原油长输管道低输量工艺

原油长输管道低输量工艺是长距离输油管道在油田开发早晚期所普遍面临的问题。结合马惠宁线采用热处理及降凝剂处理方法,对原油长输管道的低输量问题进行了试验研究和工艺分析。其研究结果主要有:①马惠宁管输原油经50×10~(-6)降凝剂(C8806+C8361)处理后,凝点由16℃降至—7℃,5℃、11.5s~(-1)下的粘度由1363mPa·s 降至53.2mPa·s,反常点由24℃降至12℃;与室内试验结果相比,现场试验降粘率减少2％～4％,凝点增高3～5℃,反常点增高2～3℃。②采用降凝剂进行准常温输送,可使马惠宁线管输临界输量由加热输送时的130m~3/h 降至55±5m~3/h。此工艺可满足低输量要求,既节能.又提高管输弹性。③临界输量Q_(CP)随原油流变性改善幅度的增大而减小,当两种处理条件下的粘度(5℃、11.5s~(-1))变化率Δu<30％时,所采用的工艺才对马惠宁线低输量运行产生实际价值。④采用在热输基础上添加降凝剂处理工艺能够进一步降低管输临界输量。     

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。     

浅谈原油常温管输工艺技术发展战略

根据我国原油的物理性质，为降低输送成本，石油储运界人士研究成功并大力推广原油长输管道常温输送工艺，取得了显著经济和社会效益。阐述该工艺包括采用物理化学的方法对原油实施改性的4项内涵。提出今后对该工艺技术的发展应列入战略研究的重点课题。     

原油长输管道顺序输送动态传热特性研究

本文从其传热数学模型入手,接着开展其数值计算,最后总结全文。     

原油长输管道应用降凝剂研究

应用于输油管道的降凝剂,通过研究,在马惠宁输油管线进行了现场试验。结果表明:原油经过50ppm降凝剂处理,凝固点由16℃降至-2℃;5℃、11.5s^-1时粘度由1363mPa·s降至122.7mpa·s;反常点由24℃降至15℃;降凝剂处理原油与加热输送原油同期相比。油耗降低56%,电耗降低8%。处理温度、高速剪切、重复加热对改善原油低温流变性有一定的影响:原油理想的降凝剂处理温度应是最佳热处理温度;降凝剂的应用存在最佳始注入量,且遵循μ=μ₀+Ae^-Bq规律;应用降凝剂长时间低温输油时,不宜用局部加热和大排量冲刷方法处理管线;采用热共处理和降凝剂综合技术,可改善原油低温的流变性。实现管道常温输送,产生良好的经济和社会效益。     

长输管道顺序输送的混油损失分析

为适应不同原油的长管道输送，分析了原油长输管道进行顺序输送时产生混油的多种因素，为降低长输管道顺序输送油品产生的混油损失，介绍了检测混油界面应采用的方法。     

江汉油田原油热处理输送工艺

江汉油田的钟寺-荆门长输系统原设计输油能力为200×10~4t/a,其输油方式是:原油在钟寺首站增压加热后,经中间2~#加热站加热输到沙洋站;原油在沙洋站再次增压加热后,又经中间3~#和4~#加热站加热输到荆门末站外销。由于油田产量递减,实际进入长输系统的原油只为55×10~4t/a。这不仅给现有长输系统的正常运行带来了困难,而且增加了能耗。因此,如何使长输系统在现有条件下制定合理的运行方案,实现安全经济运行是极待解决的问题。     

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。     

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。     

大港油田集输系统节能潜力分析

介绍了大港油田集输系统能源消耗情况,详细分析了集输系统中集油、输油、油气处理、热力和污水处理各个环节的生产工艺、存在问题和节能潜力点等,并针对问题提出今后节能工作的建议.应用油井单管常温输送技术简化集油系统工艺流程;采用越站输送方式减少原油进站升温、升压次数;应用高效的油气和污水处理装置,缩短脱水和污水处理工艺;试验新型节能燃料;通过供注水系统优化实现油田产出污水零排放.     

大港油田稠油、超稠油油藏冷采工艺技术

大港油田稠油、特稠油藏的开采方式主要为冷采,经过多年的摸索试验,形成了一套稠油冷采的工艺模式.介绍了大港油田稠油油藏的特点,详细介绍了大港油田针对各种类型稠油油藏,采用的开采工艺方式,对出现的情况作了简要分析,并根据成功的经验,总结出了大港油田开采稠油时选择举升工艺方式的原则.     

