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。
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 研究背景塔河油田是中国大庆油田的一个重要组成部分，是中国最大的超稠油田之一。
随着全球能源需求的增长和传统油田资源渐渐枯竭，超稠油等非常规油气资源成为了全球能源开发的热点。
由于超稠油具有黏度大、密度大、粘度大等特点，其开发和集输面临着诸多技术挑战。
当前，塔河油田超稠油的开发技术存在着诸多问题，例如传统的蒸汽吞吐法和稀释法在超高粘度超稠油集输中存在着能耗大、投资高、生产周期长等问题，难以满足超稠油资源的高效开采需求。
开展针对塔河油田超稠油集输工艺技术的研究与应用具有重要的现实意义。
本研究旨在探讨塔河油田超稠油集输工艺技术的应用现状及存在的问题，为进一步优化超稠油开发技术、提高资源开采率和降低生产成本提供理论参考和技术支持。
通过对超稠油集输工艺技术的研究，可以为我国超稠油资源的高效开发利用提供重要的技术支撑，促进我国能源产业的可持续发展。
1.2 研究目的研究目的旨在探究塔河油田超稠油集输工艺技术的应用研究，深入了解超稠油的特点和挑战，分析现有集输工艺技术的优势和不足之处。
通过对超稠油集输工艺技术的实际应用案例进行研究与分析，探讨其在塔河油田的适用性及效果。
期望可以总结出超稠油集输工艺技术的技术优势与挑战，为今后进一步优化和改进超稠油集输工艺技术提供依据。
通过研究成果的总结和展望，指导未来在塔河油田超稠油集输工艺技术应用方面的研究工作，为油田开采提供技术支持和保障。
1.3 研究意义研究意义是指对于塔河油田超稠油集输工艺技术应用研究的重要价值和意义。
塔河油田作为中国最大的超稠油油田之一，其开发利用对国家能源安全和经济发展具有重要意义。
超稠油是指黏度很高的原油，输送过程中会遇到诸多技术难题，因此开展超稠油集输工艺技术应用研究对于提高油田开发效率、减少生产成本、保障油气输送安全具有重要意义。
通过深入研究超稠油集输工艺技术，探索适合塔河油田的工艺模式，可以有效解决超稠油油田的开采难题，推动油田开发水平提升，为国家能源安全和经济发展作出积极贡献。
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)
稠油掺稀油开发技术研究
稠油掺稀油开发技术研究作为稠油开发的主要措施，掺稀油降黏需要做好技术上面的控制。
由于稀油和稠油之间的配伍性较好，容易控制稀油的数量和相应的实际，控制好稠油的黏度，从地面开采过程中实现顺利的突破。
在稠油的开发中，掺杂一定的稀油有助于开发，选择合适的空心抽杆技术，在泵上进行掺和，这样可以保证现实的泵效，提升最终的稠油开发效率。
标签：稠油掺稀油;开发技术;分析1稠油油藏的特点由于稠油的黏度很高，所以在流动的过程中存在很大的阻力，导致稠油在流动的过程中速度随之减慢。
在对抽油机进行应用的过程中，减少抽油泵的充满系数有助于提升产油的质量。
由于稠油的胶质和沥青质的含量远远大于一般的稀油，所以在稠油油藏的开发中，需要借助热力采油的方式，借助提升温度的形式，降低石油的年度，从而提升采油的效率。
1.1掺油与吞吐周期的关系随着吞吐的周期变化，在一个油层中间，出油的情况也随之不同，因此需要做好掺油方面的工作。
在周期较低的井里，由于压力过高，出油的情况表现得不尽人意，出现液量较低，含水量较高的现象。
从洼38块吞吐周期的类型，一般从低周期、中周期和高周期三个阶段开展。
（1）低周期油井，处于该阶段的油井，由于地层的吸气量较少，注气效果表现出非常不好的效果。
特鄙视在1-2周期内，这个阶段的油井表现出不一样的内容，尤其是在油井排水的过程中周期较短，见油非常快，但是最终得到的油黏度非常大，而且文读很高。
