高含水原油低温集输研究进展

中国部分油田采出液含水率高达90%以上,造成地面集输系统的大量热能损耗。在国家“双碳”目标下,低温集输工艺将成为油田节能降耗的主要手段。本文总结了原油低温集输管道水力热力计算研究现状,重点阐述了原油组成、水相组成及流动条件对低温黏壁现象的影响。对现阶段应用较为广泛的低温集输黏壁预测模型作了总结和分析,梳理了低温集输边界条件的研究方法与实验装置。通过开展单井和集输干线现场低温输送试验充分验证了低温集输的可行性,为现场开展低温集输工作积累了宝贵的工程案例经验。最后,就低温集输黏壁现象未来的研究方向提出了展望,认为应加强理论预测模型的建立。

高含水原油黏温综合关系式研究

随着油田开发的深入,我国大部分油田在经过多年的连续注水开采后,已进入高含水后期,同时稠油在集输中也常掺水降黏。随着原油水相含量的增加,原有的应用于低含水原油的流变性理论和计算已经不能满足高含水原油流变特性的计算。应用M5500高温高压流变仪,研究了油田某区块典型井口掺水原油黏度与温度、剪切速率与含水率之间的关系。拟合了黏度与含水率、温度和剪切速率的综合关系,拟合公式计算的黏度值与实际测量值相差不大,准确性较高,为高含水原油集输工艺设计提供了计算依据。

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。

温度对高含水原油含水率传感器检测精度影响的试验分析

介绍基于微波相移法的高含水原油含水率传感器的工作原理及其特点。通过试验分析了温度对油水混合物介电常数的影响规律。结果表明:随着温度的升高,呈乳化状态的油水混合物介电常数减小,导致出现含水率测量值低于实际值的现象,严重影响传感器的检测精度。

SPA-PLS的高含水原油近红外光谱含水率分析

准确及时的检测原油含水率对注水策略调整、原油开采能力评估、油井开发寿命预测等均具有重要意义。然而,当前我国大多数油田均已进入高含水的开发中晚期,含水率测量难度大且准确率不高。在此背景下,开展了高含水情况下利用近红外光谱进行原油含水率测量的研究。首先介绍了目前原油含水率检测的常用方法,分析了它们的优劣。理论上,由于水的近红外光吸收带与原油中C—H键的吸收带有明显区别,根据Lambert-Beer吸收定律和吸光度线性叠加定律可知,不同含水率高含水原油近红外光谱会存在较强响应差异。为此,对高含水原油进行近红外光谱检测,建立原油含水率与近红外光谱响应间的非线性映射模型,可实现高含水原油含水率的精确测量。为了验证该方法的有效性,搭建了近红外光谱数据采集实验装置:采用白炽灯作为光源,经过光路调节成平行光后垂直射入样品池,用近红外光谱仪(海洋光学NIR512)采集光谱用于分析。其中,接收光谱仪带宽为900~1 700nm,平均分成512个波段。光谱数据利用光谱仪配套软件储存在电脑中。样本采用相同厚度不同比例的油水混合物,样本含水率范围为70%~99%,共采集数据60组,每组重复3次取平均值。得到原始数据后,先进行原始数据预处理,以减少数据采集时来自高频随机噪音及温度不稳定、样本不均匀、基线漂移、光散射等不利因素的影响。分别选用了S-G滤波、一阶导数和S-G滤波+一阶导数作为数据预处理的方法,利用连续投影算法(SPA)对光谱数据进行降维,并利用偏最小二乘法(PLS)和多元线性回归(MLR)进行建模,模型精度通过计算均方根误差值(RMSE)和相关系数(r)来验证。对比发现,使用S-G滤波+一阶导数建立的模型RMSE值最小(RMSE=0.007 0,r=0.9983)。使用SPA降维后的模型要优于全波段PLS模型(RMSE=0.083 3,r=0.920 6)与MLR模型(RMSE=0.099 9,r=0.967 1)。利用SPA提取出的31个特征波长建立的模型仅占全波段的6.05%,并获得了较好的精度。证明了利用光谱检测高含水原油含水率可行性,并且得到了满意的精度,为高含水原油的含水率检测提供了新的方法,为进一步利用近红外光进行高含水原油的快速检测与在线监测提供参考。

