稠油外输探讨

合集下载

浅析稠油集输工艺优化改进

一
０引言
键设备是掺水泵、外输泵和加热炉。这些设备的运行状况直接影响着热采管理区的原油上产工作，因此，如何优化集输工艺，保证接转站设备的优质高效及平稳运行有着极其重要的意义。１接转站的生产现状掺水接转站目前拥有的主要设备有：油水罐５座：燃料油罐３座；油气分离缓冲罐２座；各类泵１９台：空气压
ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ．
关键词：稠油生产；掺水压力；掺水温度；掺水水质；加热炉
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｈｅａｖｙｏｉｌｐｏｄｒｕｃｔｉｏｎ；ｍｉｘｉｎｇ－ｗａｔｅｒｐｒｅｓｓｕｒｅ；ｍｉｘｉｎｇ－ｗａｔｅｒｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ；ｍｉｘｉｎｇ－ｗａｔｅｒｑｕｌｉａｔｙ；ｈｅａｔｉｎｇｆｕｒｎａｃｅ
ｅｆｅｃｔｓｔｈｅｏｉｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｉｎｈｅｔｒｍａｌｍａｎａｇｅｍｅｎｔａｒｅａ．Ｓｔａｒｔｉｎｇｆｒｏｍｍｉｘｉｎｇ－ｗａｔｅｒｐｒｅｓｓｕｒｅｎｄａｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙ，ｔｈｅｐａｐｅｒｄｉｓｃｕｓｓｅｓｈｅｔｈｅｔｒｍａｌｒｅｃｏｖｅｒｙｏｆｈｅａｖｙｏｉｌｆｒｏｍｎａａｌｙｓｉｓｏｆｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓａｎｄｉｍｐｒｏｖｉｎｇｍｅａｓｕｒｅｓｏｆｇａｔｈｅｒｉｎｇａｎｄｔｒａｎｓｐｏｔｒａｉｔｏｎ

塔河油田稠油外输可行性实验研究

田稠油外输工艺进行了初步研究探讨。
关键词：河油田；稠油外输；塔纯可行性
中图分类号：８ＴＥ３文献标识码：Ａ文章编号：０６７８（００１一Ｏ３ —０１０－９１２１）２１６１
随着塔河油田西北部超稠油开发不断深入，用于掺稀生产的稀油资源短缺现象严重，目前塔河油田稠油产量已占总产量６以上，Ｏ主要分布在塔河４６７８１、２区，中１、、、、Ｏ１其２区为特超稠油，油为密原
表４
Ｔ０３油掺人２％石脑油降粘效果分析Ｋ１８稠Ｏ
油名样称
罢垦
用性进行了检验。结果显示，计算值与实测值的平均
相对偏差分别为１．和１．。６９３３１２掺稀降粘输送实验．
由以上实验结果可知，ＴＯ３稠油掺石脑油Ｋｌ８的降粘效果优于掺稀油的降粘效果，是无论掺入但
１６３
内蒙古石油化工
２１第１００年２期
塔河油田稠油外输可行性实验研究
邱海峰Байду номын сангаас，时强
（中石化西北油田分公司工程技术研究院，疆乌鲁木齐新８Ｏ１）３Ｏ１
摘
要：塔河油田稠油的流变性进行了实验研究，合目前国内外稠油输送工艺现状，对结对塔河油
降粘率／％

