聚丙烯酰胺对高黏油-水环状流流动特性的影响

针对稠油水环输送的水环流动改进问题,提出稠油流动边界层在聚丙烯酰胺(PAM)水环作用下的模拟实验方法,基于自主研发设计的室内油-水两相流可视化环道实验装置,采用500#白油模拟旅大稠油,实验研究了稠油-水环状流外环水相中添加PAM前后的流型特征与阻力特性,评价了PAM对水环润滑的协同减阻效果,分析了PAM对水环流动稳定性的作用机理。实验结果表明:PAM对稠油-水环状流的流型特征与阻力特性均有显著影响,使环状流的分布区域缩小,其缩减区域转变为分层流和塞状流,当其为分层流时减阻作用丧失;当油相表观流速为0.23~0.90m/s时,PAM减阻率随含水率增加先迅速增大后缓慢减小,在测试范围内最高达35%。研究结果可为稠油水环输送工艺优化提供理论指导和技术支持,也可为稠油管输流动改进提供新理念与新方法。

含蜡油气水合物生成特性及其浆液黏度影响因素

蜡、水合物及其耦合沉积是海洋油气多相混输工艺潜在风险问题。以天然气、去离子水、3#工业白油和石蜡为实验介质,依托可视化高压反应釜,基于正交实验设计的方法,分别选用L9(34)和L16(45)正交表设计并开展了无蜡和含蜡2种体系下天然气水合物生成实验;以流体当量黏度为评价指标,分析了含蜡量、搅拌速率、流体平衡温度、含水率、起始压力对水合物浆液当量黏度的影响显著程度。实验结果表明:黏度值恒定并不能判断反应釜中水合物生成是否结束,因为在剪切稳定阶段,脱离搅拌中心区域的水合物与搅拌区域新生成的水合物存在一种“动态平衡”状态;含蜡量越高,水合物生长诱导期越长;在含蜡量2%与3%水合物的快速生长阶段,扭矩与转速会发生2次突变,第1次突变原因是蜡晶的大量析出导致搅拌中心区域油相胶凝结构增强,第2次突变原因是水合物大量生成并与析出的蜡晶相互吸附形成了蜡-水合物聚集体,在离心作用下脱离了搅拌中心区域;各因素对于无蜡和含蜡体系水合物浆液当量黏度的影响显著程度相似,搅拌速率均为主要影响因素。研究结果对深水油气管道的安全运行具有重要的理论意义和实用价值。

基于水包稠油型乳状液黏度与稳定性的乳化剂配方研究

采用单因素实验法考察了一种稠油乳化剂配方中包括油酸钠(NaOA)、椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB-35)、无机碱(Na_(2)CO_(3))、有机碱(三乙醇胺(TEOA))4种组分的配比和剂量。考察了乳化温度、含油率及Na^(+)和Ca^(2+)含量等指标对稠油乳状液流变性质和稳定性的影响,并采用响应曲面法优化上述指标后确定了乳化剂的配方。实验结果表明,表面活性剂与稠油的相互作用对乳状液的表观黏度具有显著影响;而表面活性剂与碱的相互作用则显著影响稳定性。优化的配方为:表面活性剂含量1.5%(w)(m(NaOA)∶m(CAB-35)=2∶1),碱含量0.4%(w)(m(Na_(2)CO_(3))∶m(TEOA)=1),乳化温度40℃,含油率为71%(w);乳状液的表观黏度为38.26 mPa·s,稳定性为90.28%。经济配方为:表面活性剂含量1.0%(w)(配比不变),碱含量0.2%(w)(配比不变),乳化温度40℃,含油率为75%(w);乳状液表观黏度为45.92 mPa·s,稳定性为87.01%。

水平管内分层流压力梯度的幂律相关性研究

采用自主设计并搭建的实验管路模拟油水混合液在水平管道中的流动特性,基于流体动力学基本方程和无量纲分析方法,提出了水平管道油水分层流压力梯度的无因幂律关系。采用综合评价指标-相对性能因子(RPF)对所建立的模型进行评估,RPF平均值为1.76,说明所建立的模型具有可靠性。所提出的幂律方程不局限于流体性质、实验条件等参数,较好地预测界面光滑分层流、界面波动分层流和界面混合分层流的压力梯度,为油水两相混输管路设计和安全运行提供理论参考。

