油水乳状液的水力计算

本文系统地给出了稠油油田采用稠油掺活性水乳化降粘集输工艺流程时,油水乳状液的水力计算公式.当流态为层流时,介绍了塑流型、假塑流型和胀流型非牛顿流体的水力计算公式;当流态为紊流时,应通过实验确定摩阻系数,然后按达西公式计算压降.当油水乳状液为牛顿流体时,先按流态计算出水力摩阻系数,然后根据文献中给出的公式计算粘度,再按达西公式计算压降.最后介绍了美国Bechtel公司在大港油田采用的一种简便方法,即已知纯油在某温度下的粘度和油水乳状液的含水(盐)量,并根据本文附图曲线和公式(乳状液粘度=纯油粘度×粘度比),可估算出该温度下油水乳状液的粘度,进而计算出压降.     

文摘·题录

任二联原油乳状液流变性研究本文介绍了任二联原油乳状液的流变性。与原油相比，乳状液的非牛顿流体性质增强，在温度较高时，仍为非牛顿流体；粘度或表现粘度升高；低温时的结构强度增加，凝点升高，低温屈服值增大。另外，对原油乳状液转相的影响因素进行了分析。油田高含水期地面工艺技术文摘·题录介绍我国大庆、胜利、辽河等油田，以及国外原苏联鞑靼、秋明等油田，英国北海油田、中东巴林油田高含水期地面建设和改造的方法，其内容包括：①原油集输与处理系统的调整改造方法；②游离水脱除设备；③油田注入水水质处理；④集输工艺中其…     

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。     

微波对高凝油作用规律的实验研究

高凝油即为含蜡较多的高凝点原油，如大庆、胜利、任丘和南阳等原油。此类原油在油温高于析蜡温度时，粘度较低，且随温度变化不大，属于牛顿流体；当温度接近凝点时，粘度急增，具有非牛顿流体的特性。高含蜡原油集输过程中，由于石蜡析出并不断沉积于地面集输管线、阀门、分离器和储罐等的金属表面，减小了油流通道，增     

稠油管流实验研究

稠油其轻组分含量少、密度大、粘度高 ,一般在较宽的温度范围内呈显牛顿流体特性。通过稠油的管流实验发现 ,稠油输送时 ,由于粘度较高 ,因此管路内一般为层流 ,流量和压降成线性关系。在管输设计时采用流变仪测试粘度比较安全 ,可以作为设计的基础数据 ,并由实验得到了一种管输稠油水力摩阻系数的计算模型。     

HLB型空心环流稠油抽油泵

针对稠油开采中稠油粘度高、摩擦阻力大、原油不进泵、抽油杯柱下行困难，以及油管结蜡等问题，大港油田新世纪机械制造有限公司研制出HLB型空心环流稠油抽油泵。该型泵配用电热空心杆和空心杆可分别实施越泵加热和泵下注入稀释剂降粘工艺，解决了稠油不进京及杆柱下行困难等问题；井下可不安装泄油器，并可不动管柱进行测试和对稠油层注入蒸汽，实施蒸汽吞吐开采工艺。现场试验及应用表明，这种泵具有泵效高、结构简单、作业方便等优点。     

高选择性乳化稠油堵水技术

加有复配型破乳剂ＪＣ９４２的稠油注入油层后与地层水或注入水相遇而形成稠油乳状液，其粘度可超过稠油粘度的２０倍以上，因而产生选择性堵水作用。本文报道稠油乳化剂的筛选、堵剂稠油的选择、不同含水率稠油乳状液的粘度性能、乳化稠油岩芯封堵性能、处理半径计算、现场堵水、１９９１年以来在辽河油田锦州采油厂大量稀油井、稠油井堵水中应用的效果。乳化稠油堵水已成为该采油厂的主要堵水手段。     

天然气集输站场管路水力计算

本文介绍了天然气集输站场管路与长输干线水力特性的区别。站内管路水力计算采用达西公式,摩阻系数采用科尔布鲁克公式,局部阻力压降采用等效长度法。霍尔—亚伯勒公式计算天然气压缩系数,李公式计算动力粘度。可用计算机程序求解,对高、中压天然气集输站场管路水力计算具有实用意义。     

