特粘稠油的降粘与脱水技术研究

本文介绍了特粘稠油的特性及特粘稠油的降粘，脱水试验情况，并根据试验结果对今后特粘原油的集输处理工艺提出了建议。     

辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向

由于辽河油田稠油品种繁多,物性较差,相对集输处理的难度较大。辽河油田以降低稠油粘度来解决稠油集输问题,通常采用的方法有:加热降粘、掺轻质油或掺稀油稀释、掺活性水以及乳化降粘等。稠油脱水工艺流程主要采用两段热化学沉降脱水工艺流程;热化学沉降加电化学脱水两段脱水工艺流程;一段热化学静止沉降脱水流程。主要运用的稠油处理设备有卧式三相分离器、电脱水器、加热炉、泵等。     

江汉采油厂攻克钟112井区稠油集输工艺难题

<正>今年以来,江汉采油厂优化集输工艺,攻克了钟112井区稠油集输能耗大、破乳脱水难度大等难题,目前,该井区处理后的外输原油含水率与水中含油两项指标均达标,且脱水效果比较稳定,较好地满足了生产要求。钟112井区是该厂重点产能开发区块,具有高凝、高粘、高胶质的"三高"特点。因井区伴生气不足,主要靠钟寺轻烃站提供液化气进行生产,能耗较大。为此,该厂工艺技术人员反复论证,确定在钟112站采用恒流掺污水工艺降粘,取消外输加热。方案实施后,钟112站外输温度由65℃下降为     

稠油集输的实践与展望

本文介绍了辽河高升稠油油田集输工艺流程的变迁,指出使用掺稀油降粘工艺,能大大改善稠油的集输和处理的条件,以及分采、分输、分炼所带来的经济效益。文章还阐明了稠油集输在稠油开发系统工程中的地位;探讨了稠油集输与处理的有关技术;最后指出稠油改质降粘是一种解决稠油集输及长距离输送的新工艺。     

高粘稠油脱水工艺新流程

冷家油田的原油由中粒、低粘、高粘稠油和特粘稠油组成，高粘稠油占总量的63．8％，混合后的原油粘度（50℃）仍在1500InP·8以上，属高粘稠油范围、辽河油田的稠油处理站脱水方式大部分采用稠油掺稀油加热降粘二段脱水工艺，一段为热化学沉降脱水，二段为电脱水。针对冷家油田高粘稠油的实际特点，辽河油田设计院进行了反复的室内试验，提出了一套高温电化学二段加热一段脱水的工艺流程。其要点是高温，二段加热后的脱水温度为85℃，以降低原油粘度和增大油水密度差。其流程概要如下：原油进一段加热炉升温后，进入脱水缓冲罐，使破乳剂充…     

塔河油田西北部稠油基本性质研究

塔河油田西北部10区、12区原油密度大(0.95～1.09 g/cm3),粘度高(700～1 800 000 mPa.s),非均质性强,降粘难度大,制约了该区的高效开发。对10区、12区数十口井原油基本性质、族组分进行了研究,剖析了原油高粘度的影响因素,为后期采取针对性降粘措施奠定基础。     

孤岛稠油降粘掺水流程

孤岛油田原油粘度(50℃)普遍在500—3000厘泊。这种稠油的开采和集输工艺是我国石油战线上的难题之一。我们在多年来单井工业试验的基础上,今年在孤岛油田大面积推广应用了“稠油降粘掺水流程”的新工艺。到目前为止,已顺利投产137口油井,三座接转站,29座计量站,一座脱水站,三条短距离输油管线,取得了良好的效果。 (一)原理稠油乳化降粘,就是用一定量的活性剂和自来水(或油田污水),加入稠油中,在一定     

高粘稠原油掺活性水降粘输送研究

目前,我国的稠油集输大部分采用掺稀油(稀原油和轻油)降粘工艺,但这种工艺的应用受到稀油来源和价格的限制,因此需要对其他的稠油集输工艺继续进行试验研究.多年来,胜利、南阳、辽河、大港等油田相继开展了稠油掺活性剂水溶液降粘输送的研究,并在实际应用中摸索出许多经验.从已报道的文献来看,稠油掺活性水     

高粘原油中加入烃类稀释剂的降粘集输

辽河油田欢喜岭矿区高粘原油的储量较多,原油开采遇到的困难也较大.由于油品的粘度高,油流的阻力大,原油就很难沿井筒升举至地面.国外开采稠油的实践证明,往高粘重质油中加入低粘度的烃类稀释剂(如低粘原油、凝析油、柴油、煤油等),可明显地改善原油的流动特性.根据欢喜岭油田的条件——既有高粘原油,又有低粘原油,因此进行了往稠油中掺入稀油的降粘集输试验,并取得了明显的效果.     

