不同气量高含水油井低温输送试验研究

随着我国油田的深入开发,油田的大部分油井已进入高含水期,对高含水原油采用加热或伴热的方式会使得集输能耗大幅上升,造成热能浪费。针对这一问题,在现场对不同气量的高含水油井开展了降温试验,对降温过程中的流型和压降变化进行了监测和分析,得出当温度较高时低含气量油井采出液为油水分层波浪流型,高含气量油井采出液为气液分层流型;当温度较低时,两种油井都出现了原油凝堵现象,可将第一个压降峰值定义为安全输送的温度界限,温度界限可比原油凝点低2～8℃。研究结果可为高含水原油不加热输送提供理论依据。     

高含水油井常温集输边界条件试验研究

高含水原油采用常温输送,温度降低到一定程度后,高含水原油会析出蜡晶形成具有一定力学强度的凝胶原油,从而出现原油粘壁现象,影响管输。通过在现场构建试验管路,记录停止掺水伴热后原油在降温过程中的管输流动状态,得到压降随温度变化的曲线。测得3口典型油井的粘壁下限温度低于原油凝点1～2℃,粘壁上限温度低于凝点2～3℃,把常温集输的边界条件界定为生产中的控制条件,即常温集输的进站温度应高于粘壁下限温度,将粘壁上限温度作为油井紧急治理的节点温度,并根据油井产液量、含水率确定紧急治理的时间。     

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。     

特高含水期原油低温集输界限研究

1．试验原理及工艺流程 (1)试验原理。建立一套测试油井产出液流型的试验装置,测试不同产液量、含气、含水率、温度及压力条件下的油、气、水混合物的流型及流态,确定不加热集输温度界限;通过监测井口压力,确定不加热集输压力安全值;通过测试集油管道井口温度与压力及进计量间的温度与压力,探索     

油水两相流流型研究现状及展望

在油井采出液的开采、集输和处理过程中,普遍存在油气水三相流流动现象。当油田进入高含水开发期后,随着含水率的升高和气液比的降低,气相的影响显著降低,油水两相的流型变化对管输效率影响较大。通过按原油凝点划分,将不同学者对油水两相流流型的相关研究从高于凝点温度和低于凝点温度两方面进行分析梳理,总结归纳油水两相流流型研究现状,并结合室内试验研究中存在的问题和不利条件,对今后两相流的研究方向提出了一些建议和展望。     

过渡带地区油井冬季降温集输可行性研究

目前大庆油田已进入高含水开发后期,油井采出液的气液分离和流动性发生了较大的变化,为降低油井集油温度创造了有利条件,低温集油和不加热集油技术已逐步推广。但过渡带地区因其地质特性,一直视为低温集油、不加热集油技术应用的禁区,本文重点对过渡带地区油井实现冬季降温集输可行性进行探讨。从试验情况看,产液10t以上,含水70%以上井可实现降温集油;在掺降温水60℃时,日掺量在15m3以上可以正常生产。     

含蜡原油特征温度实验研究

用旋转粘度计对原油在温度扫描条件下的粘-温关系进行的实验研究表明,原油在低温时呈胶凝状态。根据原油低温凝胶化理论,用常规方法对实验数据进行了处理,得到了动态降温条件下含蜡原油流动性变化的特征温度,即开始出现最大成胶活化能时所对应的温度。对于同一种原油,特征温度越高其低温流动性能越差。对实验数据的分析表明,特征温度与原油经历剪切过程的粘性流动熵产呈幂函数关系,并据此拟合出相应的经验式。利用该经验式,通过计算管输原油过程中所产生的粘性流动熵产,可确定原油的特征温度。6种空白原油及4种加剂原油的92组特征温度数据的计算值与实测值的最大偏差为0.86℃,平均绝对偏差为0.3℃。该关系式可用于管输含蜡原油流动的安全性评价。     