我国的稠油炼制技术首次输出国外

低至０．３０ｋｇ／ｔ。
主要原因为下料口催化剂冲刷造成，检修时在下料口处增加１个缓冲台，改变催化剂的下料方向，
避免催化剂直接冲刷至芯子没有耐磨护板部位。（３）分馏稳定部分分馏塔底脱过热段改为人字挡板后分馏塔压降由０．０６ＭＰａ降低至０．０３５ＭＰａ，气压机入口压力
因分析及改进［Ｊ］．石油炼制与化１－．，２００８，３９（８）：１０ — １３．
［５］许友好，屈锦华．杨永坛．ＭＩＰ系列技术汽油的组成特点及辛烷值
（１）装置改造后整体运行平稳，通过操作条件的优化连续运行了９９０ｄ，按计划进行检修，但检修操作难度较大。
参考文献：
［１］许友好，张久顺．龙军ｌ生产清洁汽油组分的催化裂化
新工艺ＭＩＰ［Ｊ］．石油炼制与化丁＝，２００１，３２（８）：１－３．
［２］许友好，张久顺．龙军．多产异构烷烃的催化裂工艺开发与工业应用［Ｊ］．中国工程科学，２００３，５（５）：５５ — ５８．
ＭＩＰ改造解决了催化装置汽油烯烃含量高的问题。但是以石蜡基为原料的装置采用ＭＩＰ工艺
由０．１４５ＭＰａ提高至０．１６８ＭＰａ，使气压机的压比降低，气压机的耗汽量由２７ｔ，ｈ降低至２２降低了３．６ＭＰａ蒸汽的消耗。油浆管路压降大的问题在检修中没有解决，需要对换热流程进行核算。

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。

原油管道输送常见问题分析及对策

原油管道输送常见问题分析及对策摘要：原油管道运输是指通过原油管道运输原油。

从井底提取的原油经油气分离、脱水等工艺后，通过管道直接输送至炼油厂或转运站。

各油田生产的原油黏度和凝固点差异很大，对运输的要求也不同。

轻质原油可以在室温下加压运输；易凝固的高黏度原油需要加热运输。

也可以用轻油稀释，加入降凝剂，甚至在运输前用水稀释以降低冰点。

管道是石油生产过程中的重要环节，是石油工业的动脉。

在生产石油的过程中，管道自始至终都离不开。

输送管道是输送石油管道的缩写，指流量大、管径大、输送距离长的独立管道系统。

关键词：原油管道输送；常见问题；对策由于全球经济的快速发展和对资源需求的快速增加，原油管道输送原油具有输送量大、外部影响小、安全系数高等优点。

因此，它已成为世界各原油生产和制造国首选的原油运输方式。

据调查，世界上85%以上的原油是通过管道运输的。

1865年，外国人完成了世界上第一条石油管道。

输油管道的基本建设已经发展了150多年。

由于开发初期技术相对落后，开发速度相对较慢。

直到20世纪和60世纪，世界各地的原油管道都进入了快速发展阶段。

1原油管道运输常见问题1.1原油运输损失原油的损失一般发生在储运过程中，不同种类的原油不能一起运输。

由于原油化学成分的不同，有些油很容易附着在管道上，而有些油则很难附着在管道上。

在液体流动时，原油品种混合，导致原油纯度和质量下降，造成一定的原油损失。

当然，在许多地方都能看到原油的损失。

这些原油损失最为普遍，造成的损失最大。

彻底清算是不现实的。

因此应尽量减少原油损失。

1.2高含蜡原油沉积物对于管道输送过程中石蜡含量较高的原油，液体在差压下流动，沉积胶体、沥青、石蜡等物质。

随着原油的流动，它粘在管壁上，不仅降低了管道的输送面积，而且产生了输送阻力。

在输送过程中容易发生凝析油事故，使管道损坏严重，不利于原油输送。

1.3运输过程中原油黏度增加了摩擦阻力我国原油绝大多数是凝点高、黏度高、含蜡量高的原油。

稠油输送新工艺方法探索及现场试验 X

由于在气体射流与液体掺混特征方面还没有完整的理论分析 ,只能根据试验得到的结论和管内的流动参数确定喷嘴孔径和入口压力。文献[ 5～6 ]指出 :气体射入到液体中 ,在射流初始阶段及射流主段上游 ,射流速度很高 ,气泡的浮力可以忽略 ;由于液体阻尼较大 ,射流的径向速度衰减极快 ,在射流主段下游由于浮力的影响 ,气泡不断浮起。孔愈小气泡愈细 ,在液体中停留的时间愈长 ,但要射到相当的距离消耗的功率就愈大。所以为延长蒸汽的射程和蒸汽泡在稠油中的停留时间 ,使之与稠油进行充分地热交换 ,喷嘴孔径不宜过大 ,背压可以相对提高。根据辽河油田现场使用技术要求 ,本文设计的引射器选用入口压力高于输油管压力并保证蒸汽以声速射入稠油。
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)

