稠油油水混输规律及工艺设计方法研究

油气集输流程之稠油集输流程我国生产的原油中稠油占一定的比例，如辽河油田、胜利油田、中原油田和新疆油田等都含有一定数量的稠油区块。

由于稠油的密度大、黏度高、流动性能差，其集输方法较多，如掺活性水集输、掺稀油集输、掺蒸汽集输、高温集输、裂化降黏集输等，其中，稠油掺活性水和掺稀油集输流程前面已做介绍，下面介绍后3种稠油集输流程。

(1)稠油掺蒸汽集输流程这是目前国内常用的稠油热采工艺流程，每个采油周期可分为4个阶段：①注蒸汽阶段。

将一定量的高温、高压(350℃，17.5MPa)蒸汽通过热注管线从井口注人油层中，并关井一定时间进行热交换，使地层稠油加热降黏。

②高温生产阶段。

注蒸汽后的开井生产初期，油井产出物的温度一般可达150~180℃，需进行降温后才能进人正常的集输系统。

③正常生产期。

油井产物降至90℃左右时，进人正常的集输系统进行处理。

④低温生产期。

随着开采与集输过程的进行，温度逐渐降低，当进口温度降到无法维持正常集输过程时，再通过注汽管线掺蒸汽生产。

为了解决井口与计量站间的管线集输问题，可在井口掺蒸汽;为了解决稠油脱水问题，可在进站时掺蒸汽；为了改善井筒的油流状况，可向井下掺蒸汽。

这种流程比较适合于油层较浅、中高黏度的稠油开采与集输。

(2)稠油高温集输流程。

稠油高温集输流程省去了掺蒸汽集输流程中的降温和掺蒸汽环节，注蒸汽开井后的高温油井产物利用自身的压力和温度直接混输至计量接转站进行分离、计量、初步处理，并将分离与初步处理后的油、水、气分别输送至原油集中处理站、污水集中处理站和集气系统。

