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原油常温输送的水力计算问题

1975~1977年,长庆油田规划设计研究院对大水坑油田东区4.计量站所辖各油井,进行了两个冬春的原油常温输送试验,取得了第一手资料数据。但是,限于当时的认识水平和技术水平,无法解决原油常温输送的水力计算问题。开始,曾用牛顿型流体的水力计算方法,对试验数据进行核算,结果发现计算的井口压力值与实测值相差甚远,并且没有一定的规律;后来,认为在解决了表观粘度的计算方法以后,有可能应用牛顿型流体的水力计算公式来计算非牛顿型流体。为此,长庆油田组织了有关人员,于1977年3一5月,用旋转粘度计测定了大水坑油田4口油井的原油流变性,并进行了计算方法的探索。 为了解决表观粘度值的计算问题,从水力学的基本理论出发,运用数学分析方法,推导出非牛顿型流体层流流动时的有关表达式,如常温输送原油在管中流动的速度分布曲线的解析式和最大流速的解析式;管壁处剪切应力的表达式,各种非牛顿型流体表观粘度的计算式等,从而解决了应用牛顿型流体水力计算的达西公式计算原...  (本文共11页) 阅读全文>>

《石油钻采工艺》1979年03期
石油钻采工艺

常温输送的机理与应用

一、引言 目前就世界_E报导的常温轨送,大体可分为乳化轨送、润湿轨送、粘弹性液膜降阻轨送、水环轨送和稀释软送等儿类方法,共中乳化轨送应用得较多。我们试验成功了一种近佩孚L化轨送的办法一一分散轨送,并通过实验初步探讨了该轨送方法的作用机理。根据使用的配方和用量,原油加药掺水后,在管流中形成了水为外相的粗分散体,其粘度、凝固点都很低,又不勇结蜡,因此大大地降低了流动阻力。当静止后,这种粗分散体又极不枚定,油水立刻分层。这比起乳化轨送,不仅可以同样达到常温轨送的目的,而且用药少又经济,还不形响原油脱水。在现场实践的墓础上,根据有关理论,我们对形响输送的各个因素进行了讨论和总结,这对如何实现常温输送以及如何分析解决常温输送中遇到的问题,或许有所益处。 这种常温输送应用范围广,适应性弧,日前,在六个油田己推)“200余口J卜,最一早使用的井己经过三个冬季的考验。 二、实验方法 要认识原油加药掺水这种常温输进的作用机理,应当首先弄清楚加药掺...  (本文共10页) 阅读全文>>

《石油和化工节能》2008年06期
石油和化工节能

采用常温输送技术对油气田进行节能改造

扶余油田早在80年代就寻求油井不加热的节能集输技术。在扶余油田采油二厂,采用普通钢管深埋2m进行油井常温输送试验,由于普通钢管内壁粗糙、摩阻大、经常出现凝管现象。随着新输油管材问世,1996年~2002年在扶余油田采油一厂85井组采用普通钢管、无缝钢管内衬玻璃纤维、玻璃纤维钢管3种管材进行油井常温输送试验,后两种管材获得89%的成功率;在扶余采油三厂14-3号井、18-1号井、3-24号井采用玻璃纤维钢管材,共8口井进行常温输送试验,成功率为87%。这些井的试验成果为扶余油田单井常温集油模式的实现,奠定了实践基础。表1集输压力均为1.5M单井产液量(m3/d)含水率(%)井数(口)≧901≦380~902≦802≧9033~58~9010≦803≧90245~1580~9011≦8010≧1581.3主体流程设计原则一是以单井常温输送工艺为主体,多井串联,集油单井管道埋深一律在冻土线以下,约为2m,1油井常温输送技术1.1扶余油...  (本文共3页) 阅读全文>>

《资源节约与环保》2008年03期
资源节约与环保

浅谈常温输送技术现场应用

前言大港油田板桥区块经过数十年的勘探与开发,普遍进入中高含水开发阶段。随着油田产出液含水的上升、原油物性的变化,原有的地面工程系统和生产方式已经不能很好的适应这些变化,集输系统普遍采用水套炉伴热方式造成集输系统耗气远远高于《油田开发管理纲要》中整装油田集输耗气一般应低于13m3/t的要求,因此,实施常温输送技术是降低能耗的有效方法。采油四厂板八站在厂里的要求和指导下,积极实施常温输送技术,有效控制集输系统能耗。一、影响常温输送技术的因素分析1、含水率试验表明,当原油含水率超过转相点时,油水混合物中的油颗粒呈内相悬浮在外相水中,形成乳状甘浮状态。液体流动阻力主要表现为水与油之间、水与水之间的内摩擦和水与管壁之间的壁面摩擦。由于水的粘度受温度影响很小,在低温下,水的粘度比原油粘度小得多,水成为油团粒运动的“减阻剂”。因而,转相后高含水原油表现出较低的粘度和较小的流动阻力。另外,转相后的高含水原油可有效地抑制管道的结蜡速度。现场实际说...  (本文共2页) 阅读全文>>

《油气储运》2009年04期
油气储运

自然常温输送工艺在港东油田的应用

一、港东油田输送方式的发展港东油田20世纪60年代初的油井含水率低,且伴生气充足,油井、计量站及各大站全部采用加热输送(也称“单管热输”)方式运行。70年代中、后期,由于部分区块伴生气产量降低,甚至无天然气加热,因此开发了“掺活性水输送”的方式(也称“双管冷输”),逐步形成了二者并存的输送方式。与“热输”相比,“冷输”在技术上更加复杂,需要输送加压系统、加药系统、热洗系统、计量系统等,不仅浪费电能,而且增加了污水站的处理负荷及污水处理成本,导致生产能耗增加。20世纪80年代,由于油田开发的综合含水率上升(有相当一部分油井的含水率超过80%),由此产生了“自然常温输送”方式。当时,采用该方式的油井约占30%。自然常温输送,即不加热,不掺水,是一种完全靠自然温度输送的工艺。与“冷输”、“热输”相比,“自然常温输送”技术的复杂程度和经济效益均远远优于前者。从2001年开始,港东油田尝试在夏季实施单井停掺、计量站停炉措施,实施后运行效果...  (本文共5页) 阅读全文>>

《油气田地面工程》2009年07期
油气田地面工程

常温输送技术在冬季的应用

喇嘛甸油田已进入特高含水开发期,全油田综合含水已达93%以上,原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势,使原油生产操作成本也相应逐渐增加。由于喇嘛甸油田集油工艺采用双管掺水热洗分开流程,虽在2000年以来大面积开展了季节性常温输送,但冬季集输吨油耗气仍居高不下。为了探索降低油气集输能耗的新途径,2003年,在喇I-1联合站5座转油站开展了大规模掺常温水和不掺水冬季常温输送试验。通过建立特高含水条件下油井冬季常温输送规模化示范区,为喇嘛甸油田实现全面常温输送奠定了基础。同时为了探索联合站低温脱水、污水处理的适应性和技术界限,在喇I-1联合站开展停运加热炉试验。通过一年多的试验摸索,总结出了一整套适应井、站、间冬季常温输送管理经验,经现场应用取得了较好的经济效益。这些经验为油田可持续发展,降低能耗,探索新的管理模式提供了技术和实践支持。1喇Ⅰ-1联合站基本概况喇Ⅰ-1联合站基本概况见表1。表1喇Ⅰ-1联合站基本概况表转油站中...  (本文共2页) 阅读全文>>