基于以上的问题，在开采之后需要掺进一些稀油，按照液量的变化内容做好掺油阶段的各个时间段的工作。
（2）中周期油井，该阶段的注气效果非常明显，随着地层能量的增加，排水期也会随之延长。
从当前的问题出发，在开井之后需要减少稠油的加入，等到水量降到80%以下的时候，需要加入大量的稀油，这样可以在20天之后处于一个稳定的状态。
（3）高周期油井，这一阶段的回排水的时间非常长，大概有一个月左右。
遇到这类情况，掺油需要从井口的基本情况出发，按照含水量的大小进行调整，这样才可以保证最终的掺油标准。
油水混合液物性及流动规律研究-学位网
附件2论文中英文摘要格式作者姓名：王玮论文题目：油水混合液物性及流动规律研究作者简介：王玮，男，1982年5月出生于河北省廊坊市，2006年9月师从于中国石油大学（北京）宫敬教授，于2009年6月获工学博士学位。
中文摘要在石油工业中，未经处理或只经过初步处理的原油、矿化水在管道中共同流动的情况十分普遍。
在油田集输系统中，油水两相混输工艺的采用较油水分离后再分别输送的工艺具有明显的经济效益。
通常油田集输管网的投资约占地面工程总投资的40%，集输能耗甚至占生产总能耗的一半以上，而对于边际油田或海洋油田，建设及运行管理的费用将更加庞大。
因此，如果采用多相混输方式，将井口产出液通过混输管道输送至后方或陆上处理场集中处理，则可大幅度地降低一次性工程投资以及后期运行成本。
并可使一些在分输工艺技术条件下不具备开采价值的边际油田获得经济有效的开发。
由于原油中含有胶质、沥青质及固相小颗粒等天然乳化剂物质，含水原油在开采和输送过程中，极易生成稳定的油包水乳状液。
目前世界上开采的以乳状液形式为主的原油接近原油总产量的80％，而我国的石油资源多为易凝高粘原油，如辽河、渤海稠油等，当这些稠油与水形成油包水乳状液后，其粘度大大升高且流动性极差。
同时，乳状液的流动往往呈现出非牛顿流体的特性，这些因素都增加了输送过程的难度。
因此，如何准确的掌握稠油包水乳状液的物性特点，科学的预测管内稠油-水两相流动的规律，对管道的安全和经济运行具有重要的指导意义。
本文通过开展基于相似性分析的高粘基础油-水、现场稠油-水两相流动对比实验研究，比较了两者流动规律的区别与联系，包括流型、压降、尤其是相转换规律的异同点。
发现并研究了高粘油-水、稠油-水流动过程中的特殊现象——局部相转换现象，比较了局部相转换前后压降及有效粘度的变化规律，并分析了其产生的原因。
由此得出结论，稠油-水管流的相转换过程，实质上偏离了通常意义上的反相，即连续相与分散相之间的相互转换，而是一种受稠油-水乳化特征影响的相转换过程。
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。
稠油区块掺水流程系统平稳运行的探讨
稠油区块掺水流程系统平稳运行的探讨【摘要】针对稠油区块开发中应用空心杆泵上掺水或地面掺水，超稠油开发过程中应用地面掺水集中加热伴输，达到降低原油粘度。
其掺水流程设施存在着因设备、管网等问题影响掺水系统无法正常运行，导致该区块不能正常生产的工艺流程设计缺陷。
在原有的掺水工艺流程的基础上，通过完善工艺流程达到稠油区块的正常生产，提高开井时率，减少原油产量损失的目的。
【关键词】超稠油；掺水流程；工艺流程1.前言采油一矿现有注水站6座，其中离心泵站3座，三柱塞泵站2座，五柱塞泵站1座；建有接转站1座，在用计量站85座。
采油一矿管理着稠油区块有埕古13块、埕南13-51块、埕东西区稠油块Ng45、Ng44Ng71，超稠油区块有埕南91-P1块、埕911块。
掺水系统分为高压掺水系统即埕古13块、埕南13-51块、埕911块、埕东西区稠油块Ng45、Ng44Ng71，和低压掺水系统即埕南91-P1块。
稠油掺水系统为空心杆泵上掺水和地面掺水降粘，超稠油为掺水集中加热地面掺水伴输。