这种流程比较简单，且具有集输温度高，稠油黏度低，热能利用率高，动力消耗少的优点，但要求集输设备、管线、仪表等具有耐高温的性能。

(3)稠油裂化降黏集输流程。

稠油裂化降黏集输流程适用于稠油密度大(p20≥990kg/m3)、黏度高(μ50≥3400 mPa·s)且不具备掺和输送条件的场合。

由于裂化降黏的同时解决了开采与集输过程中的诸多难题，所以这种流程也称为稠油裂化降黏采、集、输一体化工艺技术。

稠油外输探讨张启武(北京中油联自动化技术开发有限公司,北京 100007)摘要：介绍了稠油外输的粘度问题，并针对两种不同方法确定需要的检测参数及控制手段。

关键词：稠油外输；油水混合物；反相点；原油含水率；动力粘度；介电常数；含水分析仪；粘度计。

稠油外输过程中，为解决稠油粘度过高的问题，需要向稠油中掺和一定比例的稀油或者水。

目的是为降低液体粘度，降低输送成本，提高经济效益。

根据国内环道工艺流程试验，可以得出如下结论：1.同一温度下，油水混合物的动力粘度随着含水率的升高存在着先增加后减小的过程：即存在一个反相点。

纯油+水混合物以及稠油掺稀油+水混合物的反相点分别为30%~36%和26%~31%。

2.对于含水率较小时（纯油+水混合物（低于35%），稠油掺稀油+水混合物（低于32%）），增温对于降低粘度有显著影响。

3.对于纯原油含水率低于32%时，通过掺稀油的方法对于降低液体动力粘度效果非常有效。

通过以上的实验结论可以看出：稠油输送存在着两种方法：稠油+水以及油水混合物+稀油。

对于稠油+水的输送方法，关键是要准确检测原油含水率。

含水分析仪的特点是“短量程”，即含水量较低或者含水量较高而设定一定范围的量程，而对于量程跨度较大时，测量精度较低。

因此在向稠油掺水的过程中，对于含水分析仪的测量精度是有很大影响的，这是由于其水的介电常数很大。

如果油水比例达到或接近80%时，再加水则其对于精度影响相对小一些。

而稠油掺加稀油则会使其零点漂移，对于精度有一定的影响；如果稀油性质接近于稠油，则影响较小，同时原油的介电常数较小，所以影响相对较小。

以上两种情况需要对含水分析仪进行重校，确定好零点与量程即可。

对于稠油外输过程中，关于掺稀油的比例（体积比）控制的基本方法：1.是在管道安装在线实时粘度计，根据其实时参数对于掺稀油进行比例调节控制。

此点基于对于一定距离的稠油输送的压力损失计算，确保其出口的粘度以保证输送管道末端的最终压力。

刍议稠油油田集输工艺流程摘要：稠油管道输送是世界性的大难题，常用输送方法有两种：一是输净化油，二是输含水油。

掺水集输流程需要解决以下三个问题：一是油井放喷时温度较高（120e）埋地集油管道容易变形甚至断裂，故在放喷高温度时段，应掺入少量的水，可起到缓解高温的作用，随着温度的降低，逐渐增加掺水量；二是掺水计量问题，原使用的掺水金属转子流量计容易结垢，无法使用，需要进一步优选掺水流量计；三是掺活性水降粘药剂应能配套应用。

关键词：稠油集输工艺一、概述稠油即高粘度重质原油，国际上常称为重油。

稠油是一种复杂的、多组分的均质有机混合物，主要是由烷烃、芳烃、胶质和沥青质组成。

一般是以油层条件下或油层温度下的脱气原油粘度为主，粘度在50 mPa·s以上叫稠油。

粘度在50～10 000 mPa·s称为普通稠油；粘度在10 000～50 000 mPa·s称为特稠油；粘度>50 000 mPa·s称为超稠油或天然沥青。

随着世界能源供应日趋紧张，储量丰富的稠油日益引起各国的重视。

稠油富含胶质和沥青质，粘度高，密度大，流动性差，其特殊性质决定了稠油的集输必然是围绕稠油的降粘、降凝改性或改质处理进行的。

我国原油主要是以稠油油藏为主，稠油中胶质、沥青质含量过高是稠油高粘度的原因，对稠油开采和输送工艺难度相当大，针对不同稠油油品选择合理的降粘方法将变得至关重要。

否则将影响稠油正常开采和输送，从而增加开采、输送的成本，降低经济效益。

我国油田集输系统主要采用加热输送工艺，该工艺的弊端是输油能耗高、允许的输量变化范围小、停输易发生凝管事故。

因此，近年来稠油的不加热集输技术越来越引起人们的重视。

二、几种稠油不加热输送技术1. 稀释降粘技术稀释降粘主要是利用相似相容原理，加入溶剂降低稠油粘度，改善其流动性。

常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。

混苯中的甲苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。

新庄油田稠油掺水输送实验研究李冬林(河南油田设计院)11试验环道工艺流程稠油输送试验的研究工作是以大量的试验数据为基础的,试验环道就成为本项研究的一个关键环节。

试验环道工艺流程如图1所示。

图1　稠油实验环道流程示意图1—储罐　2—搅拌器　3—交流电磁调速电机　4—2CY 型齿轮泵　5—过滤器　6—高粘度椭圆齿轮流量计　7—DDZ -Ⅲ型差压变送器　8—隔膜压力表　9—环道管路　10—流量计旁通　11—齿轮泵旁通　12—阀　13—压缩空气扫线管环道实验的内容为对两种油样(油样1为纯稠油、油样2为掺一定比例的稀油)进行以下工况的管道模拟试验:试验温度为50℃、60℃、70℃和80℃;含水率为50%,60%,70%和80%。

21实验结果及分析(1)压降与流量的关系。

压降—流量关系反映了管道中流体的流态,通过不同含水率下的压降—流量关系曲线(图2)能够直观地分析各工况下的管道阻力(试验温度为50℃),进而得到经济的稠油降粘输送工况。

图2　两种油品在不同含水率下的压降—流量关系由图2可得如下结论:①管道中的压降与流量基本上都为线性关系,即所有的试验工况都为层流,这一点在进行摩阻系数和雷诺数的计算中也得到了证实;②在一定温度下,压降—流量的关系曲线斜率随含水率的增加而降低,当含水率大于45%时,管道压降随流量的变化很小;③在相同温度、含水率条件下,掺稀油后的压降明显低于不掺稀油的压降,因此稠油掺稀输送是可行的方案;④在相同含水率条件下,掺稀油后的压降—流量关系曲线斜率明显降低。