抽油泵柱塞与泵筒环隙漏失试验研究

简要介绍了一种新结构整简泵－水力自封式泵；给出了常规整筒管式抽油泵和水力自封式整筒管式抽油泵的环隙和环隙漏失量计算公式、测试方法与结果，并与相应的结构参数和试验条件下的理论计算值进行了对比分析，结果表明，按渐缩环隙理论计算整简泵的环隙漏失量比平行平板环隙理论的计算值精度高；渐缩环隙漏失理论计算值与实测值比较接近；水力自封式整筒泵可明显减少环隙漏失，改善泵筒的受力状况，提高泵的刚度。     

稠油三相分离器的结构原理与工艺分析

新研制的稠油三相分离器主要由入口减速器、折流器、PERFORMAX板和溢流槽、除雾器等组成,并采用了水力除砂结构。现场试验证明:该分离器脱水效率高,达到了预期设计指标,适用于稠油生产中的油、气、水三相分离。     

SH降黏剂对郑王稠油油水界面性质及乳状液稳定性的影响规律研究

以郑王稠油采出液为研究对象,配制航空煤油模拟油-水乳状液,研究了滨南利津联合站所用的SH降黏剂（非离子和阴离子表面活性剂复配而成）对油水界面张力、zeta电位、界面扩张流变性和乳状液稳定性的影响,分析了油水界面性质与模拟油-水乳状液稳定性的关系。结果表明,SH降黏剂质量分数由0增至0.05%时,油水界面张力、油滴的zeta电位变化较小,而扩张模量由16.18 mN/m迅速降至4.60 mN/m,弹性模量由13.76 mN/m降至3.54 mN/m,黏性模量由85.12 mN/m迅速降至29.46 mN/m,脱水率由4.4%迅速增至83.1%,此时界面膜强度的减小是影响乳状液稳定性的主要因素,扩张模量越小则乳状液稳定性越差;当SH降黏剂加量由0.05%增至0.3%时,界面张力由48.93 mN/m降至35.50 mN/m,zeta电位绝对值由7.83 mV逐渐降至3.95 mV,扩张模量、弹性模量、黏性模量逐渐增至7.38、6.42、36.52 mN/m,脱水率降至60.0%。SH降黏剂加量在低于0.3%的范围内,扩张模量与模拟乳状液的脱水率有很好的关联,可以用扩张模量表征模拟油-水乳状液的稳定性。     

华北油田泽70区块乳化降黏稠油破乳效果分析

选出具有代表性的乳化降黏稠油作为化学破乳研究的基准体系,使用目前较新的基于光散射原理的自动化检测方法———稳定性分析法,对破乳体系及过程进行实时动态脱水速度和脱水率的评价分析,与传统的瓶试法对比,二者的评价结果基本一致,但新方法较大地提高了效率和准确度。对脱出污水含油率和净化油含水率两项指标进行评价分析,说明针对经过乳化降黏处理的稠油体系使用化学破乳的脱水效果是符合现场要求的。     

稠油不加热集输技术现状与应用探讨

稠油的密度大、粘度高、流动性差，输送困难。对稀释法、乳化降粘法、加剂降粘法、超声波法、改质降粘法、低粘液环法等稠油不加热集输技术的机理及应用条件进行了分析，探讨制约不加热输送技术发展的难题，为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。     

水力喷射泵用于稠油热采的几个问题

用水力喷射泵开采含砂稠油，由于泵结构简单、且无运动件，解决了泵的砂卡问题。在设计喷射泵时，考虑了两个问题：一是原油粘度随油层温度的下降而增加，泵效又随原油粘度的增加而降低，为此对注蒸汽后油层温度的变化作了定性分析后，给出了可供拟合油层温度随时间变化关系曲线的温度－时间关系式。二是为方便注蒸汽，设计了一种特殊结构的底阀，可不起出底阀直接由抽转注。     

