉、泵等。
[关键词]稠油地面集输技术中图分类号：te862 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）23-0269-021 辽河油田稠油特点与分布情况1.1 概述辽河油田是我国第三大油田，年产原油在1000万吨左右，其中稠油产量约为650万吨，占辽河油田原油总产量的65%。
辽河油田稠油资源主要分布在高升油田、曙光油田、欢喜岭油田、兴隆台油田以及冷家油田等地区。
1.2 稠油分类辽河油田稠油物性差异较大，根据辽河油田目前稠油的生产情况，稠油可分为普通稠油、特稠油和超稠油三类。
1、普通稠油普通稠油粘度大部分在200mpa.s～5000mpa.s之间，这部分稠油约占稠油总产量的70%左右。
2、特稠油特稠油粘度大部分在5000mpa.s～50000mpa.s之间，生产难度较大，这部分稠油约占稠油总产量的15%左右。
3、超稠油超稠油粘度大部分在5×104 mpa.s～20×104mpa.s，这类稠油是近几年才开始规模开采的。
超稠油高温产出液油水处理现场试验优化及提高集输设备输送效率研究
超稠油高温产出液油水处理现场试验优化及提高集输设备输送效率研究稠油蒸汽驱、SAGD、火烧油层等技术规模应用后，油井产出液温度高，乳化严重，乳化液稳定性高，脱水更加困难，取样进行的室内实验，实验数据缺少了可靠性。
本文介绍的“稠油热采高温产出液油水处理现场试验装置”实现了高温产出液流态在线监测、高温产出液地面集输设备输送效率检测、高温产出液离子在线检测、高温产出液输送压力损失检测、保温材料效果检测、仪器仪表检测等功能。
标签：稠油；高温产出液；集输设备1 系统组成该系统整体上采用模块化结构设计，把整个装置分为高温产出液破乳脱水性能评价及破乳剂筛选模块、高温产出液流态在线监测模块、高温产出液地面集输设备输送效率检测模块、高温产出液离子在线检测模块、高温产出液三相计量仪器检测模块、高温产出液输送压力损失检测模块、保温材料效果检测模块和仪器仪表检测八大模块，八大模块分别制作在3个撬装板房中，每个模块相对独立。
模块化设计增强了系统制作及使用的灵活性。
整套系统主要由气液分离器、电加热器、油水分离器、混合器、沉降罐、缓冲罐、输油泵、清水泵、加药箱和比例泵等设备组成。
2 主要技术成果2.1 高温产出液流态在线监测技术流体流动状态测量是多相流量计测试校验系统的重要参数之一。
多相流量计是在何种流态下进行校验是很重要的，多相流量讠计的性能和流态变化有关，不同的多相流量计适用于不同的流态。
因此，准确地观察、测试或预测流态在多相流量计校验中显得尤为重要。
为了得到一个较稳定的油气水多相流流态，装置设计时，保证油气水单相流量稳定，油气水混合均匀，有一定长度的直管段，油品颜色深些，介质中无杂质，管路、泵、阀、容器选用不钢材料，透明管清晰。
2.2 高溫产出液地面集输设备输送效率检测方法地面集输设备输送效率检测原理利用的是能量平衡原理，其能量平衡关系遵守热力学第一定律，即能量守恒原理：输入系统的能量=有效利用能量+各项损失能量，即：ΣEA=ΣE有效+ΣE损失式中∑E人——外界供给系统的能量之和；ΣE有效—系统有效利用的能量；ΣE损失—系统的各项损失能量之和。
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。
稠油单井掺水集输节能技术
稠油单井掺水集输节能技术熊小琴;辜新军;傅晓宁【摘要】新疆油田稠油集输主要采用两级半布站流程。
采用环道实验装置，测试油水混合液的流变特性，通过油水混合液黏度随含水率的变化，确定油品的反相点。
室内实验表明，某区块原油反相点明显，单井掺水温度不低于55℃。
某区块315口井应用单井集输掺热水节能技术改造后，每年可节约天然气467.73×104 m3，节水8.1×104 m3，节电26.84×104 kW·h，CO2减排量1.05×104 t，折合节约费用504.6万元。
【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2014(000)004【总页数】2页(P17-18)【关键词】单井;掺水集输;黏度;伴热;汽改水;节能【作者】熊小琴;辜新军;傅晓宁【作者单位】新疆油田公司工程技术研究院;新疆油田公司开发公司;新疆油田公司工程技术研究院【正文语种】中文新疆油田稠油集输主要采用两级半布站流程，即采油井→多通阀集油配汽计量管汇站→接转站→处理站。
单井集输采用减压蒸汽管线井口掺蒸汽伴热工艺，蒸汽伴热主要存在以下问题：一是能耗高。
由于伴热的蒸汽无法计量，掺汽量人为控制，不能做到按需供给，造成井口蒸汽大量放空。
二是高品位能源低用，浪费较大。
根据计算，高质能蒸汽（8～15MPa、295～350℃、75%～80%干度）减压成低质能蒸汽（0.8～1.0MPa、170～180℃）作单井伴热，其做功能力损失约(熵增）为187.3 kJ/kg。
经论证评价，单井集输汽改水在技术上、经济上均是可行的。
采用流变学测试技术、影像分析技术与环道模拟技术相结合的实验研究方法，测试分析了某区块两种油样的反相点和乳化程度，确定最佳掺水量和掺水温度。
2.1 流变特性采用环道实验装置，测试油水混合液的流变特性，通过油水混合液黏度随含水率的变化，确定油品的反相点。
两种油样稠油油水混合液的表观黏度随含水率的变化规律非常相似。
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。
