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文中对大庆炼化公司储运系统的多条集输管线压降进行实测,对多条管线中原油、气、水三相流动的压降变化数据进行分析。根据不同管线的原油含水率不同进行了计算校核,总结出原油混输管线压降变化情况,对推广常温下输送原油混输管线的优化设计具有一定的指导意义。 相似文献
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本文从能量平衡出发,导出了油、气、水混合物在油田混输管线中的压降计算公式,并根据大庆油田和辽河油田的实测生产数据,作出了混输摩阻系数的关系曲线。它可适用于原油含水率较高的情况。本计算方法可作为规划设计油田混输管线的参考。 相似文献
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选用新疆地区的6种高黏稠油为主要研究对象,测定各稠油的性质并配制不同沥青质含量的同源调合稠油、异源调合稠油,利用黏度法考察沥青质含量对稠油黏度的影响。结果表明:无论是同源调合稠油还是异源调合稠油,随着沥青质添加量的增加,稠油黏度均呈增大的趋势,且在沥青质添加量达到一定值时黏度出现突变;相同温度、相同沥青质含量下,四氢呋喃处理过的稠油黏度比甲苯处理过的稠油黏度要大,且增加幅度较甲苯处理过的要大。 相似文献
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调节阀在集油站原油外输中起着调节外输流量的作用。调节阀压降计算的目的是使新选用的调节阀能够处于良好的工作状态,因此,在设计计算中,要尽可能地把各种因素考虑进去以确保调压阀压降计算的正确。作者结合自己在实际工作中的体会对正常外输管线上调节阀压降计算作一介绍。 相似文献
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海底湿气输送管线在输送过程中,由于沿程温度的降低,可能有少量液态烃析出,因此这类管线需按混输管线来选择流型系统。湿气输送管线压降的计算是影响平台工艺输送方案、优化管径的主要因素之一,选择适合的计算模型是解决问题的关键。对于海底湿气输送管线的工艺计算,关键是流型、滞液量以及摩阻压降公式的选择。采用Pipeflo软件进行计算,目前认为选择Tailer & Dukler流型模式,管内滞液量采用Eaton公式,压降计算采用Oliemans(1987)计算,其结果较接近实际情况。 相似文献
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辅助重力泄油(SAGD)技术是近年来特稠油高效开发的新技术之一,复杂的海上环境对该技术的应用提出更大挑战。结合国内外SAGD技术的开发经验和渤海旅大特稠油油藏实际情况,从注汽工艺、采油工艺和地面工程进行分析,确定了SAGD开发过程:预热、降压和SAGD操作;优化了不同阶段的注汽和举升工艺,注汽井采用同心双管均匀注汽,降压阶段采用气举,SAGD操作阶段采用高温电泵生产;地面采用小型化、橇装化的热采设备,并对其地面流程进行优化。总体论证了SAGD技术在该油田的可实施性,为海上油田进行SAGD先导性试验提供了理论依据和技术支持。 相似文献
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本文阐述了油田混输管线中气液多相流动的水力特点和7种常见的流动型态;综述了国内外计算混输管线压降的6种常用方法,并对今后的研究工作提出了看法。 相似文献
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《天然气与石油》2017,(2)
受海上条件限制,海上生产油田地层原油黏度实验测试资料通常较少,对于未取样层一般通过借用邻井或邻层数据获得地层原油黏度,但此方法存在一定不确定性。为了解决在未取样测试情况下如何利用生产过程中测试数据较为准确地推算地层原油黏度的问题,通过统计并分析12个海上已生产的油田地面和地层原油性质资料,找出地层原油黏度主要影响因素。在此基础上对比多种地层原油黏度计算方法,最终优化确定了利用多元回归方法建立的相对重质和相对轻质不同类型油田地层原油黏度评价方法。在地层原油黏度评价中首次考虑了含蜡量对原油黏度的影响。该方法对油田油品的深化认识、油田动态分析、油藏模型参数优化等研究有积极意义,且具有较好的实用推广性。 相似文献
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《中国海上油气》2017,(4)
针对渤海特稠油的原油黏度大、油品密度高,油水分离十分困难的特点,研制了绝缘电极并开展了室内自然沉降和静电聚结脱水实验。实验结果表明,所研制的绝缘电极可以适应高含水特稠油脱水工况,对于初始含水70%~90%的乳化液,处理温度110℃,在适当的电场强度和药剂浓度作用下,沉降时间40 min,脱后含水可以低于30%;对于初始含水30%~60%的乳化液,处理温度130℃,在适当的电场强度和药剂浓度作用下,沉降时间40 min,脱后含水可以低于30%,满足相关规范中对进入常规电脱水器进一步处理的要求。通过与自然沉降脱水实验进行对比,静电聚结脱水技术能够较大幅度地提高特稠油脱水效率,大幅降低海上特稠油脱水设备的尺寸和质量。本文实验结果对海上特稠油静电聚结脱水处理工艺设计具有一定指导意义。 相似文献