2.现状调查2.1油藏开发现状我矿管理的超稠油区块主要为91区快和911区块，含油面积为1.52km2，石油地质储量395×104t。
原油性质：根据埕南91-平1井试采资料，东二段地面原油密度1.054g/cm3，80℃原油粘度10000mPa.s左右，总矿化度6050mg/L，水型NaHCO3。
埕91-P1块位于东营市利津县刁口乡境内，位于埕东联合站的西南部，距联合站约6km。
2.2生产现状（1）埕南91-P1块现有油井33口，其中封井口2口，剩余生产井31口，目前开井21口，日产液量426.2吨，日产油井203.3吨，综合含水52.3%。
（2）埕911块现有油井7口，其中封井口1口，剩余6口，目前开井4口，日产液量282.8吨，日产油量42.8吨，综合含水84.9%。
（3）埕古13块、埕南13-51块现有开油井36口，日产液量2975.1吨，日产油量215.1吨，综合含水92.8%。
稠油在不同压差下的流动机理实验研究
摘要 ： 针对稠油流动的特点 ， 恒压条件下模拟 油藏 油水 的两相 流动 ， 在 将稠 油和地层 水同时注入饱 和油的人 造
岩心 ， 察其流动特性 ， 观 实验 发 现 产 液 量 受 注入 压 力 控 制 ： 入 压 力梯 度 增 大 ， 水 量 迅 速 增 加 ， 油 量 变化 不 大 。 注 产 产
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第２ ９卷 第 ５期 ２０ ０ ７年 １ ０月
石 油 钻 采 工 艺
ＯＩ Ｌ ＤＲＩ Ｉ ＬＬ ＮＧ ＆ ＰＲ０ＤＵＣＴＩ ＯＮ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
Ｖｏ ． ９ Ｎｏ． Ｉ２ ５ ０ｃ ． ２ ０７ ｔ ０
文 章 编 号 ：０ ０— ３３ ２ ０ ）５—０ ３ ０ １０ ７ ９ （０ ７ ０ ０ ３— ２
通过稠油在不 同压差 下的流动机理 实验表 明， 依靠增加 注入压 力来提 高采收率是不 太合 适的 ， 应该优化 注入压 力，
以减少不必要 的地面建设 费用 。 关键词 ： 恒压 ； 注入压力 ； 稠油 ； 油水 比； 流动机理 ； 采收率 ； 实验研究 ；
中 图分 类 号 ：Ｅ ４ Ｔ ３５ 文献标识码 型 ， 拟 了 模
油 水 中间 容 器
图 １ 实验 流 程
ｃ ｍ。为消 除毛 管末 端效 应 对 实 验精 度 的影 响 ， 必须 满足 Ｒ ｐ ｐ￣ 和 Ｌ ａ 出 的被 广泛 采用 的准 则 ： ａｏｏ ｅｓ提 水
稠油 和水 在恒 压条 件 下 的 流 动情 况 ， 究 了 稠油 和 研
使用 辽 河 油 田锦 州 采 油 厂 提供 的 稠 油和 水 ， 根 据 测 量 的黏 温 曲 线 读 出 ５ ０℃ 时 稠 油 黏 度 为 ６ ０ ７
ｍＰ Ｓ ａ・ 。现 场 取 回 的稠 油 在 一 定 压 力 下 通 过 垫 有
稠油-水二相水平管流表观粘度的实验研究
（ ｈ ａ ｏａ ｒ ｏ Ｍｕｔ ｈ ｓ ｌｗ， ｈｎ ｅ ｏｅ ｍ Ｕ ｉ ｒ ｔ，Ｂ ｉｎ ０ ２ ９ Ｃ ｉａ Ｔ ｅＬ ｂｒｔ ｙ ｆ ｌｐ ａｅＦｏ Ｃ ｉａＰ ｔ ｌｕ ｎｖ ｓ ｙ ｅ ｉｇ１２ ４ ， ｈｎ ） ｏ ｉ ｒ ｅｉ ｊ
流体物性 、 混合液的流速、 含水体积分数以及油水的 乳化情况等因素都会影响到油一 水二相流的流型， 从 而影响管流表观粘度 的变化。本文 通过稠油 二 水 相管流实验 ， 着重研究 了相关 因素对管流表观粘度 的影响规律 ， 对油水混输管线 的设计与安全运行具
有重要意 义， 为今后 进一 步 的理 论 研究 奠定 了 也
姚 海元 ，宫 赦
（ 中国石油大学 （ 北京）多相流实验室，北京 １２４ ） ０２９ 摘要： 以渤海稠油和水为工质进行尝试实验， 作出了水平不锈钢实验回路（ 内径为 ２ ． ｍ ， ５７ ｍ 长为 ５ ） ２ｍ 内稠油－ 水 二相管流的流型图， 并对管流的表观粘度及影响因素进行了实验研究。着重归纳了含水体积分数、 温度等因素对