原油破乳降低外输干压

原油破乳降低外输干压[摘要]随着油井数规模的不断增加，外输量也大幅增长，尤其在2010年投产21口新井以来，在外输过程中因原油乳化问题导致该站在生产过程中时常出现外输干压偏高、外输泵空转烧密封，甚至因外输困难被迫采取罐车拉油等不利情况，给井站正常生产及生产成本带来了很多不利影响。

采取措施解决了乳化问题。

【关键词】原油乳化；超稠油；外输；干压随着采油作业一区超稠油井数的逐年增加，超稠油占作业区产量比重也越来越大，目前超稠油产量已占全区产量的70%左右。

1-90号站便是作业区一座典型的超稠油站，超稠油总井数达到68口。

自2007年1-90号站投产超稠油油井以来，随着油井数规模的不断增加，外输量也大幅增长，尤其在2010年投产21口新井（杜813兴隆台17口、杜84兴隆台4口）以来，在外输过程中因原油乳化问题导致该站在生产过程中时常出现外输干压偏高、外输泵空转烧密封，甚至因外输困难被迫采取罐车拉油等不利情况，给井站正常生产及生产成本带来了很多不利影响。

通过对90#站40口油井的采样分析，其中有18口井已发生原油乳化现象，因此，原油乳化是造成90#站外输干压升高的根本原因。

降低外输干压是保证90#站正常生产的首要问题。

1.原油乳化的危害（1）原油发生乳化后，水被分割成单独的微小液滴；原油中含有天然乳化剂，它们吸附在油–水界面上形成保护膜，形成油包水的状态；原油含水以后，其物理性质发生很大变化，增大了液流的体积，总液量大幅度增加，降低了设备和管道的有效利用率，特别是在高含水的情况下更为突出。

（2）当原油与所含水呈“油包水”型乳状液状态存在时，最突出的是粘度显著增加（几倍或几十倍），再加上水的密度比原油的大，这就使管道摩阻增加，造成输油压力升高；（3）增加了升温过程的燃料消耗。