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注汽管线的压降比较大,影响因素比较多,主要有注汽流量、管径、环境温度、保温层材料及厚度等。从管径对蒸汽参数的影响情况来看,应尽可能地采用大管径注汽;在注汽流量等其他条件不变的情况下,管径越大,管线压力损失就越小。保温层材料及厚度主要影响管线的热损失,通过影响干度进而对压力产生一定的影响。在管径优化过程中,根据河南油田现场运行经验,在压降方面投入的运行费用每年1~3万元比较经济。河南油田实践表明:对不同的管径,最佳保温厚度可在80~100 mm之间选取。 相似文献
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PIPEPHASE是一个稳态多相流网络模拟器,用于油气采集和输送系统的精确建模,在大庆油田大多数集油管道设计中的压降计算误差相对较大,针对这种情况,在计算中分别对管道内径、高程变化、管道粗糙度、传热系数、Source流量等参数进行微量调整。通过与基础案例进行比较分析,发现管道内径、Source流量这两个因素对计算结果影响很大,而传热系数、管道粗糙度和高程变化对计算结果影响较小。 相似文献
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特超稠油黏度的影响因素研究 总被引:1,自引:0,他引:1
为推动稠油降黏技术的发展,获得稠油黏度的控制因素,以塔河、轮古油田的15 个稠油样为研究对象,考察了稠油的黏温关系,进行了饱和分、芳香分、胶质、沥青质(SARA)四组分分离和元素组成分析并将其与黏度进行关联分析,研究了水热催化裂解法对稠油的降黏作用效果。研究结果表明,稠油中存在结构黏度,黏温关系较好地符合Arrhenius 方程。稠油黏度与组成有关,随稠油中饱和分、芳香分、胶质含量增加,稠油黏度降低;随沥青质含量增多,稠油黏度呈近似指数关系升高;随胶体稳定性参数(胶质/沥青质量比)增大,稠油黏度降低并呈近似指数关系;稠油黏度与N、Ni 含量正相关,与S、V含量关系不明显;氢碳原子比越小、芳碳率越高,稠油黏度越大。对LG-01 稠油进行水热裂解降黏实验结果表明,反应后油样的黏度变化与组成变化相对应,在80℃的黏度由反应前的34965 mPa·s 变为12165~295858 mPa·s,水热反应后对应的沥青质含量为21.50%~29.22%,胶体稳定性参数为1.19~0.63,氢碳原子比依次降低,杂原子S、N含量依次增加。图12 表3参16 相似文献
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针对超临界蒸汽驱开发技术的增产机理和效果预测缺乏定量研究的问题,运用物模数模一体化的方法,在增产机理实验数据的基础上,开展了超临界蒸汽驱增产机理的数值模拟等效表征研究,并分析了驱替过程中原油热裂解和岩石溶蚀作用分别引起的原油组分和储层渗透率变化规律。结果表明:特稠油在超临界蒸汽热裂解作用下黏度下降,约为原始值的26%,沥青质与胶质在一维驱替初期开始热裂解为轻、中质组分,并伴随焦炭沉积于产出端附近;岩石在超临界蒸汽溶蚀作用下渗透率最大增幅为22%,一维驱替过程中注入端附近温度在亚临界区与超临界点范围内,是溶蚀效应发生的主要区域;特稠油油藏超临界蒸汽驱开发较常规蒸汽驱开发可提高驱油效率达15.9个百分点。该研究为海上特稠油油藏超临界蒸汽开发可行性论证及方案设计提供了技术支持。 相似文献
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为配合注蒸汽热采技术用于海上稠油的乳化降黏,用自制的水溶性乳化降黏剂SP(阴-非离子表面活性剂)配制水溶液,将渤海油田海上稠油与表面活性剂水溶液以油水质量比70∶30混合制得O/W型乳状液。研究了矿化度、pH值、温度和SP浓度等因素对乳状液稳定性的影响,以乳化体系在50℃下静置60 min的出水率作为体系的稳定性表征参数,出水率越高、稳定性越差。此外,通过测定表面活性剂溶液和稠油间的界面张力,分析了乳状液稳定性机制。结果表明,矿化度、pH值对乳状液稳定性的影响最大,SP加量次之,温度的影响较小。随着矿化度的增加,界面张力和出水率先降低后增加,当矿化度为55 g/L时,体系的界面张力最小,稳定性最好;钙离子对乳状液界面张力的影响大于钠离子。碱性条件有利于乳状液的稳定。随着SP加量的减少,界面张力升高,乳状液稳定性降低。SP对海上稠油的最佳乳化温度为50数70℃;SP耐温性良好,经300℃的高温处理后仍具有良好的活性,可配合注蒸汽热采技术用于海上稠油的乳化降黏。图9表1参18 相似文献