催化裂化分馏及吸收稳定系统塔盘改造

我厂催化裂化装置分馏塔及吸收稳定系统原设计为年处理３０万吨常压渣油，反应再生系统年处理能力为１５万吨。而在实际操作中，装置年处理能力仅为１６万吨，为便于以后操作，针对不同操作情况（年处理１６万吨、年处理２０万吨）对塔进行了水力学核算及培孔改造，并按年处理１６万吨所得的堵孔情况，核算２０万吨的年处理情况。     

孤东采油厂在实施目标成本管理中的三个转变

孤东采油厂由于多年来高速开采，自然递减大，含水上升快，投入需求与资金缺口的矛盾一直非常突出。尤其是今年，采油厂对管理局承包的油气单位操作成本是２２９７４元／吨，比去年实际水平减少２６８元／吨，困难更大。面对严峻的形势，他们改变了过去一说加强成本管...     

大庆油田原油集输系统集输耗气预测

大庆油田自从1960年开发建设以来，油田综合含水经历了低、中、高含水期，发展到目前特高含水开发阶段，原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势，通过对大庆油田原油集输系统集输耗气预测可以找出油田原油集输系统耗气的发展规律，从而为下一步原油集输系统节能降耗流程调整及天然气下游利用工程产业化调整的研究指明方向，同时也有利于油田的高效益、高水平、可持续发展。     

胜利油田内源微生物驱油试验成功

胜利油田采油工艺研究院微生物研究中心承担的国家级课题和胜利石油管理局重大先导试验项目——单12块内源微生物驱油试验目前获得成功。迄今，整个区块日产油从10吨上升到20吨以上，其中单12—6井日产油从10吨上升到15吨，其余2口井含水从98％下降到N90％。试验区3口油井均见到明显的降水增油效果。     

应用灰色系统理论预测油藏含水上升规律

把油藏的含水上升作为一个灰色系统，应用灰色系统理论方法来预测水驱油藏的含水上升规律，建立了等维新息GM（1，1）模型，并用该模型对30个油藏的综合含水的上升进行了历史拟合及预测，同时用矿场资料统计方法进行了含水上升的历史拟合及预测，最后把两种预测的结果与实际值进行了对比分析，计算出了相对误差值，证明了用灰色方法预测含水是可行的，它具有计算简单，使用方便，所需原始数据少，计算精度高等优点。     

胜利油田重大先导实验项目内源微生物驱油试验获成功

胜利油田采油工艺研究院微生物研究中心承担的国家级课题和胜利石油管理局重大先导试验项目一单12块内源微生物驱油试验目前获得成功。截至目前，整个区块日产油从10吨上升到20吨以上，其中单12—6井日产油从10吨上升到15吨，其余两口井含水从98％下降到90％。试验区三口油井均见到明显的降水增油效果：     

常温输送转油站节能采暖方式改进

喇嘛甸油田已进入特高含水期，全油田2002年末综合含水91．68％，水油比高达14：1，吨油耗气及生产操作成本逐年增加。为了降本增效，2003年开展冬季常温输送，由于实施冬季全站常温输送转油站的室内采暖及场区伴热均由掺水炉负担，无独立采暖伴热系统，转油站掺水炉停运后，站内的采暖及伴热问题无法解决。如新建采暖炉一     

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

针对鄯善油田进入中含水期开发后,低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾,以油藏工程和采油工程基本原理为基础,从采油和注水系统（从地下到井筒到地面）入手,研究建立了中含水期合理的注采压力系统,对油田目前的注采压力系统进行了评价,结果表明注采井数比保持在1：1～1：1．15内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。研究方法对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有一定的应用价值。     

基于Kriging代理模型的复杂精馏系统操作参数优化

优化常减压装置的操作参数可有效提升炼化企业的经济效益，但基于其严格机理模型进行迭代寻优将十分耗时。为降低计算成本，提出了一种基于Kriging代理模型的常压精馏系统操作参数智能优化方法。该方法采用Kriging元建模技术构造精馏过程中关键操作参数与主要输出变量间的关系模型，并以此关系模型代理复杂精馏系统的MESH方程组（包括物料守恒方程M、气液平衡方程E、归一方程S、焓守恒方程H），在设计空间中采用粒子群优化（PSO）算法进行操作参数的全局智能搜索。所提方法不仅能够保证寻找到的操作参数全局最优，而且可以大幅度地减少求解的时间，具有十分明显的工程实用性。基于Aspen HYSYS的仿真试验表明了本文所提方法的有效性和优越性。     

老油田采出水处理系统的问题及对策

1．老油田采出水处理系统存在的问题 （1）随着老油田综合含水的不断上升，油田采出水处理系统负荷不均衡矛盾日益加剧。目前老油田采出水处理系统负荷不均衡的矛盾比较突出，有些区块负荷率较低，而有些区块又超负荷运行。     

喇萨杏油田开发二类油层上（下）返层系方法的确定

大庆油田二类油层一次上返开发将全面结束，二次上（下）返开发面临着选择新钻井还是利用一套井网开发的问题。为确定二类油层不同区块上（下）返开发模式，为区块开发提供依据，以北一区断东的东部区块为例，建立系统经济模型，将区块首段层系与上返层系看作一个系统，建立了不同油价下两种模式的首段层系累产油界限图版，确定了钻新井与利用一套井网开发的首段产量界限，通过建立区块经济极限含水模型、反正切含水与水驱规律曲线联解预测模型，得到区块规划上返时至经济极限含水时的阶段累产油，依据建立的经济界限图版，确定了区块上（下）返开发方式。研究结果表明，北一区断东的东部区块在油价40 美元时，应采用一套井网利用上（下）返开发，油价70 美元时，应采用新钻井的开发模式。     