纯梁油田两种破乳剂联用的高含水原油热化学破乳技术

纯梁油田各油区所产原油的油质 (含蜡量 )、含水率及油温不同。将 13种商品破乳剂用于纯梁各油区原油及混合油的破乳 ,筛选出了 4种性能优良的破乳剂。将这 4种破乳剂两两复配 ,用于混合油的破乳 ,最后筛选出了以改性咪唑啉为起始剂的高聚物类破乳剂BSH 0 6和以改性树脂为起始剂的嵌段聚醚类破乳剂BCL 4 0 5。实施了联合使用这两种破乳剂的原油热 化学破乳脱水现场试验 :在纯东集油计量站 ,在油温 35℃、原油含蜡 15 %～ 2 0 %的高含水原油中加入BSH 0 6 ,在纯西集油计量站 ,在油温 5 5℃ ,原油含蜡 2 0 %、乳化水含量高的原油中加入BCL 4 0 5 ,加量 10 0～ 80mg/L ,在长 3～ 4km的管道输送过程中破乳 ,在原油处理站两种原油混合后进入一级、二级沉降罐 ,沉降时间约 4h ,油水分离 ,原油含水降至≤ 0 .5 %,可以不再进行电脱水而直接外输 ,脱出污水含油量 <10 0mg/L。这种不同原油各用合适的破乳剂管道破乳、混合沉降脱水的热 化学破乳脱水技术 ,已在纯梁油田广泛应用。

高含水原油集输管道内腐蚀检测监测技术

国内油田开发后期,原油集输管道含水率高,由内腐蚀导致管体腐蚀穿孔问题凸显,对于高含水原油集输管道,分析其内腐蚀影响因素,预测管体易腐蚀位置,采取有效的检测手段及具体监测方法解决。文中对高含水原油集输管道内腐蚀因素进行分析;建立典型管段模型进行FLUENT多相流模拟,得出水滴在弯头出口外侧及两颊处有沉积,为易腐蚀位置的结论。

高含盐高含水原油脱盐效果分析及改进措施

通过考察茂名石化公司近期加工的几种高含盐、高含水原油的电脱盐现状及存在问题,分析了脱盐效果对生产的影响,指出了影响电脱盐效果的主要因素是原油性质、电脱盐的注水量、破乳剂型号、油水混合强度、脱盐温度、电场强度等。结合理论和生产实际,提出了改善高含盐高含水原油脱盐效果的几点措施,即增加原油在原油罐内的停留时间、适当提高脱水温度以及在原油罐区注破乳剂进行低温破乳等措施优化原油预脱水操作;通过调整破乳剂注入点及注入流程,优化注水、注剂流程,进行双向破乳,解决脱水带油问题;通过定期清除罐底油污以及优化各工艺参数等措施提高脱盐率,改善脱盐效果。

电磁流量计在高含水原油计量中的应用

主要分析了高含水原油的计量现状及存在的问题 ,推荐使用了经济实用的新型高含水原油计量仪表———电磁流量计 ,介绍了电磁流量计的技术改造情况 ,并对现场应用情况做出了对比分析与评价。

大庆油田高含水原油流变性的研究

大庆油田在连续开采40多年后,已经进入高含水后期,含水量在80%以上,由于高含水原油的流变特性发生了变化,应用原有流变特性已经不能满足工程需要,通过对高含水原油的流变特性和原油流变特性与含水率和温度的关系进行研究,给出了高含水原油流变参数的回归计算公式,并对曲线进行了分析。研究结果表明,高含水原油输送的连续相应该尽量采用连续相为水的水包油型的原油输送,对高含水原油管道输送、设计和改造有着重要意义。

高含水原油预分离水力旋流器试验研究

水力旋流器是一种新型、高效的油水分离装置。通过试验证明用水力旋流器对高含水原油进行油水分离行之有效,试验发现处理后的溢流口中油的含水率可降至50%左右,能满足外输要求;从底流口排出水中含油可控制在2000ppm以内,若适当放宽底流口出水的含油要求,控制溢流口的分流比,可大大降低溢流口中的含水率。

水力旋流器用于高含水原油预分离试验研究

水力旋流器是一种新型、高效的油水分离装置。通过试验证明用水力旋流器对高含水原油进行油水分离是行之有效 ,处理后的溢流口中油的综合含水率可降至 50 %左右 ,能满足外输要求 ;从底流口排出水中含油可控制在 2 0 0 0 ppm以内 ,若适当放宽底流口出水的含油要求 ,控制溢流口的分流比 ,可大大降低溢流口中的含水率。

分流比对高含水原油预分离水力旋流器性能的影响

对高含水原油预分离水力旋流器性能进行了研究，发现分流比的大小决定了溢流口含油浓度高低和底流含油的多少。在入口浓度一定的情况下，分流比越大，分离效率越高，而溢流含油则低，因此分流比应控制在一定范围内。在相同的分流比特性系数下，小溢流口径的旋流管比大溢流口径的旋流管脱水效率高。在压差比相同情况下，可通过缩小溢流口径来减小分流比，提高溢流含油浓度。

