原油常温输送技术在苏北油田的研究应用

原油常温输送技术是指依靠机械采油剩余压力，采用低传热系数的管材不加热输送高含水油井产液。该文从原油常温输送技术的基本理论研究出发，以苏北油田现场应用结果为基础，以节能降耗为原则，提出解决原油常温输送技术的关键在于解决流程的温降和压降问题，提出原油常温输送技术的应用条件和最大的原油常温输送技术距离，并且总结了原油常温输送技术的配套技术。该文可以为整个苏北油田开展原油常温输送提供理论支持，为现场推广应用提供技术支持。     

油井常温输送技术在扶余油田的应用

扶余油田从2005年开始全面采用常温输送技术.介绍了在扶余油田常温输送的技术界限、主体流程设计原则及对常温输送井、掺输井的管理.对油田应用常温输送技术取得的节能效果进行了论述.吨油能耗由改造前的4029MJ/t降到改造后的1883MJ/t,总能耗下降2146MJ/t,效果显著.     

原油高频降粘常温输送技术

油中的水有两种存在方式,一种是以分子的状态溶解于油中,另一种以乳化状态存在于油中。利用高频信号在产生电场的同时施加一个旋转磁场,既能够对原油产生极化作用和电热效应,又能够使其具备磁化效应,因而有较好的降粘效果。原油高频降粘装置由产生高频电能的主机和对原油进行不间断高频处理的副机构成。主机和副机通过高频电缆连接,双路可同时输出。原油高频降粘技术应用于大庆喇嘛甸油田,经中国石油天然气集团公司油气评价中心测试,高频处理后的原油可降低输送温度 ３℃。喇嘛甸油田日产液 ２４．８ ｘ１０４_ｔ艺,每升温 １℃就需耗天然气１．４ ｘ１０４_ｍ_３ｌ／ｄ,因此全年可节省天然气 １５３．３ ｘ １０_５ｍ_３。又因原油的运动粘度降低 ５．６～ ６．２ｍＰａ· ｓ,摩阻降低１０％,故使大庆油田采油六厂增加不加热集输井６２口。     

江苏油田应用常温输送工艺简述

随着江苏油田的滚动开发,富民、真武等老油区已相继进入高含水期。2000年6月,试采一厂开井344口,见水井307口,其中含水率大于90％的特高含水井63口,含水率在60％～90％之间的油井有86口,综合含水率已达70.12％。而投入开发的30个油田中,多数油区原油凝固点均在300℃以上,远高于集输管线埋地土壤温度(冬季     

新疆油田稀油冬季常温输关技术探讨

简要介绍了新疆油田稀油常温输送现状，论述了影响原油常温输送的主要因素，重点分析了高含水原油常温输送特点和进行常温输送的热力学因素，以求为以后的常温输送实践及研究提供借鉴。     

石化供油系统常温输送工艺探讨

针对油气集输系统一直采用加热输送工艺、耗油量较大的现状,对采用常温输送工艺或缩短加热输送时间的运行方式进行了分析和探讨.结果表明,在目前情况下,现河来油温度在45℃以上、外输流量在100m3/h左右时,采用常温输油工艺在理论上是可行的,并提出了安全运行建议.     

红—克长输管道常温输送技术研究

本文从红山嘴油田原油结的物性入手，研究了红山嘴油画的油红旱特点，揭示了红－克长输眨道结蜡规律，提出了在正常添加破乳剂的条件下，红－克长输管道常温输送是可行的，所揭示的规律提出的红－克长输管道常温输送通过了实验检验。     

采用常温输送技术对油气田进行节能改造

本文介绍了在扶余油田常温输送的技术界限、主体流程设计原则及对常温输送井、掺输井的管理。对油田应用常温输送技术取得的节能效果进行了论述。油井常温输送工艺技术在扶余油田应用3年来，各项能耗指标比改造之前都大幅度下降。     

鄯善—兰州原油管道冬季常温输送可行性探讨

鄯善—兰州原油管道冬季运行采用首站一站式加热方式,消耗大量的原油和天然气,不仅造成环境污染,还加大了管道的运行成本。因此,为保障管道冬季安全平稳运行,实现节能降耗的目标,对所输送油品——吐哈油田原油、塔里木油田原油、哈萨克斯坦原油、北疆原油进行了掺混试验。分析了管道输送各种油品的物性及管道沿线油温、地温数据,通过室内试验、管道外输试验,以及停输再启动试验,探讨了鄯善—兰州原油管道冬季常温输送的可行性。     

中高含水油井常温输送工艺初探

江苏油田试采二厂所辖油区相当部分油井已进入中高含水开发期 ,对这些油井产液 ,目前仍沿用三管热水循环集输工艺 ,用大量热能降低原油粘度。该工艺存在以下问题 :①热有效利用率低 ,据不完全统计 ,三管流程中热水热量仅有 17%～2 0 %为油井产液所吸收 ,80 %以上均散发到周围环境 ;②锅炉热负荷增加 ,寒冬时节锅炉超负荷运行 ,能源浪费大 ,存在不安全隐患 ;③集输流程老化 ,每年维修、维护费用大 ,成本上升。因此 ,对中高含水油井实施常温集输 ,对降低能耗 ,提高经济效益十分重要。1 化学药剂优选中高含水油井产液一般形成稳定的W /O型乳状…     