由于水的比热容为1，原油的比热容为0.45，所以燃料的消耗成倍增加。

当原油含水率为30%时，燃料消耗增加一倍。

特别是在原油集输过程中，一般要对原油反复加热升温，热能的消耗是非常大的。

超稠油长距离管输技术的探讨

2271 超稠油加水乳化降粘技术超稠油开发初期因下游加工技术缺乏，产品市场狭窄，超稠油无销路。

于是将超稠油用2%的乳化剂，把30%的水掺到超稠油中，制成较稳定的油包水型乳化油做燃料油使用。

随着超稠油产量的提高，下游加工技术的成熟，超稠油成为抢手货。

油田再用超稠油直接做燃料，一是资源浪费，二是影响油田原油商品量，三是环保要求提高，烟气排放不达标，超稠油已不能满足做燃料使用的要求。

超稠油乳化管输，与采出时的油包水不一样，需形成水包油型乳化油，可使超稠油80℃的粘度降到1000mm 2/s以下，降粘率达到75%以上，输送难度降低很多。

管输起点加水乳化，管输终点炼油厂加破乳剂脱水，从采出到管输终点需二次破乳脱水。

超稠油脱水本来就困难，乳化油脱水更难，运行费用比较高。

破乳脱出的废水含油不能直接排放，需要处理增加费用。

下游炼油厂更希望获得含水低的超稠油。

2 超稠油掺稀油降粘技术掺稀油降粘技术是将一定比例的低粘度、流动好的稀油掺入超稠油中，使混合原油的凝点、粘度大幅度降低，达到长距离输送条件。

掺稀油除适用范围广、技术可行、降粘效果好、易于实施外，油田一般还常用自产的凝析油、稀原油，操作简便，稀油品易得。

掺稀油降粘也存在缺点。

稀油比超稠油单价高，差价一般达到1000元左右，大混合原油价格未能按掺稀比例上涨。

掺稀油比例不是越大越好，还须考虑经济性，需选择降粘效果与经济性之间的最佳边界比例。

油田稀油资源有限，目前掺稀原油比较普遍，因不能回收循环使用，稀原油量远不能满足掺稀的需求。

辽河稀原油一般是石蜡基原油，与环烷基原油超稠油混合以后，石脑油、柴油、蜡油重金属含量增大，沥青含蜡量上升，各自的产品特性发挥不出来，影响油田和炼油厂的效益。

所以，掺稀油降粘最好选择对原油性质影响不大的凝析油、石脑油，能循环使用就更好。

3 超稠油加热降粘管输技术2004年辽河油田建成一条长为25km超稠油输油管道，简称特石管线。

特石管线的启用，解决了汽车拉运带来的交通安全、环境污染、道路阻塞和天气影响等一系列问题，为炼油厂安全生产在原料供应上得到保障。

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1. 引言1.1 背景介绍塔河油田是中国最大的超稠油田之一，位于内蒙古自治区赤峰市境内。