稠油旋流除砂影响因素

稠油携砂给地面生产设施及外输管道带来严重安全隐患,而稠油的高黏特性造成油砂分离困难。优化旋流器结构,探索旋流器高效除砂的进料条件范围对实现高黏稠油旋流除砂具有重要意义。为此,利用数值模拟方法,研究了不同稠油黏度、含水率和旋流器几何结构下的除砂率和压降。结果表明:油水混合液黏度对砂粒分离效率影响显著,远大于旋流器结构对除砂效果的影响;旋流器结构参数中的入口直径、溢流口直径、锥段长度对旋流场和除砂率影响最显著;控制分流比可减少油相从底流口流出,减少资源浪费,但在高黏低含水率条件下调控分流比才具有效果和意义。该研究结果可为稠油旋流除砂器结构优化和旋流除砂工艺设计提供借鉴。

管道表面润湿性对层流流动阻力的影响

基于建立的小型循环管路实验平台,实验研究了自来水、乙二醇和26#白油分别在304不锈钢管、有机玻璃管、聚丙烯管(PP管)和聚四氟乙烯管(PTFE管)内层流流动的阻力特性。通过测量不同流量下的压降,计算得到了摩阻系数和泊肃叶数随雷诺数的变化关系以及相同雷诺数下摩阻系数随接触角的变化关系,同时采用接触角测定仪分别测量了3种液体在4种管道表面的接触角,讨论了管道表面润湿性对流动阻力的影响规律。实验结果均表明,管道表面润湿性对流动阻力产生了一定的影响:在相同雷诺数下,随着液体在管道表面接触角的增大,液体的泊肃叶数和摩阻系数均呈现减小的趋势;疏液管道表面润湿性对摩阻系数的影响大于亲液管道,并且在雷诺数较小时这种现象表现得更加明显。

含蜡原油结构形成机理研究

基于蜡与沥青的红外光谱、含蜡模拟油微观结构以及结晶学理论 ,对含蜡原油结构形成机理进行了探讨。研究表明 ,含蜡原油结构形成的机理就是晶核形成、蜡晶生长和蜡晶颗粒连接的机理 ,其基本条件包括 :高分子蜡或沥青质、胶质等大分子物质形成晶核 ;蜡晶随蜡分子与晶核间的相互作用增大而不断形成与生长 ,并形成蜡晶颗粒 ;蜡晶颗粒相互作用增强 ,致使颗粒彼此接触、“搭架”形成结构。弄清含蜡原油的结构形成机理 。

稠油流动边界层水基泡沫减阻模拟

针对稠油水环输送的中心油流偏心问题，提出稠油流动边界层在AFS-2水基泡沫作用下的模拟实验方法，设计加工相应的管流模拟装置及泡沫发生、注入与泡沫层生成系统。用201甲基硅油模拟稠油，实验研究稠油在水基泡沫作用下的水平管流阻力特性，分析泡沫与硅油的流速与流量比对硅油流动流型和减阻效果的影响。基于上部泡沫-下部液膜复合边界层假设，建立硅油-泡沫-液膜中心环状水平管流的压降预测模型。结果表明：20℃室温下，当泡沫与硅油流量比为0.2～0.5时，硅油流动减阻率高于70%，其机理可归结为油壁间形成了上部泡沫-下部液膜的复合隔离润滑层；理论预测值与实验测量值吻合良好，相对误差为-17.55%～9.76%。

水基泡沫流变特性研究进展

水基泡沫在石油钻井、驱油及矿物浮选等方面应用广泛,但因其自身结构的复杂性及不稳定性,准确描述其流变性需要考虑液膜排液、气体扩散、泡沫质量、泡沫结构、可压缩性、壁面滑移、测量系统相对于气泡的尺寸、环境温度及压力等多方面因素,以致于目前尚无有关泡沫流变性的公认理论。实验研究过程中控制壁面滑移的较普遍做法是增加流道壁面(转子表面或管壁)的粗糙度,基于适当假设所提出的一些理论修正方法具有较好的适应性。体积平衡法假设泡沫管流摩擦系数为常量,在一定程度上解决了泡沫可压缩性给管流压降计算所带来的困难。目前普遍认为泡沫流变性可用幂律模式或赫谢尔–巴尔克莱模式很好地描述,是否存在"屈服应力"则因测试条件差异而存在争议。

含蜡原油结构的存在性研究

所谓含蜡原油结构是指一定条件下原油中蜡晶颗粒相互连接所形成的一种充满整个体系的网络。采用流变学测试及分析技术试验研究含蜡模拟油的特征温度、粘温特性、流变特性 ,采用偏光显微技术分析含蜡模拟油凝胶状态时的微观结构。试验结果表明 :含蜡原油在一定条件下明显存在结构 ,共形成与原油所含蜡分子的大小与数量、蜡晶颗粒的对称性及大小密切相关 ,含蜡原油结构的存在是其粘度异常和流动性丧失的主要根源。这为含蜡原油降凝降粘途径的进一步研究奠定了理论基础。

