世界最长的液硫输送管道

美国油气杂志1997年第3期报道，加拿大壳牌公司在阿尔贝特省的C。line气体厂一有一条输送液体流管道，全长为41km，是目前世界上最长的液硫输送管道。由于硫磺的熔点高达118．9℃，所以管道选用双层伴热管结构，输送液硫的内管为叨．3cm（8英寸）管子，外管为30，5cm（12英寸）管子。外管与内管之间为压力热水（120℃）伴热夹套。外管分为前半段与后半段分别输入热水伴热。液流在输送管道起点C。line站于145℃下进入内管，由于沿途有热水伴热，液硫到达管道终点sstZ站时，温度仍能保持在122℃以上。在管道起点与终点两站均设有热水泵及加…     

高寒地区高温油砂管道保温设计及周围温度场分析

油砂作为一种非常规石油资源具有黏度高的特点，通常需要采用高温输送方式。为保障油砂输送过程中的流动安全，同时分析高温油砂对环境土壤的热影响，避免管道外表面温度过高影响当地地表植物正常生长，需对高温油砂管道进行保温设计。推荐采用无机微孔保温材料作为双层保温管保温材料，保温层厚度50 mm。利用计算流体力学软件FLUENT建立双层管锚固件短管土壤埋设物理模型，对管道正常运行工况下进行稳态计算，确定锚固件保温层厚度50 mm，保温长度2.8 m；管道正常运行工况下，全管外管温度低于45℃；土壤导热系数为0.5 W/(m·K)的段落需要进行换土处理，更换导热系数较大的土壤类型；夏季外管壁温度比冬季高20℃；双层管间保温材料当量导热系数增加至0.039 W/(m·K)时，外管温度超过45℃；管道启动后初始10天内，外管温度迅速上升，随后升温变缓。研究结果可为今后其他高寒地区高黏原油管道保温设计提供参考。     

油田埋地管道外防腐检测方法

油田埋地管道外防腐检测是一种经济可行的管道外防腐绝缘性评价方法，它能有效地检测出埋地管道外壁防腐层破损情况，在不开挖管道的情况下找到管道外壁防腐层破损点并评估管道外防腐层总体状况，对管道大修和改造方案的制定具有指导意义，对输油、输气管道的生产安全性、连续性、经济性具有相当重要的实际意义。     

提高管输能力途径的探讨——在达到甚至超过管输能力下的生产调度管理

以长呼天然气管道的输气生产为基础，从理论和实践的数据分析中，探讨如何通过生产调度管理，在管道达到或者接近管输能力的情况下，提高输气量的途径。     

塔河油田稠油外输管道水力热力计算

利用塔库线2009年上半年的6 296组管道运行参数,对塔河油田稠油管道水力、热力计算程序进行了检验。结果表明,程序计算结果与生产管道数据吻合良好。使用年平均总传热系数计算,沿程温降的平均偏差为1.3℃;若使用月平均总传热系数计算,沿程温降的平均偏差为0.8℃。使用2009年上半年管输稠油的平均黏度计算,沿程摩阻的计算平均偏差为10.8%;若使用实测黏度进行计算,则平均偏差小于5%。稠油输送管道水力、热力计算程序可满足工程计算要求。     

喷射机械清管器

管道结垢直接影响管道的输送能力。本文介绍喷射清管技术原理、装置的结构及其作用和使用说明。由于该项技术集水力清管和机械清管之长处，其装置具有结构简单、有一定自控和转弯能力、无易损部件等优点，它的应用无需增加其它专用设备，用原来的输送生产设备即可。     

国外部分长距离混输管道调研

本文介绍了北海油气田生产中三条长距离天然气／凝析液混输管道、澳大利亚西北大陆架管。澳大利亚Ｓｉｌｖｅｒ Ｓｐｒｉｎｇｓ两相流管道，澳大利亚南部Ｍａｒｌｉｎ、Ｂａｒｒａｃｏｕｔａ的湿天然气管道和美国墨西哥湾ＭＯＰＳ管道等长距离油气混输管道的基本情况，及其管理和液塞处理的方法。     

水下油气开发项目中管汇管道布置研究

水下生产系统广泛应用于深水油气田开发中。相比传统开发方式,水下生产系统具有较大的经济优势。而水下管汇是水下生产系统中最常见的水下设备。水下管汇将各水下井口采出的油气汇集到其中,再通过海底管道输送到海洋平台或陆地处理设施。管汇管道布置在水下管汇的设计中占有重要地位。结合某项目的水下管汇管道布置实例,经过设备选型、方案比选及应力分析校核等步骤,研究总结出通用方法,可为水下管汇管道布置提供参考。     

泡沫保温管道保温层整管导热系数的试验

为了给保温管道的设计与管理提供参考数据 ,利用瞬态法对黄夹克泡沫保温管道的整管保温性能进行了试验研究。结果表明 ,刚出厂时整管的平均导热系数为 0 0 39W/m·℃ ,比常用的快速导热系数测定仪测定的导热系数 ( 0 0 2 5W/m·℃ )偏大 56% ,更接近部颁标准0 0 35W/m·℃ ;同样的保温管道放置 6年后 ,整管的平均导热系数为 0 0 52W/m·℃ ,比刚出厂时增大 33%。     

应用复合内衬法修复旧管道

中油气总公司工程技术研究所研究开发的复合内衬法旧管道修复新技术，在中原油田的积极配合下，于1993年12月在中原采油六厂进行生产应用，完成了1．75km直径237mm旧集油管道的修复。其工艺特点是：（l）适应性强。可用于油、气、水等各种管道的修复与重建，对介质适应广。对旧管道的清洗无苛求，只要管内无水、无障碍物即可。能适应坑、点腐蚀严重，漏点多，但尚有一定机械强度的旧管的修复。（2）质量可靠。该工艺施工完成后，形成完整的玻璃钢内衬管中管，旧钢管成为外保护层。该内衬管为复合结构，防腐性能大大高于一般玻璃钢，机械强度…     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。