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾,以油藏工程和采油工程基本原理为基础,从采油和注水系统（从地下到井筒到地面）入手,研究建立了中含水期合理的注采压力系统,对油田目前的注采压力系统进行了评价,结果表明,注采井数比保持在1：1—1：1．15范围内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。在此阐述的研究方法,对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有普遍推广的应用价值。     

石油炼油化工现场总线控制系统

以乌鲁木齐石化炼油厂50万吨常减压装置国内较先采用先进的现场总线控制系统的应用经验为根据，介绍现场总线控制系统（FCS）的结构，功能特点及集散系统（DCS）的差异。     

注水开发油藏注采平衡系统研究

油藏进行注水开发后，建立合理的注采平衡系统，不仅可以充分发挥油水井的生产能力。节约能耗，现时为获得最大产液量创造条件。为了搞清在高含水采油阶段，油藏产液能力，吸水能力，含水上升等变化规律，可以结合各方面因素，如地层压力、流压、注水压力，采液（油）指数及油水井数的变化等，从油藏实际出发，在分析研究的基础上，利用注采平衡交汇图，进行注采平衡系统研究。     

中石油燃料油有限责任公司

中石油燃料油有限责任公司成立于1997年1月,是中国石油下属的全资子公司,是一家集资源进口、生产加工、仓储中转、期货贸易、系统内炼油;小产品统销、产品研发为一体的实体型企业。公司注册资本50亿元,总资产189亿元（截止2010年12月31日）。下设四厂五库七个大区销售公司。公司年原油进口量千万吨以上,年加工能力1150万吨,仓储能力550万吨,具备年中转各类油品2000万吨以上的能力。七家区域销售公司负责公司所属炼厂及中石油系统内23家炼厂炼油小产品统销工作,销售网络有效覆盖全国。     

对聚合物驱单井效果评价的几点认识

通过对喇嘛甸油田聚合物驱单井效果分析，给出了采油井阶段效果评价方法，即单井见效时间和含水回升时间早晚的确定方法，单井见效时间取决于油层条件，注聚前含油饱和度及累计采出地下体积倍数，单井含水回升时间主要取决于聚驱阶段剩余储量采出程度，根据单井阶段评价结果，对试验区进行跟踪调整，在单井阶段效果评价的基础上，对单井最终效果采用吨聚增油量和聚驱阶段剩余储量采收率来进行客观，有效的评价，对聚驱产量预测具有一定指导意义。     

新型油井三相分离计量装置

新型油井三相分离计量装置是大庆油田注聚合物提高采收率试验区所设计量站中的核心设备。主要是由三相计量设备（包括三相分离器，油、气、水计量仪表，油、水液位控制仪表，高低液位报警仪表，压力控制器等）和仪表盘（包括油、气、水二次计量仪表，压力、温度显示仪表，工况显示灯，可燃气体报警仪等）所组成。试验结果表明，井液经该装置分离后，油中含水可达到15％以下，水中含油可达到0．15％以下，油、气、水的计量准确度分别达到了±2．54％、±士1．06％和±1．88％，满足了注聚合物提高采收率试验的要求。装置采用可调水堰管控制油水界面，油、水计量采用间歇计量方式，能够适应试验区油井产量变化幅度大的要求；所采用的控制仪表适应性强、性能稳定、控制灵活，既保证了安全操作，又满足了自动计量的要求。     

高含水后期机采方式下分层采油技术的实践与认识

高含水后期分层采油技术是在精细地质研究基础上，依靠细分注水、细分采油工艺技术对油水井不同水淹层位进行分压力系统注采，旨在提高弱水淹层位（部位）动用能力，控制强水淹层位（部位）的产液强度。通过初步实践证明，机采方式下的分层采油技术可以实现高含水后期，控含水、控递减，治理无效循环的目的。     

稠油油田低压蒸汽伴热系统改造工程可行性研究报告的内容及经济评价方法

我国稠油开采注汽锅炉所燃用的大部分是混合油,在燃料价格方面,近三年的平均市场价格为2450元／t左右，而且随着国际原油价格的攀升，燃料油的市场价格也在增高。以某稠油油田为例，2006年注汽锅炉提供的高压蒸汽单位蒸汽费用为231元／t（汽），伴热流程正常开井798口，每年稠油油田低压伴热系统年耗燃料油气当量约3万吨，燃料费用近7000万元，直接影响油田综合经济效益。     

降低酮苯脱蜡装置溶剂含水的有效途径

介绍了酮苯脱蜡装置溶剂含水原因及对生产过程的不利影响。通过对溶剂干燥系统的操作因素进行分析，找出了造成含水偏高的关键因素，主要是干燥塔进料温度受系统负荷影响较大，自身无调节手段，影响了干燥效果。通过分析探讨，指出干燥系统的操作重点是干燥塔进料温度、水分离罐界面及酮塔进料温度与汽提量，针对含水偏高问题提出了干燥塔底增设重沸器的解决对策。