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电磁清蜡的基本原理是,根据电磁理论将抽油杆和油管构成的同轴系统作为一个非理想同轴线,利用抽油杆和油管内环空介质(蜡、油、水)对电磁波的高损耗特性将电磁能转化为热能,加热油管内凝结的蜡,使其变为熔融状态,随油一起流入输油管线,达到清蜡的目的。 相似文献
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为解决安塞油田高52井区长10原油低粘、低凝、低密度、高含蜡量、高油气比、析蜡点高的油气集输难题,防止集输管线结蜡。通过长10原油流变性及溶气原油管线沿程温降规律研究,借鉴安塞油田长6等其它油藏地面工程建设经验,提出“丛式井场一增压点—,联合站”为主的二级布站模式。以增压点油气混输密闭输油为主,配套自动投球清蜡、电磁防蜡等技术,解决了管线结蜡及高油气密闭集输难题,获得较好的安全环保效果、降低了地面工程建设投资。对长庆油田靖安、姬塬、西峰、华庆、白豹、合水等其它油区长10油藏的经济合理高效开发提供了技术支撑。 相似文献
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清管球系统具有清除原油管线内部的凝油、结蜡、结垢的作用,达到减小输油回压、减小磨阻的目的。在平台或终端取出收球筒中完成清管流程的清管球,对清管球磨损和变形状态及收球器里收集的凝油、结蜡和结垢进行分析,可判断海底管线的腐蚀和结垢结蜡情况。为防止清管球卡在收球筒中,设计制作了清管球接收筒防卡装置,该装置已在油气田清管球作业中成功应用。 相似文献
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长庆油田地处陕、甘、宁、蒙、晋,具有点多、面广的特点。由于油田处于不断滚动开发中,随着长时间开采,老区块油田产量出现递减趋势。为了降低油田老区块增压点的改造成本,提升油田老区块开发效益,通过分析长庆油田老区块增压点生产现状和存在问题,针对性地提出了解决方案。以长庆胡尖山油田增压点为改造试验站,核算了一体化橇装装置的缓冲容积、输油泵轴及电机功率、加热负荷等主要设计参数,提出了一体化橇装装置的设计结构。该装置通过现场投运后,生产平稳、实时控制效果好,增压点改造成本大幅降低,取得了良好的经济效益。 相似文献
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新型常温油气集输管道的清蜡装置由投球机、清蜡球和收球筒组成。使用投球机不但甩掉传统、落后的三管拌热清蜡工艺 ,而且本身又具有安装方便、价格低等优点 ,使用较广泛。投球机是在集输管道的起点 ,定期向管道中投入与管道公称通径相适应的聚氨脂球 ,在管道中液流压差推动下 ,球向前移动 ,刮去附着在管壁上的积蜡和杂质 ,从而减少集输阻力 ,增大集输管道的流通直径。压力在 6.4MPa以上 ,公称通径 <80mm集输管道自动输球过程中 ,由于管道压力大 ,为保证球体顺利投入管道中 ,必须对球体有一定的强制性 ,这种强制性由螺旋叶片来实现。… 相似文献
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针对井场原油外输加热需采用燃气加热炉和燃煤加热炉,污染环境且加热效果差;采用伴热带加热和各种电热管加热,热效率低且地下设备损坏后维修困难等问题,研究了井场原油在线重力热管电磁加热装置,介绍了该加热装置的构成、加热流程与技术参数。应用表明:该加热装置具有加热效率高、安全、环保和节能等优势,可代替现有的加热方式,同时实现了在线远程监控井场原油外输加热的温度和压力。 相似文献
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《油气田地面工程》2017,(1)
在某输气管道清管过程中出现了内检测器断裂且部分遗留在管道中的情况,为此从两个方面分析讨论了内检测器断裂的原因,排除了遗留内检测器段机械卡堵的可能性,制定了相应的内检测救援方案。内检测救援方案主要通过对比救援球的实际运行时间与救援作业的理论计算时间,分析救援球运行速度,根据跟踪仪和检测盒的显示情况判断检测球所在位置,并在检测球出现停滞现象时执行相应的收球措施。根据实际救援运行效果分析,救援球未出现破损,说明带跟踪仪的特制救援球性能良好;前期确定检测器位置未考虑粉尘的影响,而实际救援球与检测器相遇携带出了大量粉尘,影响判断检测器位置的精度,需进一步考虑粉尘的影响;救援球停滞期间采取的关断阀室增压推球及关闭站内增压引球的措施效果显著。 相似文献
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单管不加热密闭输送流程在长庆油田已广泛采用,与之配套的各项新技术也随之兴起,本文仅介绍双容积量油与电感应加热收球装置。一、双容积量油双容积量油是一项适合长庆油田实际情况的计量技术,目前在计量站、接转站全部采用。全套装置包括φ800mm双容积分离器、控制计量电路、7.5kW泄油泵 相似文献