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超稠油物性及其与CO2相互作用机理研究 总被引:1,自引:0,他引:1
针对辽河油田超稠油黏度高、开发难度大,提出三元复合吞吐开采超稠油的方法。在研究辽河油田超稠油物性、组份组成及流变特性的基础上,测定了CO2在超稠油中的溶解度及CO2在不同含水率时的溶解度,探讨了不同温度压力下含CO2超稠油的黏度的变化规律。研究结果表明,超稠油黏度随温度升高大幅下降,黏度随剪切速率增大而降低。当剪切速率达到一定数值时,黏度趋于常数。在油、水体系中,超稠油中所溶CO2的比例随着压力升高而增大,随含水率的增大而下降。超稠油溶解CO2后,黏度大幅度下降,压力越大,黏度下降幅度越大;温度越高,黏度下降幅度越小。 相似文献
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特石管道是辽河油田唯一一条输送超稠油油品的管道。随着中国石油集团公司对管道完整性管理的不断推进,需对该条管道进行管道内检测。由于该条管道输送温度为91℃,国内现有的管道检测技术无法进行不停产检测,因而需调整该管道的运行参数,满足国内现有的管道内检测的条件。 相似文献
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以辽河油田杜229+84 超稠油区块的油样为实验对象,研究了超稠油的原油密度、粘度、混合原油乳状液密度、粘度、乳状液膜压及混合原油脱水水滴沉降速度等与温度的变化关系;分析了温度对超稠油脱水速度的影响。实验结果表明,温度升高,混合原油及其乳状液的密度、粘度均减小,原油与脱出水密度差先增加后减小,水滴在介质(原油)中沉降速度增加,稠油乳状液膜压降低,升高温度有利于加快超稠油的脱水速度;油水密度差在70~95℃增加幅度最大,原油及其乳状液粘度的减小幅度最大。综合考虑经济因素,超稠油最佳破乳脱水温度为80~95℃。 相似文献
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准确预测原油乳状液的黏度对于油水混输管道的设计和运行具有重要意义。将8种不同物性的原油制备成油包水乳状液,通过流变仪对乳状液的黏度特性进行测定,研究了温度、含水率及剪切速率对油包水乳状液表观黏度的影响。以实验数据为基础,并对原油物性进行定量表征,建立了适用于不同原油、不同剪切条件的油包水乳状液黏度预测模型。结果表明,油包水乳状液的表观黏度随温度的升高而减小,随含水率的增加而增大,随剪切速率的增加而减小;具有剪切稀释性,可采用幂率模型来描述油包水乳状液的流变特性。随着含水率上升,油包水乳状液的稠度系数(K)逐渐增大,而流变特性指数(n)逐渐减小;随着温度升高,K逐渐减小,而n逐渐增大。油包水乳状液黏度预测模型的最佳适用条件为:乳状液体积含水率0.30~0.60、温度30~60℃、乳状液黏度10~2000 mPa·s。该模型计算黏度值与实测值之间的平均相对偏差为8.1%,预测效果良好。 相似文献
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热油管道加热费用占管道总能耗费用的比例大,在设计和运行中,降低热能损失以降低总能耗,对降低输油成本,提高经济效益影响重大.以某一热油管道为例,考虑了原油温度的实际分布对原油物性的影响和输量对泵效的影响因素,并考虑到温度在管线中分布的连续性条件,建立了热油管道在稳态运行条件下的最优模型.计算实例表明,可应用热油管道优化模型,根据任意影响因素的变化及时调整运行参数,使得总运行费用保持为最小. 相似文献