渤海油田油气混输挠性管应用分析

渤海某油田属于小型边际油田,油田原油属于高含蜡原油,油田新建无人井口平台,井产物流直接通过新建海管外输。为节省投资,降低成本,对新建混输海管采用国产挠性管方案进行了研究,通过对典型年份的海管稳态水力和热力分析,及海管的流动保障分析等进行了论证,同时与新建混输海管采用钢管方案进行了对比,结果表明,采用混输挠性管方案,海管的入口压力、出口温度和置换流量和时间均有变化。     

一种原油降凝剂开发及其在外保温层破损海底输油管线的应用

南海东部某油田含蜡约20%,析蜡点在32. 9℃,正常海底输油管线海管进口温度98℃、出口温度约86℃,海床温度约19²3℃;海底输油管线外保温层破损,双层保温海管渗透进入海水,海管无法起到保温作用,原油输送过程中热能在海管中损失,出口端温度急剧降低,海管面临堵塞的风险。介绍了一种针对该油田油品性质和海管破损数据情况的原油降凝剂开发及其在该油田的应用。     

双层保温注水海管在垦利10-4油田的应用研究

垦利10-4油田原油的物性具有含蜡高、析蜡点高、凝固点高的特点,在水驱开发中,若采用常规单层注水海管输送注水,注水温度偏低,低温水注入地层会形成冷水带,不仅使原油由牛顿流体转变为非牛顿流体,改变原油的渗流规律,而且析出的固体蜡质也会造成油气层污染,影响注水开发效果。为了解决注水温度低的问题,提高采收率,垦利10-4油田注水海管采用双层保温设计,经热力计算和现场验证,注水温度能达到采油工艺要求。     

原油储罐伴热自动化控制系统

在我国石油行业中,开采出的原油多为典型的"三高"原油(高含蜡、高凝点、高含胶质沥青质),而原油储罐是原油储藏和转运的重要设施,根据金属油罐储藏原油的温度要求,储罐储油温度要高于原油凝固点3—5℃。因此原油储罐的储油温度直接决定能源消耗的多少,本文就针对如何保持在原油储罐的温度在最佳状况下运行进行了研究,为高效节能储油提供了较好的依据。     

曲西输油管道优化运行分析

低输量下输送含蜡原油的管道在输送过程中存在凝管的风险,为了防止发生凝管事故发生,需要提高出站温度,从而增加了管道运行的热力费用,从优化运行方案的角度研究降低曲西输油管道的能耗方法,在保证进站温度高于析蜡高峰温度的前提下,适当降低出站温度,有利于降低管道运行的总费用,计算结果表明定期对管线清管的运行费用低于通过加热防止石蜡析出运行的费用。     

埋地含蜡原油管道停输温降最新进展

梳理了我国含蜡原油停输温降的最新研究进展,强调了停输过程中析蜡潜热对原油温度场的影响以及合理处理凝固潜热的必要性;在传热学的理论基础之上,研究了用显热容法建立的新的数学模型。热油管道停输温降过程是输油管道中常见的现象,研究含蜡原油管道停输过程的温度变化规律,为原油输送管道的科学设计和安全、经济运行提供了一定的理论参考。     

含水率对原油乳状液粘度的影响

当前我国大多数油田所产的原油为易凝高粘含蜡原油,油、气、水三相混输已成为油井产液的主要集输方式.在节流阀、井口、机泵等关键部位,油水混合物易受到高速剪切,从而形成乳状液.粘度作为乳状液一个重要的参数,对于节能降耗的研究具有十分重要的意义.含水率是原油粘度的重要影响因素.原油的粘度增大会导致原油管输阻力和能耗增大等一系列负面效果.     

渤海湾盆地L油田混输原油物性的多参数综合评价

混输原油物性参数是表征原油基本性质和流体流动流变的参数,是输油工艺设计和管道运行的基础,所以评价方法显得尤为重要。利用数理统计分析技术能直观地反映出混输原油在管道输送过程中的变化规律。研究结果表明:L油田具有高酸、高粘、高含蜡的"三高"特征;各平台月产能的变化,引起混输原油粘度、凝固点和蜡含量的变化;由于酸值偏高,在输油工艺中,应加强防腐措施。     

用DSC热分析法研究含蜡原油结蜡特性

利用差示扫描量热法(DSC)对原油的结蜡特性进行分析并得到了结蜡过程的热谱图。分别对大庆管输原油、辽河油田超稠油、辽河油田松山泵站站出口原油进行了DSC热分析法分析。对热谱图进行分析后得到了关于原油的析蜡点、析蜡高峰区温度范围、析蜡热焓、析蜡高峰点、析蜡结束温度等特性参数。通过对三种原油热谱图的比较以及测算得出,大庆管输原油含蜡量最高,而辽河油田超稠油含蜡量极低,胶质,沥青质含量大,所以对于超稠油的运输,应采用降粘的方法对其进行输送。     