超稠油是指粘度大于1000 mPa·s的油，其开采和集输过程面临着许多技术难题。

由于超稠油的高粘度和低流动性，传统的集输工艺技术往往难以适应其特殊性，因此需要针对超稠油的特点进行深入研究并提出创新的工艺技术方案。

1.2 研究意义塔河油田是中国最大的超稠油油田之一，超稠油开采具有重要的战略意义。

研究超稠油集输工艺技术应用，具有以下重要意义：1. 促进超稠油资源有效开采：超稠油具有粘度高、流动性差的特点，传统的集输工艺难以有效应对。

研究超稠油集输工艺技术的应用，可提高超稠油的采收率，推动超稠油资源的有效开发利用。

2. 提升油田生产效率：通过研究超稠油集输工艺技术应用，可以优化油田生产过程，提高生产效率，降低生产成本，提升油田的经济效益。

3. 推动油气行业可持续发展：随着传统油气资源的逐渐枯竭，超稠油等非常规油气资源的开发将成为油气行业发展的重要方向。

研究超稠油集输工艺技术应用，有助于推动油气行业向可持续发展方向转变，实现资源的可持续利用。

深入研究超稠油集输工艺技术应用的意义重大，对于促进油田资源的有效开发和油气行业的可持续发展具有重要的推动作用。

1.3 研究目的本研究的目的是探讨塔河油田超稠油集输工艺技术的应用研究，旨在深入了解其在油田开发中的重要性和实用性。

具体目的包括：1. 分析超稠油在塔河油田的特点，探讨其采收率低、粘度高等特殊性质，为后续工艺技术研究提供基础。

2. 研究传统集输工艺技术在塔河油田超稠油开发中存在的问题和不足，为提出改进方案和优化策略奠定基础。

3. 通过分析超稠油集输工艺技术的应用案例，总结成功经验和教训，为工艺技术的改进和优化提供借鉴。

4. 比较超稠油集输工艺技术与传统集输工艺技术的优势与局限性，探讨其在实际应用中的适用范围和不足之处。

5. 探讨优化改进方案，提出针对超稠油集输工艺技术的改进建议，促进其在塔河油田的推广应用并提高生产效率。

稠油不加热集输技术现状与应用探讨

主要原因是稠油组成的差异。
加烃类稀释剂进行降粘集输，并非完善的方法，应综
合考虑其经济性、可行性，必要时可采用别的更好的
１２研究与应用．
国内外研究表明，油掺人稠油后可起到降凝轻
降粘作用，对于含蜡量和凝固点较低而胶质、但沥青
质含量较高的高粘原油，降凝降粘作用较差。所其掺轻油的相对密度和粘度越小，降凝降粘效果也越好；人量越大，掺降凝、粘作用也越显著。稀释剂降与原油的混合方式和混合温度也同样影响稀释的效
度降低 பைடு நூலகம் 从而降低了混合物的凝点。另外，低粘原油
的胶质、沥青质是一种降凝剂，阻止了蜡晶网络的它形成，混合物的凝点、使屈服值和粘度等降低 ¨ 。ｊ
太大的原油混合后可能会出现相容性问题，在输送
及处理过程中可能会产生沥青质析出现象。此外，于稠油与稀油在价格等方面存在的差异，鉴采用
技术设施产生不利影响。再次，两种油品性质相差
稀释降粘主要是利用相似相容原理，入溶剂加
降低稠油粘度，改善其流动性。常用的溶剂有甲醇、
乙醇、煤油、柴油、粗混苯等。混苯中的甲苯、甲苯二是胶质、沥青质的良好溶剂。其作用机理为，当加人稀释剂后，合物中蜡含量浓度减少，液的饱和温混溶

稠油外输化学降粘工艺技术研究

２０１３年１０月Ｉ
… 一
ＣｈｉｎａＣｈｅｍｉｃａｌＴｒａｄｅ
中国化工贸易
寇霆基
稠油外输化学降粘工艺技术研究
唐卫江
（新疆油田新港公司）
稠油开采与集输存在的生产技术难题世界稠油油藏分布很００米之间，主要储层为砂
沥青质分子呈层次堆积状态，借助高温或溶剂作用下堆积层隙 “ 疏松” 的特点，使降粘剂分子 “ 渗 ”入胶质或沥青质分子层之间，起到降低粘度的作用。国外对原油输送化学降粘技术进行了较早的研究及应用。但开发研究的化学降粘剂主要以降凝剂为主的流动性改进剂，该流动改性剂能有效降低原油的凝点和低温粘度，改善原油的低温流动性。１９９９年７月，在长２３６公里、输送独山子混合油的管线上进行了实验，加入０．１２％（ｗ）ＥＣＡ一８４１流动改进剂处理后，混合原油ｌｏ ℃ 的屈服值由８．６Ｐａ降到１．０Ｐａ，１０摄氏度时的塑性粘度由１５８ｍＰａ・ｓ降到５４ｍＰａ・ｓ，降粘率为６５．８％，在ｌ２ — １２．５摄氏度下，混合原油顺利地通过了管线。２００６年，从国外引进Ｅｘｘｏｎ８８０６、Ｅｘｘｏｎ８３６１流动改性剂，在新疆油田外输管道进行实验，结果显示：当加剂量为５０ｍｇ／Ｌ时，原油凝点由１６ｏＣ降到一３．５ ” ｃ，降幅ｌ９．５Ｃ；剪切速率为ｌ３．５ｓ，８ ”Ｃ的粘度由１６０４．７ｍＰａ，ｓ降到３６ｍＰａ・ｓ，降粘率为９７．７％；现场实验的结果与室内实验十分接近。新疆外输原油管道已成为我国第一条添加流动改性剂实现常温输送的管道。该剂应用于油田时，加剂量为５００ｍｇ／Ｌ时，原油凝点由２５ｏＣ降到２”Ｃ，降幅２３ ℃ ；剪切速率为２Ｏ．４ｓ一５０。Ｃ的粘度由１２．５ｍＰａ・ｓ降到１０ｍＰａ・ｓ，降粘率为２Ｏ％。

