海上特稠油掺水集输方案

以渤海某特稠油油田输送管道工艺设计为研究对象,在分析稠油管道降黏管输技术的基础上,对加热管输方案及掺水管输方案进行优选。利用PIPEFLO多相流模拟软件对掺水管输方案工艺指标进行优化设计,推荐掺水管输的技术指标及外输方案。     

绥中36—1油田70km海底长输管道设计中遇到的几个问题

绥中36—1油田的原油属重质高黏稠油,原油的物性,尤其是含水原油的黏度值对长输管道的输送作业影响很大,准确地选择含水原油的黏度值,即油水乳状液的黏度值,是确保海底管道正常有效工作的关键;同时长输管道的非正常工况,尤其是最小输量的确认及停输后再启动工况的研究,也是非常重要的。本文叙述设计中对上述问题的考虑及处理方法。     

绥中36—1油田70km海底长输管道设计中遇到的几个问题

绥中36-1油田的原油属重质高黏稠油,原油的物性,尤其是含水原油的黏度值对长输管道的输送作业影响很大,准确地选择含水原油的黏度值,即油水乳状液的黏度值,是确保海底管道正常有效工作的关键;同时长输管道的非正常工况,尤其是最小输量的确认及停输后再启动工况的研究,也是非常重要的.本文叙述设计中对上述问题的考虑及处理方法.     

提高高凝点原油混输海管抗风险能力研究

渤海油田油气资源储量丰富,开发潜力大,但原油多为高含蜡、高凝点,该性质为海上油田安全、高效开发带来了挑战。对于高含蜡、高凝点、高黏度的原油输送海管,渤海油田通常通过掺水外输方式进行输送。渤海某平台原油具有高含蜡、高凝点的物理特性,由于是新投产平台,产水量较低,掺水水源通常来自水源井,因此当水源井或掺水泵一旦发生故障无法实现掺水工况下,平台将会被迫停产,对海管进行紧急置换,将会严重影响产量。为了提高高凝点原油混输海管的抗风险能力,根据油田实际运行数据进行了理论研究,并开展了降低掺水量的先导性试验进行了验证,最终取得了理想研究成果,在提高高含蜡油田海底管道输送抗风险能力,确保油田高效开发方面提供了一定的指导意义。     

稠油长输管道技术研究

稠油长输管道配套技术包括纯稠油长输工艺、稠油与稀油混合输送工艺，干线管道结构、防腐保温结构、稠油泵、稠稀原油合工艺和在线静态混合器。该套技术已应用于拉玛依油田九区稠油的纯稠油管道和稠稀混合油管道，主要技术经济指标优于加拿大哈斯基石油公司编制的初步设计中的指标，输油成本接近或等于普遍原油，年节约费用１３５２万元以上。     

海上稠油导热油蒸汽发生器加热技术

海上聚驱稠油油田原油换热通常采用管壳式及板式换热器等传统换热器,在使用过程中脏堵频繁,换热效率低,影响原油脱水效果。为了改善渤海某海上稠油油田原油换热效果,通过对传统加热器使用情况进行分析,综合海上油田换热系统现状,提出基于导热油蒸汽发生器的海上稠油加热新方法。结合蒸汽发生器的工作原理和蒸汽发生器原油加热设备,提出了导热油蒸汽发生器加热工艺流程图,针对锅炉用水、热油流量、热油温度、系统配置等关键因素分析了导热油蒸汽发生器海上稠油加热的可行性,为设计可应用于海洋平台的小型化、集约化导热油蒸汽发生器系统提供了相关数据和方案。     

海上高凝原油管道流动安全保障方案研究

海底管道是海上油气开发生产的生命线,高凝原油输送管道的流动安全保障问题尤其突出。以渤海某油田高凝原油安全输送为研究对象,对高凝原油输送管道(新建管道与依托老海管)的流动安全保障方案进行了设计。经管输模型计算可知:A—B2管道在2036年不满足安全输量,需要掺水外输;B2—C管道在2029年不满足安全输量,需要掺水外输。同时对联网供电油田的输送管网按照四种不同失电工况的海管置换方案进行了设计。通过分析及软件模拟,确定A—B2管道预热方案采用反向预热,预热水流量100 m3/h,预热时间4.1 h;B2—C管道采用B1平台水源井水通过海管输送至B2平台后进行预热,预热水流量70 m3/h,预热时间47.4 h。     