(2)粘度与含水率、温度的关系。

按照层流进行动力粘度的反算,得到两种混合油品在各个温度和含水率下的粘度数据,并绘出关系曲线如图3、4。

图3　油样1不同温度下粘度与含水率的关系图4　油样2不同温度下粘度与含水率的关系由图3可得如下结论:①温度为70℃和80℃,含水率在30%左右有一个明显的转折点,当含水率小于30%时,粘度随含水率的升高而增加,当含水率大于30%时,粘度随含水率的升高而减小;②温度为50℃和60℃,粘度在试验条件下一直随含水率的升高而减小;③根据反相点的概念,可以推断出混合物的反相点在30%到36%之间;④含水率较小时,温度对粘度的影响非常大,而随着含水率的增加温度对粘度的影响逐渐减小。

探究稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺摘要：不断完善稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺，能够有效提升稠油开采的效率，对促进油田的发展，具有重要作用。

本文针对胜利油田稠油井内流体流动困难的现状，通过试验，探究了掺入水、油水混合物与稠油的关系，并结合实例阐述了油套环空泵上掺水降粘举升工艺的应用，结果表明，油水混合物具有显著的降粘效果，应将合理设置掺入水温度和水量作为提升油筒举升效率的关键。

关键词：稠油开采；掺水量；降粘举升本次的研究对象胜利油田稠油井油层深度为1050-1450m，平均油层厚度为4-12m，油层的岩质疏松，渗透率约为2.0μm2，平均泥质含量约为4-35%。

本次研究主要针对稠油开采过程中井筒流动困难和抽油系统举升效率低等问题，探究了稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺，设计了工艺参数，并对掺入水工艺进行优化，有效提升了稠油开采的效率。

1 抽油机井筒降粘工艺本次试验油区的油井原油粘度在25990-420000pa/s之间，部分油井的原油具有较高的粘度，增加了井筒的阻力，对提升抽油机的降粘举升效率形成不良影响。

由于该油区采用蒸汽吞吐的稠油开采方式，在蒸汽开采的初级阶段，油层开采的温度较高，原油的粘度较低，稠油开采的效率较高，随着时间的进一步推移，油层温度不断降低，加大了原油的粘度，无法提升举升的效率。

因此，需要采取有效的措施降低原油的粘度来实现对井筒举升的推动作用。

现阶段，最常用的降粘方法有加热降粘、化学降粘、热流体降粘和保温降粘四种。

1.1 加热降粘加热降粘通过对稠油粘度与温度的关系的充分利用，不断提升稠油的加热温度，实现降低稠油粘度的目的。

现阶段，电加热是提升稠油温度最主要的办法，电加热的主要装置有电热杆、热电缆、地下电炉和电热油管等。

其中，电热杆、电热管、热电缆是做常用的加热器具，各种电加热设备存在加热深度的限制，例如电热油管，在使用时需要增加油套环空泵的绝缘设施，过程较为繁琐，需要广大稠油开采企业依据实际需要合理选择。

辽河油田典型稠油集输工艺及其优化简化摘要：辽河油田稠油具有粘度大、密度高、油气比低等特点，在40多年的开发建设过程中，逐渐形成了独具特色的地面集输工艺技术体系，但随着油田开发的深入，开发初期形成的成熟技术与油田生产实际情况不相适应的矛盾日益突出。

本文对辽河油田稠油集输典型流程进行了分析、整理，并提出了如何对现有成熟稠油集输工艺进行优化简化，同时展望了稠油集输工艺技术发展方向。

关键词：稠油粘度集输优化。

1 稠油、超稠油集输工艺1.1 单管加热集输工艺井口来液经加热炉加热后，输往计量站或计量接转站，该工艺集油管线流速通常低于0.5m/s，适用于稠油粘度不大于3000mPa·s（50℃）、单井产液量较高（不小于30t/d）、井口出油温度较高（40℃以上）的稠油集输。

具有流程简单，方便管理，投资少的特点。

1.2 双管掺水集输工艺所谓掺水集输流程即在采油井口加入活性水溶液，达到利用化学药剂降粘、利用水溶液润湿边壁，降阻输送的目的，多用于粘度不大于10000mPa·s的稠油。