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。
稠油集油工艺流程的优选研究
摘要辽河油田原油产量逐年递减，原油含水不断上升，原有部分站、管线、设备等设计能力与实际不匹配，原有集输方式已不适应现场要求，致使系统运行效率低，单耗高，造成很大浪费，因此需要进行油气集输系统运行的优化和工艺改造。
本文介绍了辽河油田的集油工艺流程，研究了稠油的转相机理和含水率、温度及屈服应力对稠油流变性的影响。
根据原油凝点的高低和其它参数可以确定油气集输采用何种流程，由于原油性质、原油含气量或含水量、原油流动速度及原油加热温度的不同，其凝点都有较大的变化。
倾点是国际上通用的低温指标，介绍了倾点的测量方法，并研究了倾点与凝点的关系。
基于流变性和低温性能的研究，给出了各集油流程的安全输送参数界限及优选依据，可为辽河油田的生产提供理论支持。
关键词：稠油集油；工艺流程；流变性；低温性能；优选Резюмев нефтепромеселе леохэй выход нефти постепенно снижется , вода в нефти поднимается , конструкторский потенциал оригинальных станций , линий и оборудования не приведен в соответствие с фактическим, оригинальные методы сбора не подходят для сцены,причинение система неэффективна, большой интенсивности, что привело к огромным отходов, следовательно, потребность в нефти и газа система сбора и оптимизации функционирования процесса преобразований. Этот документ вводит леохэй нефтедобычи процесс сбора, изучения тяжелой нефти в камеру обработки и воды, температуры и упругости тяжелой нефти нормам воздействия. Согласно объединение центра нефти и уровень других параметров можно определить, нефти и газа и сбора перевозочного процесса, поскольку сырой характер, нефти или воды, содержащей газ, сырую нефть и сырой нефти дебитом различных температура нагрева, гель момент больше изменений. Залить центр международных непатентованных низкотемпературных показателей, документ внес за точку метод измерения, и исследование объединение центра и объединение точки отношения. На основе ингибиторов свойств и низкой температурах, в этом документе поток транспортировку нефти безопасности границ и параметров отбора основе для производства нефтяного леохэй теоретическая поддержка.Ключевые слова : Мазут; Технологии; Реология; Низкотемпературныйсвойства; Оптимизация目录第1章概述 (1)1.1 课题背景及意义 (1)1.2 国内外研究现状 (2)1.3 本文的研究内容 (7)第2章稠油集输系统流程简介 (8)2.1 常用的稠油集输方式 (8)2.2 常用稠油集油流程 (8)2.3 辽河油田集油工艺流程 (10)第3章稠油的流变性对输送的影响 (13)3.1 稠油特性 (13)3.2 稠油流变性的综合研究 (14)3.3 掺水稠油的流变性 (19)第4章稠油的低温性能对输送的影响 (22)4.1 稠油凝固机理 (22)4.2 衡量稠油流动性的低温指标 (23)第5章稠油安全输送参数界限 (37)5.1 各集油工艺流程的特点 (37)5.2 基于流变性的优选 (38)5.3 基于低温性能的优选 (40)结论 (42)参考文献 (43)致谢 (45)第1章概述1.1 课题背景及意义本课题起源于辽河油田，目前辽河油田投产油井井口装置16577套、注水井口2075套、集输平台及计量站388座、计量接转站和转油站424座、联合站32座、火车装车站1座、原油外输首站4座、天然气处理装置2套；建各种集输油气管线1.64×104km；已建成原油1500×104t/a、天然气8.40×108m3/a的油气集输和原油处理能力以及配套系统，综合吨油生产能耗为6038.33MJ。