一种高稳定性水基泡沫体系的制备与性能评价

水基泡沫在石油钻井、驱油及矿物浮选等方面应用广泛,但泡沫本质上是热力学不稳定体系,良好的稳定性是其应用的前提。基于不同表面活性剂的协同作用,利用WaringBlender法评价复配体系的起泡及稳泡能力,由此筛选出一种高稳定性的水基泡沫体系AFS-2,测试分析其微观形态,评价其油敏性及盐敏性。实验结果表明,最优体系AFS-2的组成为：1g/LSDS＋1g/L3#＋3g/LPAM＋3g/LSF-1＋3g/L十二醇;在20℃下,100mL的AFS-2基液的起泡量为380mL,气泡呈球形,直径在10数100μm之间,属于典型的细小泡沫,半衰期长达6050min,稳定性高;0#柴油、塔河普通稠油及风城超稠油三种油品对AFS-2体系的稳定性影响较大,但重质稠油比轻质油品的破坏能力弱,当风城超稠油浓度小于10.6g/L时,体系半衰期仍大于3720min;当CaCl2浓度小于1g/L或NaCl浓度小于10g/L时,AFS-2泡沫体系仍可保持足够的稳定性。

水基泡沫降低稠油流动阻力的新思路

根据"泡沫油"产量比普通稠油产量高数倍及微气泡可降低湍流边界层摩阻的事实,提出采用水基泡沫来实现稠油流动边界层隔离与润滑减阻的新思路。基于国内外相关研究成果的系统分析,探讨水环、微气泡和水基泡沫减阻的有效性,剖析水环输送存在的主要问题,理论分析利用水基泡沫环在水平管与垂直管中实现稠油流动减阻的可行性。结果表明,泡沫环减阻思路在理论上是可行的,且井筒及深水立管之类的垂直管更容易实施,其深入研究可望解决水平管内稠油-水中心环状结构的油流"偏心"难题;筛选合适的泡沫剂体系可有效缓解油水乳化与油在管壁上黏附,改善管壁的润滑性,提高中心环状流的稳定性;然而,泡沫环减阻思路的实际应用尚需深入研究其相关科学问题。

大庆原油加剂前后的蜡晶分形特性研究

针对蜡晶颗粒定性描述存在的不确定性问题,探讨了蜡晶形态的定量表征方法,提出基于蜡晶体积特征的粒度分布分形模型。以大庆南三联原油和林源原油为研究对象,采用流变学测试法与影像分析技术,测试它们加剂前后的析蜡过程及粘温特性;采用NcMiVnt图像分析软件,处理试样析蜡过程中的蜡晶形态图像,确定蜡晶粒度分布分形维数;进而分析温度与流动改进剂对原油蜡晶分形特性的影响。结果表明,基于蜡晶颗粒体积特征的分形模型可定量表征蜡晶形态;两种原油加剂前后的蜡晶分形维数随温度降低而增大,其析蜡量及蜡晶颗粒数量一般随之增加,宏观表现为原油低温流动性变差;两种原油加剂后的蜡晶分形维数明显增大,而蜡晶颗粒数量大幅减少,宏观上呈现出原油低温流动性提高。

碱与乳化剂复合体系对稠油乳状液稳定性及流变性的影响

考察了Na2CO3、非离子型乳化剂BJN-01、无机盐加量对水包稠油型乳状液分水率和表观黏度的影响,分析了复合体系对乳状液稳定性和流变性的作用规律及协同作用机理。结果表明,碱质量浓度为500 mg/L、乳化剂体积分数为0.5%时形成的乳状液最稳定,室温静置19 h的分水率为60.7%,且表观黏度较低,30℃与20.4 s-1下的表观黏度为86.2 m Pa·s;加入Na Cl使乳状液的稳定性降低,且盐浓度越高、分水率越大;当乳化剂体积分数为0.5%,碱加量在500~6000 mg/L时,随着碱浓度增加,乳状液的稳定性降低,表观黏度增加;当碱加量为500 mg/L,乳化剂体积分数在0.5%~0.9%时,随着乳化剂加量增大,乳状液的稳定性增强,表观黏度增加。

稠油特性及其输送技术研究

基于金属杂原子及其赖以存在的载体———沥青胶质对原油粘度的绝对贡献 ,测定了稠油模拟油的粘温特性及流变特性 ,分析了稠油高粘度的实质 ,为稠油节能降耗输送提供依据。研究结果表明 ,在 10～ 5 0℃内稠油模拟油呈牛顿流体 ,其粘度随温度降低及沥青、胶质含量增加而明显增大 ,稠油高粘的实质在于体系中不同分子相互作用所形成的胶束结构。通过稀释或膜分离等技术减小稠油大分子结构或降低稠油大分子浓度 ,将有效降低稠油粘度。