旋流管溢流口直径对高含水原油预分离性能的影响

溢流口直径是影响高含水原油预分离旋流器性能的一个重要结构尺寸。其直径的大小应和溢流量相适应。溢流口直径过小或过大 ,都会导致分离性能变坏。通过实验证明 ,减小溢流口直径 ,能提高旋流管的脱水效率 ,而引起的压降略有上升是可以忽略不计的。要求旋流管的溢流口直径应与处理液含油浓度相匹配 ,以提高旋流管的预分离性能。

中原油田东濮老区高含水原油常温集输技术

中原油田东濮老区进入高含水期,为解决地面集输系统能耗高、效率低、安全风险大的问题,以文卫油区为试验区块开展了高含水原油常温集输技术研究。根据地面集输系统现状,经过室内实验、理论分析和现场试验,形成了以“常温输送安全技术界限、纳米降凝剂和低温破乳剂处理工艺、集输管网优化工艺”为主体的中原油田东濮老区高含水原油常温集输技术系列。在文卫油区集成应用后,撤减单井加热炉67台、计量站加热炉28台,每年可减少天然气用量197.1×10^(4) m^(3)、创效612.2万元,有效保障了油田地面集输系统安全高效、绿色低碳运行,取得了显著的社会经济效益。

高含水原油流动沉积实验装置研制

设计并搭建高含水原油实验装置,装置主要包括试验管路、油水分离系统、数据采集系统和电路控制系统。设计出有机玻璃管水浴实验段,以便观测流动形貌和初始沉积过程,基于射流喷射混合器原理完成油水混合装置的设计,使管内流动状态与现场实际相符合。为保证在实验过程中游离水和原油的有效分离,以游离水分离器为基础,设计出适用于高含水原油分离的油水分离器。同时设计出配套数据采集系统和电路控制系统,有效解决了实验数据采集和参数调控的问题。经过实验验证,该实验装置能够较好地适应高含水原油流动沉积研究。

同心双锥型高含水油水两相管式旋流分离特性

针对常规切向入口旋流分离器处理高含水采出液效果较差以及分离效率受入口流速影响较大等问题,率先提出中心细锥体和外筒倒锥体的同心双锥型油水两相管式分离构造。综合高含水率、大处理量等因素综合作用,建立油-水两相分离Mixture多相流模型和流场RNG k-ε湍流模型,并采用SIMPLE压力-速度耦合算法对模型进行求解,依据求解结果揭示同心双锥型管式分离腔室内旋流场的动态分布状况,量化分析中心锥角度变化对油水两相管式分离效率的具体影响程度,探究油滴粒径、入口流速等参数对管式旋流分离性能的作用机制。结果表明,随中心锥角度不断增加,同心双锥型管式旋流分离效率呈现先升高再降低的变化趋势,最佳中心锥角度为82°;增大油滴粒径能升高油池聚集性,有利于提升分离性能,当油滴粒径由0.3 mm增至0.6 mm时,分离效率由85.6%提至94.5%;入口流速对分离效率的影响相对较小,当入口流速由5 m·s^(-1)提至11 m·s^(-1),分离效率仅由93.3%升至96.9%,流速相差6 m·s^(-1)时,分离效率仅相差3.5%。

高含水原油物性及流动规律研究

为了得到油田现场中高含水后期原油水两相流动规律,选取长庆某典型高含水原油,测量其基本物性及反相点,改进了适合易乳化原油的反相预测模型,对比了不同温度下表观黏度反相前后的差异。结合油水两相管流环道实验,得到了不同含水率下压降与流量的关系,分析了压降预测结果和实验结果的误差。结果表明,该原油在低于凝点(26.0℃)且水为连续相时表现出较强的剪切稀释性,高于凝点时,反相前温度对体系黏度的影响起主导作用,而在反相后温度对体系黏度的影响不大。改进反相预测模型能较好地预测高含水原油的反相点。反相前,压降随着含水率的升高而增大,反相后压降出现骤降。高含水原油的基本物性与流动规律的研究为油田的安全高效生产提供了一定的理论指导。

高含水原油的破乳剂筛选方法改进——以克拉玛依油田九一区为例

针对克拉玛依油田九一区高含水原油破乳脱水问题进行研究。首先采用《SYT5281-2000原油破乳剂使用性能检测方法(瓶试法)》所述方法对原油破乳剂进行初步筛选,再对脱水率较高的破乳剂用自行设计的试验方法进行筛选,最终选定适合克拉玛依九一区高含水原油用破乳剂。该法对油田开采后期高含水原油的破乳剂筛选具有普遍意义。