含蜡原油长输管道平均温度研究

含蜡原油长输管道工艺计算因考虑物性参数与油温的关系而变得复杂.从输送距离、压降和油温这三者之间的关系式出发,引出了具有物理意义的三个平均温度.当以析蜡点温度和反常点温度作为分界点进行工艺计算时,三个平均温度具有高度的一致性,并在不同温度区间呈现出非常好的线性关系.本文给出的综合平均输油温度计算式和相应计算方法使含蜡原油长输管道的工艺计算快捷而准确.该方法可以应用于较大的温度区间,同时适用于层流和紊流.     

长距离气力输送系统与应用

气力输送虽然在许多领域中被广泛应用，如煤炭、粮食等，但其理论计算尚不够完善，许多计算公式还依赖试验数据。位于上海市浦东外高桥的上海海洋钻井工程公司，是东海油气勘探开发的重要基地。为东海油气勘探开发而建的气力输送油井水泥和钻井泥浆材料系统装置经过几个月生产运行，证明该系统装置运行安全可靠，集储存、于混、输送于一体，是目前国内外石油行业输送距离最长、技术水平先进、设备配置较好的气力输送系统。     

大港油田超高温深井试油技术研究与应用

针对大港油田超高温深井复杂井况特点,研究出射孔、测试、酸压一体化工艺管柱,优选耐温239℃/48 h,耐压140 MPa,每米20孔穿深1.3 m射孔枪弹,创新出前置液降温酸压技术,优选出耐高温井下试油工具以及防硫化氢对策等,通过现场应用达到预期目的。     

大港油田变电站培训仿真系统

以提高变电站运行人员的技术水平和减少培训站教员的工作量为目的,提出了一种变电站培训仿真系统,该系统可以全方位再现变电站主控室的真实现象,学员在此模拟值班就如同亲临现场一样,利用此系统可以缩短学员的学习时间,提高培训质量,它采用专家与计算机相结合的方式,除培训外,还能进行等级鉴定,是培养高素质人才的高科技手段。     

谐波地震采油技术在大港油田的现场试验

谐波地震采油技术是为开展适合稠油、低渗透油田高效开采的采收率技术研究而提出的一项物理法处理油层技术,是一项新的三次采油技术.分析了谐波地震采油技术提高原油采收率的原理、技术特点和油藏适用条件.从区块选择、方案设计、现场实施和效果评价等方面详细介绍了大港油田港西二区二断块谐波地震采油先导性矿场试验的情况,该断块谐波地震采油井段长850 m,共振动94 d,74口油井受益,采用自然递减法统计,3个月内累计增油4 693 t.现场试验表明,应用谐波地震采油技术可以提高原油采收率,且施工工艺简单,操作方便,投入少,产出高,对地层无伤害、无污染.     

本源微生物驱提高采收率技术在大港油田的应用

分析了本源微生物驱油技术提高原油采收率的机理、特点、油藏适用条件。从区块选择、方案设计、现场实施、效果评价等方面详细介绍了大港油田孔店二断块及港西三区一断块本源微生物驱先导性矿场试验的情况。孔店二断块共进行了15次施工，22口受益油井中有9口井见效明显，含水平均下降2％～5％，累计增油11192t。港西油田三区一断块共实施2口井，受益油井5口，有效率100％。矿场试验表明，采用本源微生物驱油技术，能激活油层中处于休眠状态的好氧和厌氧微生物，这些微生物的代谢产物增加了原油的流动性，使油井原油产量增加，含水下降，从而达到了提高采收率的目的。     

新型输油管道远程监控系统

为保证输油管道的安全运行,需建立新型的24h全天候远程监控系统。指出了传统远程监控系统存在的问题,介绍了新型输油管道远程监控系统的工作原理、主要设备和特点,该系统自动化程度高、安全、可靠,具有广泛的应用前景。     

油气长输管理实时风险评价系统分析

基于国内外实时风险评价技术的发展状况,根据系统理论,提出了实时风险分析的概念,建立了油气长输管道系统实时风险评价模型。对其系统构建进行了分析,探讨了发展实时风险评价技术所需要解决的关键技术问题。介绍了管道实时风险评价软件系统的总体设计、结构和功能,并对我国在油气长输管道系统中应用风险评价技术方面提出了建议。