Flow Characteristics of Crude Oil with High Water Fraction during Non-heating Gathering and Transportation

In order to ensure the safety of the non-heating gathering and transportation processes for high water fraction crude oil,the effect of temperature,water fraction,and flow rate on the flow characteristics of crude oil with high water fraction was studied in a flow experimental system of the X Oilfield.Four distinct flow patterns were identified by the photographic and local sampling techniques.Especially,three new flow patterns were found to occur below the pour point of crude oil,including EW/O&W stratified flow with gel deposition,EW/O&W intermittent flow with gel deposition,and water single-phase flow with gel deposition.Moreover,two characteristic temperatures,at which the change rate of pressure drop had changed obviously,were found during the change of pressure drop.The characteristic temperature of the first congestion of gel deposition in the pipeline was determined to be the safe temperature for the non-heating gathering and transportation of high water cut crude oil,while the pressure drop reached the peak at this temperature.An empirical formula for the safe temperature was established for oil-water flow with high water fraction/low fluid production rate.The results can serve as a guide for the safe operation of the non-heating gathering and transportation of crude oil in high water fraction oilfields.

特高含水期原油低温集输温度边界确定方法

随着国内油田逐渐进入开采后期,本文提出黏壁温度作为综合含水率70%~90%的高含水低温集油的评价指标已进入推广阶段且效果显著,但在现场降温试验中发现含水率90%以上的特高含水期原油管线实际运行温度与黏壁温度预测结果之间存在一定误差。因此,针对特高含水期原油开展低温集输温度边界条件研究,对完善油田低温集输技术具有重要意义。利用环道实验装置进行了特高含水期原油黏壁凝油冲刷实验,对特高含水期原油油水两相流动特性和油相黏壁特性进行分析,确定了屈服应力是阻碍黏壁凝油在管道内被冲刷剥离最主要的影响因素。编制了特高含水期原油低温集油温度预测软件,利用油田单井集油管线的现场降温试验进行了验证,误差在2℃范围内,满足工程运用需求。

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%。

注CO_(2)改善河南双河油田低渗储层注水能力机理研究

针对双河油田低渗储层注水能力差、注水水质不达标和高凝原油蜡沉积等问题,通过自主设计的水-CO_(2)储层注入能力评价装置,开展流动性实验、CO_(2)驱油实验,结合岩心扫描电镜等测试手段,明确双河低渗储层注水能力差的主要机制,探索CO_(2)改善低渗储层注入能力的主要机理。结果表明,产出水中的悬浮颗粒和油中蜡晶等组分的沉积可导致孔隙堵塞,从而降低储层的注水能力。CO_(2)对产出水中无机悬浮颗粒及岩石碱性矿物、碳酸盐岩矿物有明显溶蚀作用,是显著提高储层注水能力的主要机理。CO_(2)可溶解在岩石表面的原油蜡质组分沉积,有效改善储层注水能力。同时,CO_(2)驱提高采收率效果明显,采收率提高13.01%~21.51%,后续水驱进一步提高5.40%~6.04%。研究表明:注CO_(2)可显著改善双河油田低渗储层注入能力,为CO_(2)增注驱油技术在现场应用提供理论支撑。

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。

大庆油田三元复合驱采出液热化学破乳研究

以模拟三元复合驱采出液为介质研制了大庆油田表面活性剂ORS 4 1三元复合驱O/W型采出液热化学脱水的破乳剂 ,用模拟采出液和实际采出液评价了其破乳性能并通过测试模拟含油污水的油珠聚并、水相粘度、油水界面张力、油珠Zeta电位和油水界面流变性的方法研究了大庆油田表面活性剂ORS 4 1三元复合驱O/W型采出液的热 化学破乳机理。实验结果表明 ,表面活性剂ORS 4 1三元复合驱O/W型采出液在破乳剂加药量为 15 0mg/L、脱水温度为 45℃和沉降时间为 3h的条件下 ,可经热 化学脱水达到外输原油含水率指标 ;三元复合驱O/W型采出液的热 化学破乳机理为 :破乳剂ASPD 1吸附到油水界面上顶替原油中的天然界面活性物质、碱与原油中天然物质反应生成的界面活性物质和驱油表面活性剂 ,降低油珠表面的负电性和油珠之间的电排斥力 ,促进油珠之间的聚并 ,使油珠上浮速率加大并使O/W型三元复合驱采出液分层后所形成的油珠浓缩层内的油珠粒径增大 ,使得油珠聚并过程中被束缚在油相中的水滴直径增大 ,使所形成的W /O型乳化原油的稳定性下降 ,容易破乳。

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。

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。

原油脱水用旋流器两相流场模拟及操作性能和分离性能研究

基于计算流体力学(CFD),采用FLUENT中的欧拉两相流模型对原油脱水用旋流器中的两相流场进行数值模拟研究,并通过试验和模拟研究了它的操作性能和分离性能。结果表明,原油脱水过程中,随着含油量的增大,旋流器内轴向速度变化不大,而切向速度沿轴向衰减严重,有效分离区域缩减,且旋流器内存油增多,中心油柱较明显。进料含油50%时,中心油柱的长度约为旋流器总长度的2/3。随着进料含油量的增加,旋流能量损失增大。原油脱水用旋流器的底流压力降随处理量呈幂函数增大。