高效稠油脱水工艺技术研究及应用

针对稠油开发进入高含水期,脱水难度大、能耗高的情况。研究了高含水稠油的脱水规律和配套技术。研制的HNS型油气水砂高效四相分离设备,在处理含水85%左右的稠油时,一段脱水指标达到原油含水小于3.0%,污水含油小于1 000 mg/L。该设备的使用大大简化了含砂稠油脱水、集输和处理流程,具有结构紧凑、处理量大、操作稳定可靠、有效利用率高、分离效果好和自动化程度高等特点。     

输送粘油时叶轮几何参数对离心泵性能的影响

试验研究了以叶片数及叶片出口角为代表的叶轮几何参数对离心泵输送粘性油性能的影响。在离心泵试验台架上,测量了输送不同粘度油品时不同叶片数及叶片出口角叶轮的外特性;对比了在泵送不同粘度介质时叶片数及叶片出口角对离心泵性能的影响程度。试验表明,叶片数与叶片出口角对离心泵性能的影响程度随输送油品粘度范围的不同而改变。分析可知,输送油品运动粘度低于１００×１０－６ｍ２／ｓ时,增大叶片出口角,能有效提高泵的输送能力;输送高粘油时,宜采用少叶片数叶轮。三叶片叶轮能在较大范围内延缓粘性对离心泵性能的影响。     

井下油水分离系统及往复式双液流泵设计

井下油水分离系统由双液流泵、旋流分离器和原油提升泵三大部分组成。工作时 ,利用双液流泵和旋流分离器将井下产出的高含水原油增压后经旋流分离 ,含油浓度极低的水相介质被直接注入注水层 ,经旋流分离器浓缩后的原油相介质经原油提升泵采出地面。在分析井下油水分离系统工作原理的基础上 ,介绍了双液流泵的结构设计 ,泵流量的理论计算公式 ,并给出了双液流泵单向阀阀球的运动微分方程。试制的井下油水分离系统在辽河石油勘探局曙光、兴隆台和金马等采油厂的现场试验中 ,收到了显著的降水稳油效果。     

滚动开发油田油气集输工艺技术研究

根据滚动开发油田的原油生产特点,探索出了适合该油田开发的油气集输工艺,并在濮城油田濮四集中处理站加以实施。通过简化工艺流程,优化分离器、加热炉的内部结构,采用端点加药、磁处理原油脱水器,选用高效节能的离心油泵等措施,使油气集输工艺系统运行平稳、可靠,满足了生产要求,并取得了良好的经济及社会效益。     

新疆油田超稠油吞吐开发密闭集输组合工艺技术应用

针对新疆油田A作业区超稠油吞吐开发原油密度大、黏度高、集输半径大、采出液温度高、携汽量大的特性,采用超稠油蒸汽处理装置、蒸汽喷淋塔、循环泵、油水分离器、空冷器的设备组合,形成了"微正压汽液分离+蒸汽喷淋冷却+采出液高温密闭转输"的组合工艺技术,其中包括超稠油高效蒸汽分离技术、蒸汽喷淋循环冷却技术、接转工艺过程自动联锁控制技术。该组合工艺技术高效回收了蒸汽冷凝水、轻质油、伴生气,非甲烷总烃和硫化氢含量满足GB 16297-1996 (非甲烷总烃质量浓度≤2 mg/m^3)和GB 14554-1993 (硫化氢质量浓度≤0.01 mg/m^3)的标准,实现了小区域二级布站、大区域三级布站的密闭集输,解决了开式流程蒸汽和伴生气无组织排放带来的安全环保问题。     

塔河油田超稠高硫原油集输处理关键技术

塔河油田超稠油是奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型超重质未饱和底水油藏,具有超深、超稠、高黏、高密度、高含H₂S、高矿化度等特点,且酸压作业规模大,开发与地面集输难度大。西北油田分公司通过科研攻关,解决了超稠油集输处理的系列技术难题,在上游板块首次创新了掺稀降黏集输技术、首次应用高含H₂S稠油气提法脱硫技术、突破稠油脱水工艺,实现了超稠油的密闭集输。