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第３卷 第４ ４ 期 ２０ ０ ６年 ４月
化 学 工 程 Ｃ ＭＩＡ Ｎ Ｉ Ｅ Ｒ Ｎ Ｃ Ｎ ＨＥ Ｃ ＬＥ Ｇ Ｎ Ｅ ＩＧ（ ＨＩＡ）
Ｖｏ ． ４ Ｎ ． １３ ｏ ４
Ａｐ． ２ ０ ｒ ０６
稠油 二相水平管流表观粘度 的实验研究 水
二相管流表观粘度 的影 响规律 ， 比分析 了与旋转 粘度仪 测得 粘度值 的差 异 ， 究结 论对 油 田现场 的油水 混输 并对 研
管线的设计与安全运行具 有较 好的指导意义 。 关键词 ： 水 二相 流 ； 型 ； 油一 流 表观粘度 中图分类号 ：Ｅ ８３ Ｔ ６ 文献标 识码 ： Ａ 文章编 号 ：０ ５９ ５ （ ０６ ０ － ２ －４ １０ －９４ ２ ０ ）４０ ００ ０
互层状超稠油油水分布规律及防治对策研究
互层状超稠油油水分布规律及防治对策研究【摘要】针对互层状超稠油油井出水现状，对油水分布规律进行了研究，并对油水分布成因进及油层分布控制因素行了分析，在此基础上对油井出水原因分析，确定了边、顶、底及夹层水分布区域及范围。
针对不同油藏，不同出水类型，形成了机械堵水、管外封窜、大修内衬等一系列综合堵水技术。
为曙光油田互层状超稠油的经济有效开发提供了一条新思路，并已经形成规模，具有很高的推广应用价值。
【关键词】互层状超稠油油水分布出水类型堵水技术随着超稠油产能建设逐步进入后期，超稠油老井已经进入高周期生产，递减幅度加大，超稠油出水井的挖潜具有很大的潜力，将为超稠油产量的稳定起到重要的作用，因此超稠油井油水分布规律研究及防治项目的实施将具有重要意义[1]。
1 油藏概况曙光采油厂互层状超稠油油藏，油藏构造上位于辽河断陷西斜坡中段，主要包括杜84兴隆台、曙127454兴隆台、杜813兴隆台等主体开发区块，纵向上开发沙河街组沙一、二段及沙三上三套含油层段，含油面积6.92km2，地质储量5262万吨。
兴隆台超稠油自投产以来，各区块都出现过油井出水的问题，主要为单井点出水，平面分布没有规律。
超稠油油水关系复杂，分布有边、顶、底水和夹层水，加之兴Ⅰ顶和兴Ⅰ、Ⅱ组间隔层厚度小，极易造成窜槽出水。
2 油水分布规律研究兴隆台油层在曙一区全区分布，但不同油层组油层发育程度和分布不同：兴I组主要分布在杜84块；兴II和兴III组油层分布最广，几乎全区发育；兴IV 组油层主要分布在杜32块；兴V组油层只分布在杜32断块；兴VI组油层在构造高位的杜84块最发育，而杜80块不发育。
2.1 顶水分布规律杜84兴隆台以纯油藏为主，纵向上发育兴I～VI油层组，兴I油层组上覆为馆陶组，因而馆陶油藏的底水构成了杜84兴隆台兴I组的顶水；杜810及杜813油藏兴I组油层发育为水层，为杜80、杜813的顶水水源。
2.2 边水分布规律兴隆台油层兴I～VI组油层在纵向上相互叠加形成了多套油水组合，造成油水界面不统一，但是边水一般不活跃，分布范围较小，对各断块主力油层分布区的开发不会造成太大影响。
稠油集输处理工艺探究
稠油集输处理工艺探究发布时间：2022-01-17T08:47:28.128Z 来源：《工程管理前沿》2021年26期作者：李扬[导读] 随着油田开采的不断深入，油气田的勘探开采逐步进入边际化李扬克拉玛依红山油田有限责任公司新疆克拉玛依 834000 [摘要]：随着油田开采的不断深入，油气田的勘探开采逐步进入边际化。
油气田勘探开发的重点逐步转向了难开采的稠油油藏。
目前，随着我国开采的稠油越来越多，在存储和运输的过程存着很大的难度。
目前我国针对稠油的勘探开发已形成了以注蒸汽、掺稀油等为主的开采工艺。