高含蜡原油海管化学清管技术

海上油田停运海管再利用,首先要完成清管作业。但对于管内存有高含蜡的原油海管,如果直接采用常规的物理清管,将存在极大的风险,有可能造成海管彻底堵塞而报废。在通过渤海油田不断的实践,已探索出一条高含蜡原油海管化学清管的技术路线,可很好的规避作业失败的风险,并取得了良好的预期效果。要     

油气混输泵降压技术在油田油气集输系统的应用

针对文南油田因集输液量不断增加,造成集输管线回压增高,部分油气集输管线末端压力达到1.0M Pa以上,油井回压达到1.5M Pa以上,由此造成抽油机电耗增加、泵效下降、集输管线安全运行系数降低,穿孔次数增加,管线维护工作量增加,采油时率下降,同时造成部分低产井、边远井进不了流程,只能采取单井拉油生产,致使油气损耗增大,原油生产成本增加,管理难度增加,严重影响了原油产量和油田开发的综合效益。在文南油田应用油气混输泵降压技术有效地解决了高油气比多相介质长距离管输及边远区块开发的集输难题,提高了油田开发的综合效益,具有较大的推广价值。     

含蜡原油管道清管周期优化及影响因素分析

论述了含蜡原油管道清管周期优化及影响因素,建立了油品管道运输成本的函数。含蜡原油在管道运输的过程中,管道内的蜡沉积是一个沉积与剥离同时存在的动态过程。当原油输量、环境温度与出站温度逐渐升高时,管道内原油流速增大,蜡沉积速率降低。选择合适的清管周期,使得管道运行成本最低,要在增大清管周期的同时保证其运输的燃料费用及动力费用不增加。     

高效除砂分离器在混输管线上的应用

临盘油田部分计量站所辖的油井出砂十分产重,以至于计量站的混输管线因沉沙流通面积逐渐变小,站内回压不断升高,直接影响原油井口产量,且原油含砂使得混输泵、管阀件等需要频繁维护,甚至混输泵无法运行,为解决这些问题,设计安装了高效除砂分离器,经过运行,取得了较好的除砂效果.     

浅析闭式排放系统增加原油缓冲功能的实践

本文主要介绍通过改造涠12—1油田的闭式排放系统以及相关工艺流程,使闭式排放系统具有原油缓冲功能,实现了涠西南油田群海底管线并网,即使一段海底管线停用仍然能保持上游原油外输,形成了以涠12—1油田为中心的、又不受该油田本身工艺流程限制的原油集输网络;并首创海上螺杆泵外输原油技术,将闭式排放系统和原油缓冲系统完美结合。     

自动燃烧器观火孔改进

给原油加热是油气集输过程中最基本的工艺技术,加热炉是提高原油温度的主要设备。在各个联合站、转油站,都有运用。它通过传导,对流,辐射三种传热方式,给原油升温,降低原油粘度,提高管线输送能力,减少能耗损失,降低管输成本,加快油水分离,给油田正常生产带来了极大的便利。加热炉加热设备以前采用人工点火,不安全,新研制的全自动燃烧器,安全、稳定、高效,在油田生产广泛应用。     

低温掺输技术在中低产液油田的研究与应用

中低产液油田掺输系统能耗高是突出矛盾。为了降低能耗控制成本,展开了低温掺输技术研究,该项技术是将冬季掺输水温由65℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到28℃,系统运行温度降低后,管线结垢腐蚀问题得到了解决,取得了理想的节能效果。     

环烷基原油的资源特征和利用

介绍了环烷基原油资源分布及其利用情况。环烷基原油的润滑油馏分中含蜡量少或几乎不含蜡,凝固点低,粘度指数较低,可用来制备倾点要求很低而对粘温性能要求不高的油品,如电器用油、冷冻机油等;而渣油中含沥青较多的特点可用来生产优质道路沥青。     

我国原油管道输送技术现状及发展趋势

近几十年来,中国长输管道技术不断发展,水平逐渐提高。特别是高凝含蜡原油的加热输送、原油热处理及加剂综合处理工艺已达到或接近国际先进水平。文章简要论述了我国在原油管道输送方面的技术现状及发展趋势,分析了国内管道输送技术与国外的差距。     

含蜡原油长输管道的节能降耗技术

我国是一个盛产含蜡原油的国家,在长管道运输中需要对含蜡原油进行热处理,就是将原油加热到一定温度,使原油中的蜡大部或全部溶解,使胶质游离出来,再以一定的速度和方式冷却。含蜡原油在长输管道的运输过程中消耗了大量能源,因此,降低其能耗有着十分重要的意义。文章在分析长输管道的直接和间接能耗的基础上,提出了一些解决办法。     

庆哈输油管道热力计算模型研究

中国东部的长输管道主要输送高含蜡原油,含蜡原油在常温状态下的流动性较差,所以常采用加热输送工艺。为保证管道安全输送油品、同时能够经济运行,则应该研究正常运行工况下管道的热力特性,建立热力模型,使用模型计算不同工况(不同季节、不同输量等)下输油管道沿线的温度,与实际数据相对比,进行误差分析,总结温度的分布规律。