冻土区埋地集油管线周围土壤的温度场模拟计算

欲评价埋于季节冻土区保温热管线的热工状况，首要的问题是计算管线周围土壤的非稳态温度场。本文针对双管流程集油管线的分离式保温形式，建立了计算温度场的数学模型，并采用有限差分数值理论对管线周围土壤的二线非稳态相变温度场进行了计算。     

冻土区埋地集油管线周围土壤的温度场模拟计算

欲评价埋于季节冻土区保温热管线的热工状况，首要的问题是计算管线周围土壤的非稳态温度场。本文针对双管流程集油管线的分离式保温形式，建立了计算温度场的数学模型，并采用有限差分数值理论对管线周围土壤的二维非稳态相变温度场进行了计算。     

稀油处理站至五一区集油管线结垢原因分析

五一区至稀油处理站集油管线及水套炉结垢严重。垢的主要成分为CaCO3(占80．2％）。主要沉积在水套炉和水套炉出口的数百米集油管内。流体的矿化度、温度、压力等因素对CaCO3结晶析出及沉积有一定的影响.根据饱和指数法和稳定指数法预测采出水质的结垢趋势并现场实际进行对比，提出了解决五一区至稀油处理站集油管线的技术措施。     

新疆油田滴西12井区集油管线的设计

分析了原油性质、出油温度、气油比及产液量、含水率、集油管管材和管线的长度对原油集输的影响。低蜡低凝点低粘度的原油易于实现原油的集输;较低的出油温度、低气油比及产液量、低含水率和较长距离的集油管线难于实现原油的集输;光滑的集油管线内壁,摩擦阻力小易于实现原油的集输。以新疆油田滴西12井区某区块为例,确定了该区块的管道规格、加热形式和防腐保温措施。     

集油管道非稳态传热的解析解及应用

在考虑严寒地区地面温度年周期变化对土壤温度影响条件下，描述了浅埋地下和具有保温层的不加热集油管的非稳态传热问题，并求得这一问题的解析解，得到有关不加热集油热力计算的重要参数。所得的解析解不但较数值解便于计算，而且更准确和方便定量分析。应用这一解析解可为确定油井不加热集输热力计算，提供更准确的理论参数和实用公式，并给出了应用实例。     

电热管道单管自压集油试验的可行性

电热管道单管自压集油 ,就是通过缠绕在无缝钢管上的电热丝通电发热后 ,热量经钢管表面的绝缘纸均匀地传导到钢管 ,使整条集油管线实现线性加热 ,保证油井产出液在管道内均匀加热 ,平稳流动 ,最后靠油井自压流进计量间。1 单管道自压集油试验试验是在芳 17转油站 5# 计量间的芳 92— 90井上进行的。集油管线长 60 0ｍ ,整条管线由 4 8根电热管道组成。在计量间内设有电控、温控及断线检测装置 ,可在计量间内直接观察到管道的运行状态。当某段加热电丝损坏或不能正常工作时 ,断线检测仪可直接显示出来 ,处理起来比较容易 ;温控显示盘可对电热…     

埋地集油管道周围径向土壤温度场数值模拟

对埋地集油管线进行传热分析，并建立管线周围土壤的温度场模型，采用有限元法编制程序，对裸管和保温管线进行了模拟计算，并且绘制了土壤温度场的等温线和彩云图。模拟计算结果表明，接要求进行保温后，集油管道对土壤温度场影响很小。     

多井集成自动掺液装置应用

曙光油田稠油区块大多采用双管流程,集油管线密集、计量分配复杂等问题日益突出.通过自动掺液装置的技术研究与安装试验,并与称重式计量装置联合使用,在简化集油管线、取消小站计量间的同时实现原油及掺液远程控制的目的.     

智能电加热装置在油田高回压井组中的应用

冬季随着环境温度的降低,油井井口回压随之升高,采用井组集油管线加热方法可以有效降低井口回压,保证油井平稳生产。介绍了一种用于井组集油管线加热的智能电加热装置,该装置以电能为加热源,以导热油为换热介质,同时配套先进的控制系统,具有自动加热、自动控温、参数设定及显示等功能。针对数字化井场,装置可以实现远程起停及参数操控,满足长庆油田数字化井场管理要求。智能电加热装置现场投运后,运行平稳、加热效率高、实时控制效果好,实现了无人值守的预期目标。     

大庆萨南油田不加热集油配套技术

本文系统地阐述了在高寒地区对高含蜡、高凝固点原油实施不加热集油的机理和大庆萨南油田实际采用的四种不加热集油流程及其配套技术。推广不加热集油技术后,大庆萨南油田取得了可观的经济效益。该项技术对油田大面积推广不加热集油具有实际意义     

一种高效节能的集油工艺流程

对油井实施不加热集油是国内外矿场油气集输系统节能降耗的主要措施之一。文中简要综述了不加热集油工艺的研究现状。以及不加热集油技术界限。根据不加热集油存在的技术问题、影响因素等深入调研提出的几点经验。     