八面河面120油田稠油集输工艺研究及应用

图１油水比为８：０粘度曲线Ｏ２
根据实验，Ｏ一加药浓度为０３Ｔ２．％时降粘率可达９．％，９４为进一步降低使用浓度，在掺水比例、温度和搅拌方式不变的情况下，探索最低使用浓度。实验结果见下表１。从上表数据可以看出，在其它条件不变下，ＯＴ２的极限最低浓度为００％。低于此浓度，．３乳状液稳定时间短且有反相倾向。
备注
掺方案，一方面节省投资近１０万元，５另一方面，由于地热水温度较高，节省燃气量４／。０ｈ
３工艺配套设施研究
注：转子。４ ’ 转速２２０ｒｎ０— ０ｒａ／ｉ
３１煤气混烧加热炉．
３１１确定研制基础．．
一
圈２油水比为７：Ｏ粘度曲线Ｏ３
表１不同浓度下稠油乳状液的降粘效果
圈３油水比为６：ｏ４０粘度曲线
从上面试验结果可以看出：当浓度为００％，．５
注：５℃ ，转子，２ＲＭ，比５５油温５４。转速０Ｐ油水：
作者简介
杨芳圃，，８女１４年毕业于石油大学（９山东）
１２掺水量．
石油储运专业，现任技术质量部主任，高级工程师。获总公
司科技进步成果三等奖２项，优秀设计奖１。项
根据前面试验，Ｏ一在其使用浓度为００％Ｔ２．５
江
汉
石
油
科
技
第１６卷
（平均０９６、．７）高含沙（防沙效果决定０Ｏ视．１—０．２、凝（０Ｃ％）低１￣左右）低油气比（５３ｔ、、Ｏ一ｍ／）低产

谈我国稠油开采方法与国外开采新途径

谈我国稠油开采方法与国外开采新途径稠油，国外的准确译法叫“重油”。

稠油是世界经济发展的重要资源，其储量约有4000~6000亿立方米。

我国也有着丰富的稠油资源，据不完全统计，探明和控制储量已达16亿吨，重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。

在全球大约10万亿桶剩余石油资源中，70%以上是重油资源。

目前，各大稠油开采油田针对其自身特点，通过引进、消化、吸收和技术创新，形成了各具特色的开采技术，取得新的进展和突破，为构建我国经济发展平台，插上了腾飞的翅膀。

一、目前我国稠油的开采方法我国上世纪80年代就着眼对稠油的研究和开发，按稠油油藏的特点，其开采方式也各有所异，但总是沿着降黏和使分子变小、变轻的方向发展努力着。

目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：1.注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸气吞吐、蒸气驱、火驱等2.增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。

其中，胜利油田采用热采、注蒸气、电加温、化学降黏（注聚合物驱）等技术；辽河油田的中深层热采稠油技术；大港油田的化学辅助吞吐技术；新疆油田的浅层稠油面积驱技术；河南油田的稠油热采技术等，均处于国内领先水平。

尤其是河南油田原油的黏度特高（普通稠油为10000mPa·s，特稠油为10000~50000mPa·s超稠油为50000mPa·s以上），热采需要的参数很大，需要注气压力7.5MPa，注气速度为100t/d，蒸气干度为75%，蒸气温度为290℃，油层深度为300m，放喷时地层温度为140℃，压力为5.5MPa，优选好合理参数，是有效开发稠油的关键。

二、重油有望成为重要的战略接替资源近20年来，全球重油工业的发展速度比常规油快，重油和沥青砂的年产量由2000万吨上升到目前的近1亿吨。

委内瑞拉是重油储量最大的国家，人们预期在不远的将来其日产重油量可达120万桶；加拿大目前的油砂日产量达50万桶；欧洲北海的重油日产量达14万桶；中国、印度尼西亚等国的重油工业近年来也发展迅猛，年产量都在1000万吨以上。