本文主要阐述了我国目前应用较多的稠油集输工艺，并对我国稠油集输工艺未来的发展趋势进行了展望，旨在能够进一步的推到我国稠油集输处理工艺的发展。
[关键词]：稠油集输工艺完善一引言稠油的特征是密度大、流动性较差及黏度较高，所以在开采、运输及存储的过程中需要降低原油黏度、改善稠油的流动性问题。
国内外通过对稠油的特性展开了大量的研究大大的提升了稠油集输的处理水平，也总结出了很多提升稠油流动性降低稠油黏度的措施。
目前我国针对稠油集输已经形成了比较成熟的工艺，主要是以注入蒸汽、加热以及掺稀油等，通过大量的实践经验表面该种方式在稠油集输的过程中能够取得较好的效果。
相比于常规的稀油而言，稠油的开发及集输处理的工艺更加复杂，对配套设备的要求更高，前期投资及后期的运行维护费用也高很多。
因此，我们需要进一步的在满足稠油开采的工艺基础上不断优化稠油集输处理工艺。
本文主要阐述了我国目前应用较多的稠油集输工艺，并对我国稠油集输工艺未来的发展趋势进行了展望，旨在能够进一步的推到我国稠油集输处理工艺的发展。
二常用稠油集输工艺目前，常用的稠油集输处理工艺技术从原理方法上可分为3类：物理方法、化学方法以及物理化学方法。
其中，物理方法主要是通过对稠油进行加热、掺稀释剂、掺活性水等。
化学方法主要是通过对稠油改质达到降黏的目的。
物理化学方法主要是通过对稠油进行乳化达到降黏的目的。
论稠油掺水流动摩阻预测偏差及策略
论稠油掺水流动摩阻预测偏差及策略稠油掺水流动研究现状1.油水乳化与转相研究由于油水流动黏度及摩阻损失主要取决于油水乳化程度与流型，稠油掺水混输工艺设计的难点之一就在于油水流动过程中油水的乳化程度及流型变化规律难以确定。
国内外学者对此展开了广泛的实验研究及理论分析，研究对象包括实际稠油-水与模拟稠油-水等体系，而研究手段涉及水平与立管环道模拟瓶试制备与流变测试数值模拟等方法。
Ashrafizadeh等[2]（2010）研究了两种伊朗油的油包水（W/O）型乳状液的稳定性和黏度特性，指出乳状液中原油体积分数上限为60%，当含油量超过该上限时，才能形成W/O型乳状液。
段林林等[3-4]（2010）研究了BZ28-2S混合原油的W/O型乳状液的转相特性，指出乳状液转相点是一个条件性参数，同时分析了辽河稠油加剂乳状液的稳定性转相特性及其主要影响因素，探讨了液滴形态与混合液流动性之间的内在联系。
熊小琴[5]等（2007）研究分析了沙河街原油乳化程度的影响因素，指出搅拌速率搅拌时间掺水量掺水温度对乳化程度均有影响，而搅拌时间和搅拌速率的影响较显著。
黄敏[6]（2010）利用试验环道模拟了新疆九6区和九8区单井稠油掺水的流动特性，研究了油水混输的乳化程度及转相点流型与压降规律，以及其主要影响因素。
Vuong[7]等（2009）实验研究Lubsoil油（0.22～1.07Pa•s）-水在内径为50.8mm 的水平管和垂直管内的流动规律，分析了稠油黏度对油水流的流型压力梯度和持水率的影响。
陈杰[8]等（2003）建立了油-水两相管流流型转换的新准则，对分层流的预测效果优于对混合流型和分散流型的预测，适用于现场钢管内油-水两相流流型的预测，但这些结论主要基于白油-水和柴油-水两相流的流型实验获得，对于稠油掺水混输流型尚需进一步研究证实。
Xu[9]等（2010）研究了白油（黏度44mPas密度860kg/m3）-水两相在垂直上升管和下降管内流动时的转相特性和摩阻压力梯度，指出在垂直上升流中入口含油率约为0.8时达到转相点，而在垂直下降流中入口含油率约为0.75时达到转相点；当油水混合液含水达到转相点时，其摩阻较小；采用适当的模型，可较好地预测油水乳状液的转相点。
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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。