高含水期原油低温集输温度界限模型研究

随着油田进入高含水期,原油流动特性发生了较大变化,而传统的集输工艺流程能耗较高,为了降低集输能耗,急需对管道低温集输温度界限进行研究。因此,在华北油田测试区块建立了可视化试验装置,研究实际生产过程中高含水原油低温集输特性和温度界限。研究结果表明,随着集油管线温度的降低,存在3个压降变化的转折点,其中压降增加率突变点和压降峰值点所对应的特征温度可作为低温集输的温度界限,据此拟合得到了满足实际生产需求的黏壁温度回归模型。基于所得模型,针对不同工况下低温集输的温度界限进行了预测,并据此创建了低温集输可行性的图示判断工具。所得结果对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。     

高含水原油集输管道内腐蚀预测及监测方法

针对高含水原油集输管道内腐蚀穿孔事故日趋严重的工程实际问题,对高含水原油集输管道内腐蚀高风险点预测及内腐蚀缺陷监测方法进行了综合研究。基于原油集输管道管内介质的液滴携带机理,给出了该类管道内腐蚀高风险点的预测和判定方法;基于场指纹腐蚀监测原理,研究了代表腐蚀缺陷深度的指纹系数的空间分布规律,给出了其与管道壁厚减薄量的对应关系曲线,建立了高含水原油集输管道内腐蚀状况的评估模型。研究可为高含水原油集输管道科学管理及保障原油集输管道安全运营提供技术支撑。     

西区油田高含水期原油粘壁规律研究

针对西区油田高含水期常温集输过程中原油会出现粘壁的情况,对高含水期不同含水率原油进行了石蜡杯实验和室内环道实验研究.通过改变流体流量、温度、含水率等因素,得到了粘壁厚度、粘璧速率与温度之间的变化规律.并对实验数据进行了公式拟合,得到了粘壁温度关系式.通过比较实验值和计算值发现,采用拟合公式计算西区油田粘壁温度所得结果误差小,可以较好的应用于实际生产.     

集输原油快速脱水技术研究

我国随着科技的快速发展应经成为了一个油田大国了,所以说集输原油管道的快速脱水技术已经成为了我国油田的开采的一项重要技术。根据我国目前的油田脱水的情况进行分析,科学家们在油田的领路上研究出来了一种不需要加热的,并且在低温的条件下就能完成的脱水技术。这样的工序不仅仅是简化了油田中的处理流程,更重要的是节约了很大的成本。所以说这一项新的原油脱水技术既实现了在原油的常温处理中,也是降低了成本,解决了在脱水系统中容易留下污垢的问题。本文主要是阐述了这一项新型的脱水技术的应用,并且还深入了集输原油管道快速脱水工艺的优化措施。     

刮板流量计在高含水含砂原油计量中的应用

随着油田的开发，我国大多数油田已进入开发后期，原油高含水、含砂这一矛盾逐渐显现出来，如我们滨南采油厂的原油含水大多都在60％90％之间，过去使用的原油流量计由于计量介质的改变，使用中卡、堵、轴承磨损等故障现象急剧增加，已难以满足原油生产的正常计量，因此积极做好适合现场原油计量流量计的选型，是十分必要的。     

油田原油集输絮凝物形成机制与处理技术

在油田集输原油脱水沉降和污水除油沉降分离过程中,在油水界面上会有一层非常稳定的黏稠胶状物质形成,其黏度高、含水率高,难以实现脱水处理,严重影响设备的正常运行.通过大量室内试验,借助显微镜、热天平等分析仪器,探讨油田原油集输絮凝物的形成过程、稳定因素及形成机制,在此基础上针对油田絮凝物的特点,研究开发油田絮凝物破乳处理、离心脱水处理及干化燃烧处理技术.监测结果表明,新的絮凝物处理技术可以实现油田絮凝物的无害化处理与资源化利用.     

地面含水稠油微波加热集输技术实验研究

以辽河油田地面集输含水稠油为研究对象。利用微波对原油的热效应和非热效应,设计并建立了地面稠油管线微波加热集输室内实验装置。通过室内实验,研究微波对特定稠油的加热降黏及脱水效果,优选出微波的加热频率及加热功率。实验结果表明,该方法与传统加热集输的方法相比具有加热速度快,节能明显的优点。     

高酸重质原油电脱盐脱水工艺研究

对高酸重质原油PL19-3进行了破乳剂评价,其中破乳剂G和DLS1603效果较好.考察了影响电脱盐的因素,确定了高酸重质原油PL19-3电脱盐的最佳工艺条件范围:温度130~140℃,注水量6%~8%,场强900~1100 V/cm,破乳剂注入量10.0 mg/L.在选定的工艺条件下进行三级电脱盐动态模拟实验,三级脱后原油含盐≤3 mg/L,含水≤0.2%,PL19-3原油经过三级电脱盐,脱后原油含盐含水均达到中石化的相应技术指标.     

新型原油破乳剂SYC-201的研制及在天赐湾集输站的应用

天赐湾集输站处理原油开采时间长,原始含水率3%～5%,破乳温度变化大,现用破乳剂存在用量大、净化油含水率高、脱水时间长等问题.本文通过正交实验法优化得到破乳剂的最佳单剂质量配比,即m(YP-02)∶m(AP221)∶m(SP169)=8∶2∶3,研制出一种新型原油破乳剂SYC-201.室内实验结果表明,该破乳剂在温度为30℃、加入质量浓度为200 mg/L时,SYC-201在120 min净化油平均含水率为0.16%,且油水界面整齐,脱出水色清亮,说明其具有良好的破乳脱水能力.现场实验结果表明,加入SYC-201后的净化油含水率明显小于加入原用破乳剂后的净化油含水率,在SYC-201的平均加量为228 mg/L时,净化油平均含水率为0.10%,小于出矿原油技术条件(SY7513-1988)不大于0.50%的指标要求,能够满足现场生产使用要求.     