复杂管道系统混输稠油能力研究

建立含有离心泵和螺杆泵某复杂原油长输管道的工艺计算模型,通过改变稠油的掺柴(稀)比和出站温度,计算该管道系统在不同工况下的输送能力,探究该管道系统混输稠油能力的影响因素。分析计算结果表明:随着输送混合油黏度降低,管道的输送能力出现先增大、后减小、再增大的趋势;对于一定产量的稀原油和稠油,管线的最大输量对应着一个最佳的掺柴比;混合原油的出站温度对管道输送能力的影响不是单调的,随着出站温度的增大,管道的输送能力可能会出现先增大、后下降、再增大的变化趋势;高黏混合稠油处于层流状态时输送更节能。总之,稠油的掺柴(稀)比越大,出站温度越高,该管线输送稠油混合油的能力不一定就越大,而是在不同工况下,在一个最佳掺柴比、掺稀比和最佳的出站温度条件下,输送能力最大。这一结论对于掺稀稠油管道输送工艺的节能降耗有重要的指导意义。     

基于现场数据的海底混输管道水力计算模型适用性分析与优化

针对渤海油田海底管道网络原始设计模型预测结果与投产后实际运行数据普遍存在差异的问题,为提高新油田开发时在役管道依托校核的可靠性和准确性,基于现场实际运行大数据,通过数据分析、噪点消除、归类总结和反演对比等方法,对混输管道水力计算模型进行适用性评估和改进。从油品性质、气液比、含水率等角度筛选3条有代表性的海底混输管道,以经过优化处理后的现场运行数据为基础,对比不同水力计算模型的压降计算误差,从而确定各类海底管道的推荐计算模型。推荐的水力模型和修正方法可为其他类似管道提供借鉴,用于海底混输管道输送能力的深入挖潜,为未来渤海油田新油气田的依托开发提供依据。     

海底多相流混输管道压降计算主要影响因素分析

以我国海洋油气开发工程为例,以黑油物理模型为基础,利用PIPERFLO软件,分析了不同压降计算模型、起输温度、气体流量及总传热系数(K)对海底多相流混输管道压降计算的影响。用不同压降计算模型得到的混输管道的压降结果相差很大,在设计混输管道时,应根据实际情况选择合适的模型。设计高粘原油混输管道时,应根据油品物性将起输温度控制在适当的范围;设计低粘原油混输管道时,在满足管道终端温度要求条件下,应尽量降低起输温度。海底油气混输管道存在一个最小压降气液比,按此气液比确定高粘原油混输管道的气体输量,可降低管输原油粘度,从而减小管道压降。对海底多相流混输管道应进行一定的敏感性变量分析和结果预测,以保证管道具有一定的抗波动能力。     

稠油及特稠油长输管道工艺参数分析方法

由于稠油、超稠油长输管道油品的黏温特性,管道的运行压力、温度、管径、集肤效应伴热温度等关键工艺参数的确定成为难题。根据纯油黏温曲线、掺稀油比下的黏度变化曲线及经济指标,综合比选确定低能耗、低投资、高安全性的温度和压力设计参数,从中总结出稠油、特稠油长输管道关键工艺参数分析方法。分析发现,黏温曲线的温度拐点是一个关键的参照点。根据这个方法确定海坨线普通稠油进站最低温度35℃,设计温度80℃,掺稀油比14∶1;特石线超稠油最低进站温度75℃,设计温度110℃,集肤效应伴热温度≥75℃。     

基于PIPEFLO软件的冀东南堡油田混输海底管道稳态压降影响因素分析

以冀东南堡油田1-3号人工岛至1-1号人工岛混输海底管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为:当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

稠油管道与柴油管道同沟敷设热力分析

某油田稠油外输采用掺柴油降黏输送工艺,稠油管道加热外输,柴油管道常温输送,两条管道同沟敷设。对于同沟敷设的管道(特别是加热输送的油品管道),管道之间的相互热影响情况需要研究与探讨。在介绍了工程概况的基础上,应用特征线法推导出描述管内非稳定流动及油流温度分布的特征线方程,并通过差分法求出管道各节点温度的表达式,而后利用ANSYS进行计算。计算结果表明:柴油管道对稠油管道前段基本无热影响,对后段进站有微小正的影响,在设计中可以不予考虑,但在施工中一定要确保保温层的厚度及质量,并严格按规定包裹管道,否则会使管道散热增大,导致稠油进站温度降低。     