复杂管道系统混输稠油能力研究

摘要：建立含有离心泵和螺杆泵某复杂原油长输管道的工艺计算模型，通过改变稠油的掺柴（稀）比和出站温度，计算该管道系统在不同工况下的输送能力，探究该管道系统混输稠油能力的影响因素。分析计算结果表明：随着输送混合油黏度降低，管道的输送能力出现先增大、后减小、再增大的趋势；对于一定产量的稀原油和稠油，管线的最大输量对应着一个最佳的掺柴比；混合原油的出站温度对管道输送能力的影响不是单调的，随着出站温度的增大，管道的输送能力可能会出现先增大、后下降、再增大的变化趋势；高黏混合稠油处于层流状态时输送更节能。总之，稠油的掺柴（稀）比越大，出站温度越高，该管线输送稠油混合油的能力不一定就越大，而是在不同工况下，在一个最佳掺柴比、掺稀比和最佳的出站温度条件下，输送能力最大。这一结论对于掺稀稠油管道输送工艺的节能降耗有重要的指导意义。关键词：长输管道；混合稠油；输送能力；掺稀比；加热温度
排量 /(m3· h-1) 600 600 280 600 300 160
电动机功率/kW 132 560 552 800 445 245
2 工艺计算模型的建立
2.1 管道工艺计算模型
黏度较大的混合油在管内流动需要考虑摩擦生热的影响，利用苏霍夫公式 [20]计算热油管道沿线的温降。管段所输油品的黏度和雷诺数由其平均温度决定。管路的沿程摩阻损失按达西公式计算。在计算沿程摩阻系数 λ 之前，需要通过雷诺数来确定流态。层流区： Re ＜2 000；层流和紊流的过渡区： 2 000＜ Re ＜3 000，目前尚无准确相关式计算摩阻系数，这里取层流和紊流的摩阻系数的加权平均数；紊流区： Re ＞3 000，摩阻系数按 Blasius 公式计算[20- 。 21] 掺稀稠油管道的流态不会超过水力光滑区，按层流和紊流的公式计算摩阻系数，会有较大的差异。

稠油油水混输规律及工艺设计方法研究

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。

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。

魏联原油外输管道含水控制探讨

魏联原油外输管道含水控制探讨摘要：魏岗联合站原油外输系统是河南油田原油外输交油质量的关口，属咽喉要道，安全平稳交油，确保交油含水不超标是站上外输储运工作的目标。

随着油井增产措施的不断增多,油井来液性质不断变化,致使井楼（采油一厂、二厂输送点）来油含水经常超标。

针对这种情况,我站在原有沉降脱水工艺的基础上进行了外输优化,解决了来油含水超标的问题,保证了联合站外输含水达标。

关键词：外输含水工艺切换倒罐边进边输目前，河南油田已经处于开采后期——特高含水期,三次采油技术全面展开,伴随着频繁的油水井作业,大量的化工料进入地层,造成原油物性日益复杂多变，导致原油沉降脱水困难，生产运行效率低，不仅增加了蒸汽的使用量和原油的呼吸损耗，而且增加了职工的操作劳动强度。

本文主要针对魏岗联合站的工艺现状及外输原油管道含水控制优化操作见效果方面进行深讨。

储运工艺现状：魏岗联合站从1977年投产以来，外输储运系统工艺就没有多大的变化，有5000m³储罐四座（1#、2#、3#、4#），2000m³储罐两座（5#、6#），担负着将整个河南油田双江原油进站、沉降、放水、外输工作。

另还有魏岗区原油脱水、沉降、放水、外输工作。

双江来油使用1#、2#、3#、4#罐，魏岗储运用5#、6#罐。

输油工艺分别为：来油含水合格状态下，油罐实行边进边输或直输工艺；来油含水不正常状态下，实行单进单输（一个罐进油，一个罐输油，两个罐沉降放水）。

魏岗油实行边进边输（一个罐对收捞油沉降放水，一个罐输油）。

由于上游来油及输出量均有时候出现不稳定性，所以罐存储运原油是个变量，稳定在最佳罐存量和输油进输量的时间不持续，这样要保证交油含水指标就是一个很多因素影响的问题。

外输含水控制工艺的依据：原油外输含水控制工艺流程的切换，放水等工作是依据上游来油量及含水的变量，依据井楼的稀、混油的含水值和输油量的大小，计算出油头到达进站的时间。

魏联在油头到达前一个小时，将高含水改进入备用储罐，同时安排化验室加密化验油样，改变工艺输油，即单进单输或边进边输。