塔河油田超稠油物性特征及集输降黏试验
塔河油田超稠油物性特征及集输降黏试验吴永焕【摘要】针对塔河油田稠油物性特征进行的试验表明,稠油区块在集输温度小于100 ℃的情况下,大部分油井原油流动性差,基本不具流动性.分别进行了超稠油掺轻油降黏试验、掺稀油降黏试验及化学降黏试验.对超稠油(90 ℃时黏度5×104 mPa·s以下)掺入轻油,在稠油∶轻油=1∶0.33的比例情况下,降黏效果非常明显,原油70 ℃时黏度由52×104 mPa·s降低到3 374 mPa·s,对后续脱水非常有利;目前所筛选的化学降黏药剂,对该区黏度较小的超稠油具有较好的分散性,能够起到一定的降黏作用;对于黏度更大的原油,需要掺入一定比例的稀油,才能使黏度降低到5×104 mPa·s(50 ℃)以下,达到较好的乳化降黏效果.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2010(029)012【总页数】2页(P31-32)【关键词】塔河油田;超稠油;降黏试验;稠油脱水【作者】吴永焕【作者单位】河南油田设计院【正文语种】中文对塔河北部12区12口单井油样及混合油样进行了黏温测试。
从这12口单井原油黏温测试结果来看,该区仅TK1237和TK1238井的原油在50℃时黏度小于10 000 mPa·s,属于普通稠油。
其他10口油井原油在50℃时黏度大于50 000 mPa·s,属于超稠油。
在温度100℃时,有6口油井原油黏度小于10 000 mPa·s。
这表明在集输温度小于100℃的情况下,该区大部分油井原油流动性差,基本不具流动性。
(1)超稠油掺轻油降黏试验。
利用塔河轻烃回收和原油稳定轻油资源进行降黏。
将超重稠油切成片状,慢慢加入轻油里进行搅拌、溶化,测试黏度。
试验使用的轻油密度为0.682。
主要进行了3口单井 (TK1229、TK1242、TK1059)原油掺轻油降黏试验,结果见表1和表2。
油田集输工艺存在问题与解决对策
油田集输工艺存在问题与解决对策在石油开采过程中，油气集输承担的任务主要是初步加工、采集、运输以及存储开采出的天然气以及原油。
现有的集输工艺能够实现原油和天然气的分开处理，将检验合格的原油送到油库进行储存，而天然气则被输送至天然气处理厂进行深加工。
其实在这个过程中本身存在着一定的危险性，因此其安全生产的问题也就成为了社会关注的焦点。
这就是我们探究集输工艺的意义所在，也只有这样才能够保证石油资源开采的稳定性。
标签：油田;集输;工艺;探讨稳定、输送、脱水是油田集输作业中非常关键的环节，集输系统在油田开采中发挥着不可或缺的作用，现阶段油田采出液的含水率正在不断增加，这在无形中增加了吨油生产的能耗以及成本，企业要想保障自身的经济效益，就必须对油田集输系统进行革新研究。
只有实现集输新工艺，才能够实现节能减排，在这之前相关工作人员要解决好油田集输工艺中存在的问题，以此为切入点逐步完善日常工作。
1.油气集输行业的发展趋势1.1原油集输工艺该集输工艺主要包括加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺以及单双管集油工艺等等，主要应用于蜡含量较高的油田之中。
这其中最为典型的是华北油田以及辽河油田。
西方国家应对这类蜡含量较高的油田时，通常会在原有加热工艺的基础上添加一些化学药剂。
如此便能够有效的降低原油的粘度，在之后的单管集输工艺中，这有助于增加其可靠性。
现如今国内大部分油田已经进入了高含水后期，油田集输工艺也应该适应这一趋势，既要在现有基础上简化工艺流程，又需要完善常温以及低温状态下的集输作业。
1.2油气水多相混输工艺油气水多相混输工艺主要应用于长距离油气集输作业，该工艺仍属于较为先进的集输工艺，目前也只是应用在了西方发达国家的石油开采行业之中。
早在上个世纪八十年代，英国、德国以及法国就已经展开了这方面的研究，相关研究证明，实现油气水多相混输的关键在于将电热技术应用到集输过程之中。
该工艺的应用对简化集输流程，降低集输成本有着非常重要的意义。
稠油输送新工艺方法探索及现场试验 X
由于引射器内有高温和高压蒸汽快速流动 ,所以采用高强度合金钢材料制造本体 ,材料经 过锻造和热处理 ,可以承受高温 、高压 。为了抵抗喷嘴中流出的高温 、高速气体对本体的冲刷 和腐蚀 ,各零件的表面均进行了镍磷喷涂工艺处理 。加工后的引射器如图 2 所示 。为保证引 射器安装在现场后能长期安全运行 ,出厂前还需对引射器进行水压和气密性检验 。
工艺实施的关键是需要设计一个能将蒸汽与稠油高效直接混合的加热装置 。引射原理是 该装置的主要设计依据 ,因为引射器结构中的混合室可以保证工作流体和引射流体进行充分 混合和热交换 ,但由于稠油的流动性很差 ,稠油很有可能会凝固在混合室 ,从而影响管输 。因 此本文提出采用无界引射方式将蒸汽高速直接射入输送管道中 ,蒸汽在输油管道中引射稠油 并与之混合 ,利用蒸汽释放出的汽化潜热直接加热稠油 。引射器的结构如图 1 所示 。
图 7 蒸汽流量与油温的关系曲线
在现场试验中 ,当稠油输送达到正常运行工况后 ,在几种不同的蒸汽入口压力下 ,对稠油 的温度 、压力和含水率等参数进行了测量 ,表 2 给出了三种工况下四个引射器入口和出口处 温度的测量结果 ,表 3 给出了三种工况下四个引射器入口和出口处的压力的测量结果 。(1 # 代表第一个引射器 ,以下类推)