低温集油技术应用研究

英台油田在研究应用低温集油技术前全部为传统的三管伴随和掺输流程,能耗大,管线腐蚀结垢严重。在集输系统能耗构成中,单井集油能耗占73%,是集输系统能耗的主体,所以应用低温集油技术是降低集输系统能耗的主要途径。由于英台油田开发区块多,原油物性多样化,单井产液差别大,应用一种手段不能适应所有油井,通过产液分级、原油凝固点分析、不同区块粘壁温度分析,结合地温数据,界定出适合不同低温集油技术的油井条件,形成了常温输送、季节性常温输送、原油改性技术和定量低温掺输等多种技术,实现了优化简化、节能降耗的目标,减缓了管线的腐蚀结垢速率,为油田低温集油提供了参考。     

为管输应用的原油降凝剂效果评价的研究

添加降凝剂处理的含蜡原油的低温流动性受处理后降温过程中的剪切作用及降温速率的影响很大,这种影响因原油及管道运行条件而异,因此为管道设计及运行提供数据的含蜡原油降凝剂效果评价,必须综合模拟管输的降温及剪切条件.现行的测试标准在这方面存在明显缺陷.本文在总结多年研究经验的基础上,讨论了管输过程中泵剪切和管流剪切及其与降温条件的综合模拟方法,提出了评价管输过程中加剂原油动态及静态稳定性的方法,以及为管输提供数据的加剂原油凝点及流变性的评价方法.     

不同季节海底输油管道运行分析

由于海水温度年周期变化,为了降低输油成本并评价不同季节管道最大允许停输时间,需要对管输原油的沿程温降曲线和管道停输时间进行数值模拟研究。本文建立了海底输油管道热力数学模型,并编制软件进行了求解,计算了管道在不同季节管输原油的沿程温降曲线和最大允许停输时间。通过计算结果分析可知,不同季节对停输降温过程有很大的影响,随着海水温度的降低,原油降温加快,因此建议管道维修在夏天进行。     

流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的应用

BZ34-3/5油气田属于边际油气田,由于所处海域环境温度较低而所产原油凝固点较高,混输管道初次启动难,且在冬季停输情况下管内原油容易出现在较短时间内凝固而堵塞海底管道的风险。应用流动保障技术对BZ34-3/5油气田海管预热、置换过程和停输后的温降等多种工况进行了动态模拟,确定了初始投产时采用完井液预热和停输再启动时采用海管子母管置换的流动保障方案,从而合理地解决了启动预热和海管停输再启动的问题,有效地规避了凝管风险,为油气田安全合理的开发提供了有力的技术保障,确保了该油气田开发工程投资和运行成本的降低。流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的成功应用,对其它类似边际油气田开发具有借鉴作用,也为深水油气田开发流动保障问题研究奠定了基础。     

特高含水采油期安全混输温度界限试验研究

随着油田开发的深入,大庆油田原油综合含水率不断升高,大部分油井产出液含水率在90% 左右。随着含水率的升高,集输原油的能耗也呈急剧上升趋势。为了实现安全不加热集输及降低能耗和生产成本,在大庆油田建立了一套试验装置,以大庆油田采油六厂喇嘛甸油田特高含水油井产出的油气水混合物为试验介质,测试了不同温度、不同含水率、不同产液量及不同含气情况下的压降及油气水混合物的流动状态。试验研究结果表明,在含水率超过85% 、产液量为11~105t/d、气油比为40~60m³/t及油气水混合物的流速为0.2~2m/s、气相折算速度为0.15~1.8m/s的条件下,油、气、水三相在水平管道内的流动属于冲击流,油、水两相属于分层流或水为连续相的乳状/悬浮液。在不加任何药剂的情况下,特高含水采油期,油气水安全混输温度界限为23℃,低于原油凝固点。     

特高含水原油的管输流动型态研究

1 管输流动型态观测试验装置及原理管输流动型态试验是在透明试验管段上进行的。在该管段处设有图像摄录仪 ,当油水两相混合物在透明管段中流动时 ,将流动型态摄录下来。根据摄录的图像 ,判断流动型态并绘制出流动型态分布图。由于含水原油在透明试验管道中 ,无法观测其流动型态 ,只能按照粘度一致原则来模拟生产用的实际介质———原油和水。因此 ,该项研究试验介质采用CD4 0号机油和水。2 特高含水下的管输流型与其它多相流体一样 ,特高含水原油油水两相介质在同一管道中流动时 ,油和水呈现不同的分布型态。试验表明 ,其流动型态随流速…     