超稠油集输处理工艺综述

内蒙探区幅员辽阔、油气资源丰富、勘探程度低,是中原油田重要的油气资源接替战场。内蒙古探区原油物性差、含气量低,属于典型的稠油区块。稠油集输工艺包括：单井拉油工艺、单管加热集输工艺、掺稀降黏集输工艺、热源伴热集输工艺。稠油集中脱水处理工艺包括两段热化学沉降脱水工艺、热化学沉降与电化学两段脱水工艺、一段热化学静止沉降脱水工艺。     

赵州桥油田高含硫稠油集输工艺技术

高含硫稠油在集输过程中可能出现硫磺堵塞、管线腐蚀、井口压力过高、原油脱水困难等问题。赵州桥油田在进行了一系列室内试验的基础上，针对高含硫稠油的特点，采用了多项新技术，较好地解决了高含硫稠油在集输过程中所出现的问题，有力地推动了高含硫稠油集输工艺技术的发展，并取得明显经济效益。     

八面河油田稠油掺水降粘集输技术

为了降低八面河油田稠油集输环节的生产运行成本,针对生产所需的稀油资源相对贫乏,污水资源相对充足且管理方便的实际情况,大力开展稠油集输掺污水降粘试验,对稠油掺污水降粘集输的现状、机理和生产工艺进行分析,形成了和目前油田生产相配套的典型工艺设计,基本解决各区块稠油开采集输问题,实现了油田污水余热资源的有效利用。在掺水降粘集输技术成功应用的同时,八面河油田还针对实际生产中存在的问题展开研究,确立了今后的科技攻关课题。     

稠油集输工艺流程设计

1．复杂小断块稠油油田地面集输工程设计与技术研究 河南油田某复杂小断块油田在产能建设设计中，从地面方案规划到施工图设计，积极探索适合复杂小断块油田滚动建设的设计模式，包括优化地面工程总体布局，优化集输、处理工艺技术，优化布站方案，并对配套系统工程进行优化。稠油一是输送困难，二是脱水困难。为解决稠油的输送和脱水两大难题，提出了多种输送和脱水方案，从理论上进行了数千组数据的计算，又深入现已开发的稠油油田进行实际生产运行参数的考察，将理论计算与实际生产进行对比，提出合理的原油外输与脱水方案，从而避免了因滚动开发所造成的地面系统能力过剩，引起工程投资增加的问题。     

吉7井区稠油掺水集输工艺研究及应用

吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,地面集输采用井口掺水工艺,原油处理采用两段热化学大罐沉降工艺。吉7井区回掺水工艺的应用有效解决了井区稠油地面集输问题,但随着产能建设规模的扩大,南部高黏度原油区域已经开始大面积动用,稠油地面集输的可行性还需要理论研究作支撑。因此,需进一步对高黏度稠油流变性能进行深入研究,明确高黏度稠油的黏温曲线,确定高黏度原油的集输工艺,并对高含水井无法停掺的问题进行深入分析,进一步优化掺水集输工艺,降低回掺水量。通过对原油处理系统进行优化,降低了处理系统能耗,并使处理系统能力满足产液需求。     

稠油掺稀油降粘集输工艺试验研究获部级科技进步奖

辽河油田设计院从1981年开始进行稠油掺稀油降粘集输工艺试验研究。通过大量试验,摸索出了掺油规律及计算公式(参见《OSE》1983年2卷4期,陈永遂、马化甫:《对稠油中掺入稀油后混合粘度计算公式的探讨》),提出了合理的集输工艺流程及生产控制参数(参见《OSE》1987年6卷3期,刘宗贤:《高升油田稠油掺稀油降粘输送方法》),探讨了稠油脱水的影响因素和工艺条件(参见《OSE》1988年7卷2期,陈继君:《稠油脱水试验研究》),研制     

试析绥靖油田集输加热系统工艺改进

现阶段,绥靖油田已经进入高含水开发期,开发出的原油含水率和稠油比例逐渐增加,这就增加了原油脱水的难度,相应的费用也显著增加,而集输加热系统对于原油的脱水至关重要,因此应进行油田技术加热系统的工艺改进,保证绥靖油田原油生产工作的顺利推进。     

稠油单井回掺热水降黏集输工艺优化研究

新疆某稠油区块采用螺杆泵冷采的举升方式生产,井口温度约在20℃左右,开发初期,原油的表观黏度约为12 000 mPa·s,远距离集输过程中,导致高回压甚至凝管,给油田生产带来极大困难。通过对国内外油田稠油冷采集输工艺及现状的调研,结合室内稠油掺水黏度转相点研究结果,确定了单井回掺热水降黏集输工艺,将掺水温度从35℃提高到55℃,不仅解决了油田稠油远距离管网集输的难题,而且与国内其他油田稠油蒸汽开发集输相比,掺水集输单井年节约费用5万元。     

气提法在塔河油田稠油脱除H2S中的应用

塔河油田10区是高舍H2S的稠油油田.舍H2S的稠油在集输处理过程中所包含的H2S不能有效脱除,容易在储运环节挥发积聚,造成人员伤害和设备管线腐蚀.本文作者阐述了采用气提法脱除稠油H2S的方法与应用评价.     

辽河油田稠油集输工艺

辽河油田稠油地面集输工艺,在“七五”期间取得了很大进展,稠油生产的工艺和设备实现了配套,其中稠油掺稀油降粘集输工艺取得了重大突破,并已在油田广泛应用,基本实现了稠油密闭集输。本文就辽河油田稠油地面集输工艺的设计原则、掺稀油阵粘集输工艺的特点等做一总结。     

海上稠油井筒降粘技术研究与应用

针对渤海油田原油中胶质、沥青质含量高,原油粘度大,同时由于井太深,近井渗流孔道中原油流动不畅,油井产量下降的状况,开展了稠油井筒降粘技术研究。该技术创新性的提出了常温下稠油举升过程中降粘的新思路,在常温下可使渗流到井底的稠油降粘幅度达99%以上;同时使油垢从孔隙内表面剥离下来并分散于溶液之中,实现多种功效复合降粘。