回掺水主要利用联合站原油脱出的污水，需建立掺水分输站，掺水比为1.8～2：1（水：油），掺水温度一般在60～65℃。

双管掺水工艺采用集中建站分配水量，减少了掺水泵数量，节约投资和减少耗电量，但掺液量较大，增加集输负荷，油水混合不均，在输送中，当流速较低时，易出现油水分层现象。

1.3 双管掺稀油集输工艺稠油掺稀油是利用两种物性、粘度差别较大，但互溶性好的原油，将其按一定比例互溶在一起，使其具有新的粘度和物性，达到稠油降粘的目的。

稠油掺稀油降粘工艺技术，可以满足任何粘度稠油降粘要求。

应用此工艺需在计量接转站和集中处理站设掺稀油系统，包括稀油的计量、储存、升压、加热、分配等功能。

掺液比为1：0.3～0.7（稠油：稀油），与掺活性水相比，液量减少40%以上，大大减少了集输、脱水、污水处理等工序的负荷，亦相对地减少了设备数量和动力消耗。

塔河油田超稠油集输工艺技术应用研究随着石油资源的日益减少和全球能源环境的日益严峻，超稠油已经成为未来油田开发的热点和难点问题。

塔河油田作为世界著名的超稠油田，对于超稠油集输工艺技术的研究和应用具有重要的意义。

本文将重点研究塔河油田超稠油集输工艺技术的应用，并对其发展趋势进行分析。

一、超稠油特性超稠油的特点是黏度高、密度大、流动性差，极易形成油膜和核心流现象。

由于其流动性弱，一般无法采用传统的油气开采方式，需要设计特殊的开采和集输工艺。

1. 热稠化方法：在输送管道中加入高温蒸汽或燃气，使超稠油升温到临界温度以上，黏度降低，从而增加了流动性。

2. 溶剂稠化方法：通过添加稀释剂、溶剂、无机盐等物质，使超稠油中的油柱变得更加分散，从而增加了流动性。

3. 物理分离方法：通过采用离心分离、沉降、过滤等方法，将超稠油中的杂质和固体颗粒分离出去，从而减少流动阻力，增加流动性。

4. 高压输送方法：采用高压输送机、高压泵等设备将超稠油进行高压输送，可以大大减少流动阻力，增加流动性。

以上几种方法可以单独使用，也可以互相结合使用，根据不同的超稠油特性，选择合适的集输工艺技术，可以使超稠油的开采和集输变得更加高效和可行。

三、发展趋势分析超稠油集输工艺技术在不断的研究和应用中，也面临着一些挑战和问题。

比如，在使用热稠化方法时，会产生大量的二氧化碳排放，造成环境污染；在使用溶剂稠化方法时，会对生态环境造成不可逆的损害。

因此，未来的发展趋势应该是为了实现超稠油可持续开采和集输，采取更为环保和节能的技术手段。

对于超稠油集输工艺技术的发展趋势，本文归纳以下几点：1. 研发新型溶剂或稀释剂，以降低环境污染风险；2. 推广新型加热技术，例如微波加热、感应加热等，以减少二氧化碳排放；3. 深入开发集输工艺技术，例如高温高压输送、管道内部涂覆技术等，以提高传输效率和减少能源浪费。

总之，超稠油的开采和集输技术的研究和应用具有重要的现实意义和未来发展潜力。

摘要辽河油田原油产量逐年递减，原油含水不断上升，原有部分站、管线、设备等设计能力与实际不匹配，原有集输方式已不适应现场要求，致使系统运行效率低，单耗高，造成很大浪费，因此需要进行油气集输系统运行的优化和工艺改造。