KD18稠油W/O型乳状液特性及其降粘方法

新滩油田KD18油水混合液一般呈W /O型乳状液 ,其乳化水含量约为 5 0 %～ 6 0 % ,粘度高 ,集输难度大 ,必须对其进行降粘处理。针对这种油水混合液的特性及外输现状 ,提出了在高粘W /O型乳状液中直接加剂转相、分散、乳化的降粘新方法 ,开发出了KD18稠油W /O型乳状液的高效降粘剂。研究表明 ,在一定条件下 ,KD18稠油W /O型乳状液在 5 0℃、5 1s- 1下的表观粘度可由 70 0 0～ 10 0 0 0mPa·s降到 10 0mPa·s以内 ,降粘率在 98%以上 ,为高粘W /O型乳状液提供了有效的降粘途径。

基于多重光散射技术研究油田用缓蚀剂乳化倾向

采用基于多重光散射技术的Turbiscan Lab稳定性分析仪,分析了加入咪唑啉类(a)、醇胺类(b)和苯并三氮唑衍生物类(c)三种缓蚀剂的油水两相乳状液中液滴的运动行为,得到了背散射光强度的变化曲线。根据相关规范所定稳定性与乳化倾向关系,从微观和宏观分析了造成三种缓蚀剂产生乳化倾向的原因。结果表明,在10min和60 min时,试样b出水多,油水界面分层明显。0数10 min内,a、b和c试样中分散相液体粒子的平均速率分别为130.055、1385.460和101.501μm/min,粒径为39.3、128.0和34.7μm。用Turbiscan Easysoft软件计算得到60 min时a、b和c试样的稳定性指数分别为11.80、15.65和11.74。试样c中出水量小,微小液滴的平均速率和粒径都较小,不易于油相聚集上浮和水相的沉降,稳定性较好,对应的乳化倾向最大;b组油水两相分离速度较快,出水量大,背散射光变化量较大,乳化倾向最小。

水平管内水环输送模拟稠油减阻特性

基于自主设计加工并搭建的水环输送稠油减阻模拟管路系统,采用500#白油模拟稠油,试验研究了稠油在水环作用下的水平管流阻力特性,分析了油相表观流速(0.3~1.0m/s)、水相表观流速(0.11~0.72m/s)及入口含水率(0.13~0.49)对水润滑管流流型特征及减阻效果的影响。结果表明:环状水膜可有效隔离并润滑油壁界面,油-水两相流流型总体上呈稳定的偏心环状流结构;水环输送可大幅降低管道输送过程中的压降,其压降值仅为相同油流量下纯油输送压降的1/55~1/27;当入口含水率为0.13~0.27时,水环输送的效能显著,输油效率均高于40;油相表观流速和入口含水率的增加会增大单位管长压降,降低水环输送的减阻效果和输油效能。

新滩油包水型稠油加剂降粘效果及微观分析

胜利新滩油田的油包水(W／O)型稠油的常温粘度高、流动性差、集输能耗大,必须对其进行降粘处理,否则难以集输。基于新滩W／O型稠油加剂后的降粘效果与稳定性,采用复配技术研制其反相降粘剂VRKD18。该剂为两种非离子表面活性剂的复合体系,其使用与储存方便,对新滩W／O型稠油的降粘效果显著,可使其50℃51 s-1下的表观粘度由7 000-11 000 mPa·s降到100 mPa·s以下。采用影像分析技术,观测与分析新滩W／O型稠油的加剂反相过程、微观结构及液滴粒径分布,进而探讨其降粘机理。结果表明,新滩W／O型稠油在VRKD18剂作用下可自发反相, 其粘度降低主要是由于VRKD18剂改变了其内外相结构、分散液滴相互作用的大小及方式,这为其集输工艺的更新奠定了基础。

模糊灰色理论在油气管道沿线土壤腐蚀性评价中的应用

针对现有土壤腐蚀性评价方法存在的问题，提出了一种模糊综合评价油气管道沿线土壤腐蚀性的新方法。模糊综合评价方法的关键在于评价因素的隶属度和权重的确定，而隶属度和权重的确定往往受人为因素的影响很大，这必然会严重影响评价结果的合理性。因此，根据评价对象、评价因素集及评价目标，提出了以土壤腐蚀速率为参考因素，运用各因素的灰色关联度确定其权重的新思路；同时根据岭形系列曲线的特点，导出了确定单因素隶属度的计算关系式；阐明了该方法的基本原理及实施程序，并用算例说明了该方法的具体应用。该方法在理论上是科学的，而且很容易程序化，为长距离油气管道沿线土壤的腐蚀性评价提供了一种有效的手段。