新型管道浮力控制系统

通过对埋地管道浮力因素控制的现状和对新型PipeSak选择的阐述 ,重点论述不同状况下浮力强制控制方法 ,与传统的混凝土管道涂层相比 ,使用新型PipeSak具有节省投资、使用方便等优点 ,并在罗迪项目中成功应用。     

旋流分离技术处理老化油的适应性分析

通过对旋流分离器技术原理的阐述,论述了利用旋流分离技术处理老化油的适应性;对现场应用过程中遇到的实际问题进行了分析,提出了相应的改进意见,为今后老化油处理技术的深化研究奠定了基础。     

输油管道起点温度计算方法

从实际生产需要出发,以节能降耗为目的,运用流体力学和热力学理论,对含蜡原油的比热容与原油温度的关系曲线及输油管道轴向温降计算公式进行了推导,得出了不同介质温度条件下输油管道起点温度的计算方法。     

不同介质温度条件下输油管道起点温度的计算

从实际生产需要出发 ,以节能降耗为目的 ,运用流体力学和热力学理论 ,对含蜡原油的比热容与原油温度的关系曲线及输油管道轴向温降计算公式进行了推导 ,得出了不同介质温度条件下的输油管道起点温度的计算方法。在新的气候和生产状况下 ,原有的外输油起点温度范围已不再是最佳的选择。应用本文提供的计算方法予以调整 ,可以大大降低不必要的能量消耗     

特高含水集油管道压降测试

在油田开采过程中,特别是在油田开发中后期,油田产出液的含水率不断上升。大庆油田许多区块的原油综合含水率已达到90％,有的甚至超过了95％。管道的压降是集输系统运行管理的主要技术依据, 本文对大庆油田高含水采油期油气水集输管道压降进行了测试,分析了高含水采油期油气水混输管路压降规律。     

聚能加热技术在大庆油田采暖系统中的应用

大庆油田为实现2010年能耗总量要比2005年下降120×104t标煤的节能目标,在采暖系统中试验应用聚能加热技术进行节能改造。介绍了聚能加热技术的原理及特点:与燃煤、燃油锅炉相比,热效率高(94%);省去了外部循环化验设备,可以利用峰谷电价差进行智能化管理;产热与热传输为同一介质,无污染,能抑制结垢物质在管道内壁和加热系统内壁的粘附;不需要其他任何加热元件,主要器件不属于压力容器设备,运行安全性高;采用微电脑自动控制,可单机或多机并列使用;安装简便,无需改动原有管线。大庆油田的现场应用案例表明,聚能加热技术适用于距离热源较远、相对独立的中小规模建筑(油田注水站、配注站、聚合物注入站、野外采油队等)的采暖需求,完全可以替代电采暖和锅炉采暖,节能效果显著,可有效降低运行费用和人工费用。     

特高含水期原油低温集输界限研究

1．试验原理及工艺流程 (1)试验原理。建立一套测试油井产出液流型的试验装置,测试不同产液量、含气、含水率、温度及压力条件下的油、气、水混合物的流型及流态,确定不加热集输温度界限;通过监测井口压力,确定不加热集输压力安全值;通过测试集油管道井口温度与压力及进计量间的温度与压力,探索     

注水机泵润滑油进水检测系统的研制及应用

针对注水润滑油系统进水的原始检测手段不能及时检测出润滑油进水,而导致注水机泵烧轴瓦的现状,研究并设计安装了一套注水润滑油进水检测装置,使其达到随时检测,随时报警,提高了注水系统生产运行的安全性,降低了劳动强度,杜绝事故隐患,确保安全生产。     

杏北开发区特高含水期原油低温集输参数界限确定

建立了一套测试油井产出液流型的试验装置,以杏北开发区特高含水期油井产出的油气水混合物为试验介质,测试了不同温度、不同含水率、不同产液量及不同含气量情况下的压降及油气水混合物的流动状态。试验结果表明,在含水率超过85%、产液量为24.41~77.55m3/d、质量含水率为78.2%~93.6%、气油比为30~255m3/t、气相折算速度为0.5~4 m/s的条件下,油、气、水混合物流型均为冲击流,油、水流动状态主要有4种类型。在不加任何药剂的情况下,特高含水采油期,油气水安全混输温度界限为25℃,低于原油的凝固点。     

油田开发后期老化油的构成及现场处理效果分析

对老化油中的含蜡量、胶质沥青质含量、机械杂质及物理化学性质进行了分析,研究了老化油对电流、电压的影响程度。通过现场试验,认为热化学和过滤方式结合来处理老化油能达到较好的效果,能够保证电脱水器电场的稳定。