热油管道安全经济输油温度研究

从热油管道安全经济输油的角度,讨论了确定热油管道安全经济输油温度的原则及其影响因素.分析指出,热油管道的允许停输时间,取决于管道环境、管道工作状态和输油企业的抢修能力;热油管道安全经济输油温度是满足管道允许停输时间要求的最低进站油温;热油管道安全经济输油温度取决于管道允许停输时间、管径、季节、所输原油的低温流变性、站间环境条件、管道保温条件等因素.同一地区输送同一种原油,管径大的管道与管径小的管道比,允许最低进站油温应偏低;同一条管道,夏季的允许最低进站油温应比冬季的油温低.确定热油管道允许最低进站油温不宜仅用凝点作为选择依据.     

花土沟油田集输管道冷热油交替输送工艺研究

冷热油交替输送工艺是在低温情况下保证管道正常输送的重要手段,该工艺主要应用热力学方法,合理安排管道冷热油变换输送的频率。通过大量的基础数据计算,并依据冷热油交替输送的数学模型,对花土沟油田管道热油和冷油的交替输送过程进行计算。结果表明,冷热油交替输送两至三次后,管道内的原油温度变化会呈现出周期性;预热管道前端的冷油或者适当增加热油的输送量,可以更好地保证冷热油交替输送的安全。经过经济性对比分析,得到花土沟油田管道在低温下成本较低的输送方案为:在第一站进行加热,保证花土沟油田的管道原油出站温度为40℃,进口原油的出站温度为30℃,原油输量为1 100 m3/h,并提前48 h将前行冷油加热到45℃,全年输送11个批次。     

渤海稠油油田井筒电加热技术可行性分析

文中分析了原油黏度的主要影响因素,统计了渤海海域主要稠油油田的流体性质、黏温试验数据、油藏压力、温度及生产数据。经过深入分析,总结出了渤海海域稠油油田的原油黏温特性及拐点温度、含水分布等规律。随后,按照这一分布规律,同时考虑井筒电加热技术的特性,选取S油田某稠油生产井,模拟了井筒电加热的效果,并对相应的能耗及电潜泵系统的运行参数进行了分析。结果发现,采用电加热技术有利于电潜泵机组的运行,电潜泵的排量和效率随着加热温度的升高相应提高,而功率则随之减小,可以有效地降低平台的用电负荷。在此基础上,对渤海海域6个主要稠油油田进行了井筒电加热模拟,并根据模拟结果深入分析了井筒电加热技术在这些油田的适用性。     

塔河油田原油处理技术现状及研究方向

塔河油田重质原油的外输采用掺稀油降黏后加热输送的工艺,但随着油田的进一步开发,掺稀油数量将不能满足油田开发的需要。当12区稠油与稀油比例为1∶1时,管输原油黏度将从目前的250 mPa·s升高至约为1 041 mPa·s,从而大大降低现有管道的输送能力,增加输送.过程中的热力和动力消耗。因此有必要研究超重质原油的管输技术、重质原油输油泵以及开发新的输送工艺,以适应油田开发的需要。     

克-独管道输送春光油田原油可行性分析

针对中石化春光油田净化油全部装车外运,存在装车费用高、油气损耗大、调节能力差等问题,提出用克-独管道输送春光油田原油来解决外输问题。从克-独管道现状、资源调配运行模式、管道能力核算等方面进行了论述,提出了克-独管道全线采用旁接罐输油工艺,并进行正、反输工艺改造,改造后克-独管道可向独山子石化或克拉玛依总站方向输送春光油田原油。经多方面比选,确定春光油田稠稀混油输至克拉玛依总站方向更经济可行。     

NP1-3D至NP1-1D海底混输管道稳态压降影响因素分析

以NP1-3D至NP1-1D人工岛间海底混输管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为,当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

超稠原油掺轻油长距离管道输送工艺技术研究

随着油田超稠原油产量的不断增加,超稠原油长距离输送呈现上升趋势.对于地处偏远的油田,急需研究一种新工艺实现超稠原油长距离管道输送.进行了超稠原油掺入轻油(拔头油)实现长距离管道输送的工艺技术研究,论述了掺轻油输送的工艺方案,分析研究了掺入油的重度对掺油比例的影响,以及轻油掺入量对混合原油的黏度和管道起输压力的影响,并从输油工艺的角度提出了几点认识,以寻求一种经济可靠、高效节能的超稠原油管道输送工艺.