大庆油田高含水后期采出液的热化学脱水实验

研究了大庆油田高含水后期原油乳状液的油水分离特性 ,研制了一种适宜的原油热化学脱水破乳剂DRHP - 1,并以大庆油田第二采油厂南二九中转站 2 91计量间的油井采出液为介质 ,采用一种小型热化学脱水实验装置开展了热化学脱水现场实验 ,实验表明 :用该剂处理大庆油田高含水原油采出液 ,在脱水温度为 4 5℃、油相平均停留时间在 0 .6～ 1.0h ,破乳剂DRHP- 1加药量为 30mg/L的条件下 ,可以达到净化油含水率低于 0 .5 % ,污水中油的质量浓度低于10 0 0mg/L的指标。

聚丙烯酰胺对克拉玛依复合驱采出液破乳过程的影响

实验发现聚丙烯酰胺的存在有利于新疆克拉玛依复合驱采出原油乳状液的破乳。本文详细介绍了新疆克拉玛依复合驱原油乳状液稳定性实验及其破乳过程中聚丙烯酰胺所起的作用。三元复合驱中由于碱、高聚物的加入 ,影响破乳过程的因素十分复杂 ,本文尝试从不同剂对乳状液界面性质影响的角度出发 ,通过微量量热法及界面张力的测定 。

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。

原油水洗作用与高凝固点原油的成因探讨

高凝固点原油在油藏开采过程中是一个非常棘手的问题，研究高凝固点原油的成因，对于开采过程中降低高凝固点原油的工艺措施具有重大指导意义。对取自大港油田的高凝固点原油样品从轻烃、全烃、饱和烃色质、芳烃色质等方面进行测试分析，并结合实际地质情况综合判断，认为该区的高凝固点原油的成因与原油在运移过程中遭受的水洗作用有关，轻烃尤其是苯和甲苯等轻芳烃的散失是造成原油具有高凝固点的重要原因。还对水洗作用对一些常用的原油轻烃指标的影响进行了研究。

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。

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。

丙烯酸改性破乳剂合成和性能

将 3种嵌段聚醚型破乳剂的混合物用丙烯酸和马来酸酐酯化 ,酯化产物在引发剂作用下聚合 ,制成了高分子量的水溶性原油破乳剂 ,考察了所得改性破乳剂对大庆原油水乳状液的破乳脱水性能。 3种破乳剂单体的选择基于性能互补和相容性原理 ,确定的最佳合成配方如下 :3种破乳剂单体的摩尔比 1∶1.2∶1;丙烯酸、马来酸酐摩尔比2∶1,酸 (以羧基计 )、破乳剂单体 (以羟基计 )摩尔比 1.3∶1;引发剂BPO用量为混合酸质量的 10 %。按此法合成的破乳剂 (商品名GD990 9)在加量为 2 0 0mg/kg的条件下 ,对大庆原油、胜利孤岛原油、安哥拉卡宾达原油水乳状液的破乳脱水效果均显著优于对比破乳剂 (共 7种 ) ,5 0℃下 90min的脱水率高达 95 %～ 10 0 % ,特别是对于辽河稠油水乳状液的破乳脱水 ,所有对比破乳剂均无效或低效 ,使用GD990 9时 6 0℃、90min脱水率仍高达 95 %。

MD膜驱剂对水包油乳状液的破乳作用

MD膜驱油现场试验中发现采出的含油污水有逐渐变清的趋势。实验考察了MD 1膜驱剂 (一种单分子双季铵盐 )对油田采出水的zeta电位、脱油率和水包油乳状液的脱水率的影响 ,结果表明 ,MD 1在水中电离生成的阳离子压缩双电层 ,zeta电位随着MD 1浓度的增加而增加 ,压缩双电层是渐进过程 ;MD 1对油田采出水的破乳作用随MD 1浓度增加而增加并且与采出水的含油量有关 ,含油量低时破乳脱油效果不佳 ;由阴离子表面活性剂ORS 4 1和非离子表面活性剂OP 10为乳化剂形成的水包油乳状液 (油相为含 1%胶质和沥青质的煤油 ) ,其脱水率均随MD 1浓度的增加而增加 ,但在乳化剂为OP 10时脱水率较低 ;MD 1膜驱剂与油相中的胶质及沥青质作用 ,破坏油水界面致使油滴聚并、破乳。图 7表 2参

一种新型容积式油井压油泵的研制

针对现在油井产油设备体积重量庞大以及作业效率低的缺点,提出了一种新型容积式油井压油泵,介绍了其结构原理、特点和关键性技术,并针对球塞副可能存在的泄漏量较大的不足之处,对压油泵的结构做了优化设计,为该泵广泛应用于油田深井高效采油奠定了基础。

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。

溢流口直径对原油预分水旋流器性能的影响

溢流口直径是影响原油预分水旋流器性能的重要结构尺寸。实验证明 ,减小溢流口直径能提高旋流器的脱水效率 ,而引起的压降略有上升可忽略不计。但是 ,溢流口直径不是越小越好 ,直径过小 ,中心油核不能顺利从溢流口中排出 ;若溢流口直径过大 ,液体过早倒流 ,过多的液体沿旋流器端面流入溢流出口 ,所以溢流口直径过小或过大都会导致分离性能变坏。溢流口直径的大小应与分流比相适应 ,而分流比要根据入口含油浓度合理选择 ,所以在生产过程中 ,要求旋流器溢流口直径与处理液含油浓度应有一定匹配关系 ,以提高旋流器的脱水效率。