高含水油水混合液黏度影响因素及计算模型

掌握高含水油水混合液的黏度特性,对于高含水原油-水体系的管道输送具有重要指导意义。采用搅拌测黏法测定并研究了剪切率、含水率、温度、单一界面活性物质含量、组合界面活性物质含量对高含水油水混合液表观黏度的影响。结果显示,混合液表观黏度随剪切率的增大、含水率的增加、温度的升高而逐渐减小,呈现出剪切稀释性,而且该性质随着温度的升高或含水率的增加而逐渐减弱;混合液表观黏度随沥青质、胶质、蜡、机械杂质等单一界面活性物质含量的变化并没有显著规律性,而随组合界面活性物质含量的增加而逐渐增大;混合液表观黏度并不依赖于某一种界面活性物质,而是与原油中典型界面活性物质的总含量密切相关,受各种界面活性物质协同作用的影响。通过回归分析,建立了高含水油水混合液黏度计算模型,模型计算结果的平均相对偏差为7.8%。     

油田环状集输流程埋地管道温降计算方法研究

以工程热力学、传热学、油气集输、多相流等学科知识为依据,根据能量守恒定律建立油田环状集输流程埋地管道的温降计算模型,找出油田环状集输流程埋地管道的温降计算方法.同时,对油田生产现场的温降进行测试,通过试验数据验证建立的温降计算方法满足工程应用.     

降凝剂对高蜡原油流变性的改性效果分析

研究了降凝剂对中原WC98 2井原油流变性的影响 ,探讨了降凝剂的筛选、不加剂和加剂原油全粘温曲线的测定、重复加热和高速剪切对加剂效果的影响及降凝剂改性效果的时效性。实验结果表明 ,降凝剂使原油的凝点和反常点降低 ,原油的牛顿流体温度范围变宽 ,并使非牛顿流体温度下的粘度减小 ,但牛顿流体温度范围内的粘度基本无变化。重复加热的温度高于原油的反常点 10℃以上时 ,重复加热对降凝剂的改性效果无明显影响 ;但重复加热温度低于原油反常点时 ,重复加热将显著恶化降凝剂的改性效果。加剂原油温度高于原油反常点时 ,高速剪切对降凝剂的改性效果无明显影响 ;但在原油析蜡高峰区温度范围内 ,高速剪切 ,将使降凝剂的改性效果严重变差     

高含硫湿气集输系统增压临界条件模拟

建立了高含硫湿气田增压集输模式的数值模型.采用热-力耦合计算方法,模拟分析了总站压力对段塞流风险、管段流速和管输能力的影响.研究结果表明:增压集输模式模型的可靠性误差均维持在9％以内;当气井配产不变时,总站压力越低,管道持液率越小.在后期开采中,管网运行压力的降低有利于避免段塞流的形成;当总站压力为5.0 MPa时,1...     

大气温度年周期性变化对集油管道温降的影响研究

油田集油管道的温降计算是否准确直接影响到油田能耗的高低及油田集输管道的安全性。建立了土壤自然温度场模型,并与实测数据进行了比较,结果表明,按大气温度年周期性变化计算土壤温度场方法是可行的,误差在工程允许范围内。同时,分析了油田集输管道温降的影响因素,得出了大气温度年周期性变化对集油管道温降的影响,结果表明:同一埋深管道的温降随大气温度年周期性变化而变化,埋深变化时,集油管道的温降随大气温度年周期性变化时延迟时间不同。     

原油差温顺序输送管道温度场的数值模拟研究

原油差温顺序输送管道的温度场不同于输送单种原油的热油管道,探明其规律有助于管道的设计和运行方案的制定.建立了非稳态传热的数学模型,采用有限容积法和热力特征线法相结合的数值算法进行了求解.用国内某差温顺序输送原油管道的现场实测数据对编制的计算程序进行了检验.受原油种类和出站温度交替变化的影响,油流温度场和土壤温度场均呈现出周期性变化的特点;不同位置温度的变化周期相同,但可能存在滞后时间;停输时机不同,管道的安全停输时间可能不同.     

灰色关联法在集输站库系统效能评价中的应用

为了能对集输站库系统的效能有一个全面、科学的评价,充分考虑了影响集输站库系统效能的各方面因素,通过指标的综合分析、比较,确定了集输站库系统效能的评价指标,并应用灰色关联分析方法对这些指标作综合灰色关联分析,实现了集输站库系统效能的多指标综合评价。应用此方法对胜利油田8座联合站进行了现状效能评价,给出了其效能排序结果。结果表明,该方法能切实可行地对油田集输站库系统效能进行科学、客观的多指标综合评价,最大限度地减少了评价过程中人为因素的影响。     

高温处理对茴香精油含量及其成分组成比例的影响

为了研究高温处理对茴香果实精油的影响,设40℃、60℃、80℃3个温度处理,并以室温(25℃)为对照,处理7 d后,提取精油进行分析.结果表明:随着温度的升高,精油含量与主要成分(反式-茴香脑)的相对含量均呈先升高再降低的趋势,其中精油含量依次为0.93、3.04和3.17和1.51ml.(100g)-1,反式-茴香脑的相对含量依次为80.31%、91.10%、91.25%和89.85%.