安塞油田压缩机井场集气试验与应用

主要针对油田部分站点用气量不足,将伴生气富裕的井点的气通过压缩机压入集油管线,再通过集油管线输送到需要的站点,以满足站点加热炉的用气,经过现场试验应用取得了较好的效果。     

重力分异和非均质性对天然气藏CO_2埋存的影响——以中国南方XC气藏为例

在含CO2的天然气藏中实施CO2长期稳定埋存并提高天然气采收率,实现CO2的规模化综合利用,具有重大的现实意义。为此,以一个真实的含CO2浅层废弃气藏为埋存靶场,运用数值模拟方法,设计了纵向非均质气藏剖面模型,用于研究气藏储层在正韵律、反韵律以及复合韵律条件下气体运移对超临界CO2稳定埋存的影响,并重点研究了重力分异和地层非均质性条件下的流体运移规律。结果表明:不同韵律剖面模型在注超临界CO2埋存及开采剩余天然气过程中,作为反韵律的目标气藏注超临界CO2埋存过程在生产井突破最晚,吸入的超临界CO2量最大,天然气累计采出量最多,其超临界CO2埋存潜力相对最大;重力分异可引起超临界CO2与天然气之间产生非平衡态相的分离,天然气向气藏高部位运移,CO2最终趋向于形成"超临界CO2垫气",可以很稳定地沉积在气藏下部形成"垫气"埋存。该成果为实现CO2减排、降低CO2捕集与埋存技术(CCS)成本提供了技术支撑。     

季节性冻土环境下阴极保护管道基本状况调查

在季节性冻土环境下埋地管道的阳极接地电阻和阳极地床可引发阴极保护故障.有些管道工程要穿越冻土地带,由于在设计过程中未考虑季节性冻土给阴极保护系统运行效果造成的影响,致使阴极保护系统运行不正常,保护效率差,进而导致防腐效果差,给生产运行带来了较大的损失.目前,国内阴极保护技术致力于工程设备阴极保护电位分布系数数学模型应用研究、高强度交(直)流干扰检测技术与排流工程技术开发及表面型阳极的研发等方面.大庆油田地处中纬度高寒季节性冻土地区,已广泛应用管道阴极保护技术.     

稠油区块地面工艺问题的整改方案

古城油田BQ10区具体整改内容包括以下两个层面:对该区块3#集油注汽站、计量站和所有生产油井的低压伴热系统进行整改;对注汽站内高压注汽锅炉的燃油、给水、吹灰系统及配套部分等进行改造和扩建。单井集油管道长度小于200 m的油井,采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200 m以上的油井,新增掺水管线(DN25 mm埋地保温管);单井管线长度大于350 m的油井,为降低井口回压,新敷设埋地集油管线(DN50 mm埋地保温管)。推荐采用掺水降黏集输流程,掺水降黏集油流程平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程可降低0.1~0.3 MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。     

对大庆油田低压集气技术的认识和实践

内容提要:对于高寒地区的低压油田,采用加热方式进行油气集输时,将输送低压伴生气的气管线与油管线同沟敷设(以保温防冻)并定期进行通球清管的方法,是一种工艺简单、技术可靠、经济合理而又行之有效的集气方法.     

高含水原油的不加热集输试验

采用注水方式开发的油田,随着原油含水率的升高,井口出油温度也将升高。在这种条件下,对于掺油的双管小站流程,只要做好集油管线的保温,采取相应的技术措施,是可以实现原油不加热输送的。     

用空穴射流技术对三元管线除垢

空穴射流除垢技术是物理清洗除垢技术,无需消耗化学原料,无害、无污染,不会发生化学腐蚀现象,单次清洗时间短,影响产量小,施工灵活方便。2011年5月17日,选择对某口井到1#计量间的单井掺水(热洗)和集油管线进行除垢试验,管线规格均为60 mm×4mm,集油管线平均垢厚2 cm,掺水管线平均垢厚1 cm。经空穴射流除垢后,集油、掺水、热洗干线管道畅通,用肉眼观察可见管道内壁光滑,除垢效果较好。     

耿83区井口回压影响因素及治理措施

针对困扰油田生产多年的集油管线因回压较高造成原油集输运行困难并且影响原油产量的问题,重点对姬塬油田耿83区井组回压影响因素进行了分析,确定了原油粘度大、管线埋深浅、环境温度低、管线结垢是导致该区块回压高的关键因素,提出了采用降管线埋深、安装加热炉提高原油输送温度,降低原油粘度,并采取化学试剂及物理防治相结合的方法对集输管线进行结蜡与结垢的防治与治理,达到降低井组管线回压的目的,同时对各类技术原理以及实际应用效果作了较详尽的说明,进行了实际经济效益评价,提出了一定的结论与认识,为确保耿83区回压治理工作具有重要指导意.     

防水端帽对直埋保温管补口服役性能的影响

为了研究冻土环境下防水帽时直埋保温管补口服役性能的影响,对有防水端帽补口和无防水端帽补口进行了冻融循环试验、土壤应力试验和热熔接头拉伸试验.结果表明,在补口结构中保留防水端帽,直埋保温管补口仍然能满足冻土环境下中长期的服役要求.