留北油田地面常温集输工艺优化设计

为了有效利用油田的地热资源,实现油田地面常温集输,研究应用了复合隔热内衬油管技术,该技术是在D89 mm油管内衬一层隔热材料和防偏磨材料,达到降低井筒举升过程中的热能损失,提高井口温度的目的。在留北油田设计应用了17口井,井口温度平均提高12.8℃,对应的地面井组实现了常温集输进站,取消了原三管伴热工艺流程,年节约燃料油1672.31 t,降低了加热炉的燃料油消耗和污染排放。     

计算机数值模拟在顺序输送管道中的应用

两油品间的混油过程是二维对流占优的扩散过程,常用的数值方法存在较大的数值扩散或较大的非物理性振荡现象。将特征线方法和有限差分法相结合,提出了一种求解对流占优扩散方程新的数值解法——双时间分裂法。双时间分裂法具有计算速度快、存储量小且无条件稳定等优点。把算法运用到成品油顺序输送中的混油,对对流占优扩散方程进行了求解,数值计算结果与实际操作经验相符,很好地解释了混油的形成与发展,证明了双时间分裂法的准确性。     

电伴热技术在输油管道上的应用

输油管道采用电热带伴热保温，防止管中原油凝固是近几年来发展的一种高新节能技术。电热带是用电能来补充被伴热在工艺生产过程中的所散失的热量，以维持流动介质最合理的工艺温度范围。电热带沿管道长度方向均匀放热，所以电伴热温度梯度小，热稳定时间长。电热带热效率高、节约能源、设计简单、施工方便、无污染、使用寿命长，并能实现遥控和自动化控制。     

特高含水期油井常温输送新途径

通过论述产油、产水、管径、管线长度、环境温度与计量间的回油温度之间的关系,应用管道沿轴向降温公式,确定了在不同环境温度下抽油机井的常温输送控制图。常温输送控制图的建立,改变了油田常温输送工作中存在的仅以含水、产液量为常温输送标准的思路,通过引入管径、管线长度、环境温度等与抽油机井回油温度密切相关的参数,使得喇嘛甸油田的油井常温输送工作开展起来更加科学、规范,同时在近两年的实践中取得了一定的经济效益。     

原油集输太阳能加热节能技术的应用

在油田的采油、集输等过程中,传统技术使用燃烧煤、油、天然气和电加热方法来实现原油加热,造成大量的能源消耗和严重的环境污染。原油集输太阳能加热计算机控制节能系统,为油田的采油、集输开辟了节能新途径。该系统不仅具有自动化、智能化的特点,而且节能效果显著,实际节气率超过40%。文章介绍了该系统的结构、工作原理、功能特点以及应用效果。     

超稠油集输技术在辽河油田的研究与应用

超稠油的油品特性决定了其脱水、储存、运输、输送等工艺的复杂性。文章结合近年来辽河油田在超稠油集输工艺技术方面的研究与应用,介绍了不同时期对超稠油物性的认识以及形成的3种不同集输技术工艺:开采初期地面集输工艺、大面积开采地面集输工艺、超稠油脱水以及超稠油管道长距离输送技术的最新研究成果与应用情况。     

气垫技术在大港人工岛钢模运移中的运用

论述了大港油田运用气扩建技术将700．8t人工岛钢模运移距离海岸线4125m海域进行垫升、拖航、定位,试验研究的全过程,该项技术的成功填补了国内的空白,整体技术达到了世界水平,其关键参数的选择和运用,为解决滩涂（或沼泽地）大型物体的运移提供了一整套运移装备及与之相关的技术和经验。     

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长庆榆林气田在开始建设时采用了常温分离的技术工艺，但在生产中发现集气、输气管道中有凝析油析出。影响了正常生产。为此，首先在榆—9集气站改用低温分离的集输工艺，经过工业模拟试验，目前已在该气田其他集气站逐步推广。章介绍了在长庆榆林气田南区上古生界气藏开采中，充分利用气藏地层压力，采用节流制冷脱油、脱水的低温分离工艺，以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

WebGIS在长输管道中的应用

万维网地理信息系统WebGIS是地理信息系统与互联网技术相结合的产物，通过对WebGIS的实现方法和系统平台的介绍，采用ArclMS作为系统平台，使用ActiveX控件及COM组件对象模型网络开发技术实现3层B／S结构的WebGIS系统。     

彩南油田常温集输一体化技术研究及应用

彩南油田采用单井、计量站两级加热进站集输模式,系统冬季运行能耗高,同时伴随管线结垢、腐蚀、穿孔等现象的发生。为了从根本上解决系统能耗大的问题,油田历时四年开展常温集输一体化研究,建立了采出液常温集输判断方法和一体化实施流程,实现单井温度降低约15℃,计量站停炉期间温度降低6~8℃;节约用电量1 312×10~4kWh/a,节约天然气耗气总量222×10~4m^3/a,年创经济效益1 340万元,为油田节能降耗发挥了重要作用,同时为油田的常温集输提供了技术保障。另外,多效药剂的研发为扩大常温集输实施范围提供了技术支撑,单井加热控制方式的改进在节能降耗最大化的同时,为常温集输井提供了安全保障。