高含水油田单井降温集输试验

高含水原油的集输温度可以低于原油凝点,为实现集输过程的节能降耗和优化运行,不加热集输工艺受到了广泛的关注,但随之而来的凝油粘壁问题成为制约该工艺大规模应用的关键因素。为了在保证安全的前提下最大限度地降低集油温度,明确高含水原油粘壁特性具有十分重要的工程意义。采用自主设计的带压模拟罐装置在国内某油田现场开展了高含水原油1 MPa条件下的粘壁实验。根据实验所得的粘壁温度,指导现场进行单井降温集油试验,取得了井口加热炉温度下降30℃的效果;根据现场生产数据,计算集油管道沿线粘壁速率分布,结果表明在粘壁温度下,粘壁速率会出现突增,验证了模拟罐粘壁实验结果的准确性。     

降温集输的技术界限探索

在低温集输过程中,高含水井上集油温度界限可低于原油凝固点。另外,降温集输参数界限不仅受到管材型号、季节温度变化、输送长度、油品性质及含水比重等因素影响,而且还受地形、气温、环的布局走向、环内的结蜡情况、流体的流动状态以及管理等多种因素的制约。通过对试验数据的分析与总结,探索出了降温集输技术在大庆油田采油七厂的运行规律及降温集输的温度、压力界限。     

海底混输管道清管过程的数值模拟研究

以锦州202和番禺惠州海底混输管道为例,利用目前国际上先进的OLGA2000多相流瞬态流动模拟软件,对海底混输管道清管过程中流体瞬态流动规律进行了研究;重点研究了清管球在不同管段的运动速度及其相互间的关系,清管前后管道中总持液量的变化规律,清管过程中管道沿线各点压力、终端流型及终端液体流量的变化规律等,以期为今后海底混输管道清管过程的理论和试验模拟研究以及现场清管操作提供指导。     

聚驱集油管道高回压成因分析及淤积规律研究

近年来,油井回压有逐步升高的趋势,且以聚驱油井为主,影响油井出油效率和潜力发挥。分析认为含聚采出液粘度高,富含聚合物、蜡及沥青质等重组分的粘胶团增多,在管道内淤积,致使过流面积减小,阻力增加,进而导致井口回压升高;集输温度、含聚浓度及管输液量的变化均会不同程度的加剧管道淤积程度,管路入口、阀门、弯头处淤积行为尤为严重。针对聚驱采出液性质特点,合理确定集输工艺设计参数(集输半径、集输温度等),完善管道清淤工艺设施,实施常态化管道清淤措施,减轻聚驱集油管道清淤程度,降低井口回压,确保聚驱油井平稳运行。     

集输管道结垢机理及防垢技术研究

集输管道是目前油气运输的主要途径。油气集输过程中,由于高矿化度的地层水在输送压力、温度等参数变化后,生成垢沉淀,造成管道堵塞,降低管输输送能力,并且有着一定的安全隐患。本文对集输管道结垢机理及防垢剂筛选进行了研究。     

原油流动改性剂

英台油田原油高蜡、高胶质,井筒结蜡严重,地面集输困难,只能采取高温掺输,过高的掺输温度直接导致集输管网严重结垢。为解决上述问题,英台油田采取了加入原油流动改性剂的方法。通过现场试验,使用改性剂后,实现了流体由油包水型向水包油型的转变,可以使系统在较低的温度下运行。试验区块大部分油井实现了全年常温输送,节能降耗效果显著。     

埋地热油管道停输与再启动过程研究

通过分析埋地热油管道停输与再启动的不稳定过程,在模拟研究热油管道内油品在连续降温剪切、停输与再启动过程中原油流变性的基础上,建立了埋地热油管道停榆与再启动过程的数学模型,使用数值方法模拟了长距离埋地热油管道的停输与再启动过程,分析了环境条件变化(季节、天气降温、管道沿线大范围突降暴雨)对停输与再启动过程的影响.成功进行了停输与再启动现场试验,试验数据与模拟计算结果基本一致.