本文介绍了辽河油田的集油工艺流程，研究了稠油的转相机理和含水率、温度及屈服应力对稠油流变性的影响。

根据原油凝点的高低和其它参数可以确定油气集输采用何种流程，由于原油性质、原油含气量或含水量、原油流动速度及原油加热温度的不同，其凝点都有较大的变化。

倾点是国际上通用的低温指标，介绍了倾点的测量方法，并研究了倾点与凝点的关系。

基于流变性和低温性能的研究，给出了各集油流程的安全输送参数界限及优选依据，可为辽河油田的生产提供理论支持。

关键词：稠油集油；工艺流程；流变性；低温性能；优选Резюмев нефтепромеселе леохэй выход нефти постепенно снижется , вода в нефти поднимается , конструкторский потенциал оригинальных станций , линий и оборудования не приведен в соответствие с фактическим, оригинальные методы сбора не подходят для сцены,причинение система неэффективна, большой интенсивности, что привело к огромным отходов, следовательно, потребность в нефти и газа система сбора и оптимизации функционирования процесса преобразований. Этот документ вводит леохэй нефтедобычи процесс сбора, изучения тяжелой нефти в камеру обработки и воды, температуры и упругости тяжелой нефти нормам воздействия. Согласно объединение центра нефти и уровень других параметров можно определить, нефти и газа и сбора перевозочного процесса, поскольку сырой характер, нефти или воды, содержащей газ, сырую нефть и сырой нефти дебитом различных температура нагрева, гель момент больше изменений. Залить центр международных непатентованных низкотемпературных показателей, документ внес за точку метод измерения, и исследование объединение центра и объединение точки отношения. На основе ингибиторов свойств и низкой температурах, в этом документе поток транспортировку нефти безопасности границ и параметров отбора основе для производства нефтяного леохэй теоретическая поддержка.Ключевые слова : Мазут; Технологии; Реология; Низкотемпературныйсвойства; Оптимизация目录第1章概述 (1)1.1 课题背景及意义 (1)1.2 国内外研究现状 (2)1.3 本文的研究内容 (7)第2章稠油集输系统流程简介 (8)2.1 常用的稠油集输方式 (8)2.2 常用稠油集油流程 (8)2.3 辽河油田集油工艺流程 (10)第3章稠油的流变性对输送的影响 (13)3.1 稠油特性 (13)3.2 稠油流变性的综合研究 (14)3.3 掺水稠油的流变性 (19)第4章稠油的低温性能对输送的影响 (22)4.1 稠油凝固机理 (22)4.2 衡量稠油流动性的低温指标 (23)第5章稠油安全输送参数界限 (37)5.1 各集油工艺流程的特点 (37)5.2 基于流变性的优选 (38)5.3 基于低温性能的优选 (40)结论 (42)参考文献 (43)致谢 (45)第1章概述1.1 课题背景及意义本课题起源于辽河油田，目前辽河油田投产油井井口装置16577套、注水井口2075套、集输平台及计量站388座、计量接转站和转油站424座、联合站32座、火车装车站1座、原油外输首站4座、天然气处理装置2套；建各种集输油气管线1.64×104km；已建成原油1500×104t/a、天然气8.40×108m3/a的油气集输和原油处理能力以及配套系统，综合吨油生产能耗为6038.33MJ。

塔河油田超稠油集输工艺技术应用研究1. 引言1.1 研究背景塔河油田是中国大庆油田的一个重要组成部分，是中国最大的超稠油田之一。

随着全球能源需求的增长和传统油田资源渐渐枯竭，超稠油等非常规油气资源成为了全球能源开发的热点。

由于超稠油具有黏度大、密度大、粘度大等特点，其开发和集输面临着诸多技术挑战。

当前，塔河油田超稠油的开发技术存在着诸多问题，例如传统的蒸汽吞吐法和稀释法在超高粘度超稠油集输中存在着能耗大、投资高、生产周期长等问题，难以满足超稠油资源的高效开采需求。

开展针对塔河油田超稠油集输工艺技术的研究与应用具有重要的现实意义。

本研究旨在探讨塔河油田超稠油集输工艺技术的应用现状及存在的问题，为进一步优化超稠油开发技术、提高资源开采率和降低生产成本提供理论参考和技术支持。

通过对超稠油集输工艺技术的研究，可以为我国超稠油资源的高效开发利用提供重要的技术支撑，促进我国能源产业的可持续发展。

1.2 研究目的研究目的旨在探究塔河油田超稠油集输工艺技术的应用研究，深入了解超稠油的特点和挑战，分析现有集输工艺技术的优势和不足之处。

通过对超稠油集输工艺技术的实际应用案例进行研究与分析，探讨其在塔河油田的适用性及效果。

期望可以总结出超稠油集输工艺技术的技术优势与挑战，为今后进一步优化和改进超稠油集输工艺技术提供依据。

通过研究成果的总结和展望，指导未来在塔河油田超稠油集输工艺技术应用方面的研究工作，为油田开采提供技术支持和保障。

1.3 研究意义研究意义是指对于塔河油田超稠油集输工艺技术应用研究的重要价值和意义。

塔河油田作为中国最大的超稠油油田之一，其开发利用对国家能源安全和经济发展具有重要意义。

超稠油是指黏度很高的原油，输送过程中会遇到诸多技术难题，因此开展超稠油集输工艺技术应用研究对于提高油田开发效率、减少生产成本、保障油气输送安全具有重要意义。

通过深入研究超稠油集输工艺技术，探索适合塔河油田的工艺模式，可以有效解决超稠油油田的开采难题，推动油田开发水平提升，为国家能源安全和经济发展作出积极贡献。