高含水期油田地面工程现状及发展趋势

随着油田开采时间的不断增长,国内外很多油田都进入了产能后期,都面临着相同的问题:采出油含水率高,以及由此带来的一系列问题(脱水能力不足、原油集输与处理系统运行效率和设备利用效率下降及生产成本过高等).在解决高含水期油田集输问题上,国内外都积累了一些成功的经验,文中对脱水能力不足,原油集输与处理及设备利用率等方面进行了详...     

史南油田高含水期的集输系统技术改造

针对史南油田进入高含水期给集输系统带来的影响及问题,对集输系统进行了技术改造,实现了原油的不加热输送和密闭集输、污水就地分离、处理、回注,使集输系统适应高含水期生产,采用高效节能的油气处理工艺技术,以较少的投入获得较大的经济效益。     

乳化降粘技术解决超稠油管道输送问题

针对辽河油田超稠油凝点高、密度大、粘度大的特点，并结合起稠油乳化作为燃料油应用的实际，确定最佳的管输方案。经过认真的和试验研究，给出了超稠油乳化的科学配比，提出了超稠油乳化降粘是实现超稠油输送的最佳途径。     

原油管道热运行过程分析

由热量传递关系导出了原油管输过程各种热量计算公式,研究了输送过程原油损失热、释放热、油流摩擦热及其组成比例与输量或输送速度的关系。结果表明:油流摩擦热并非为输量增大后吨油输送耗热量降低的惟一原因,原油管中通过时间的缩短降低了输送过程单位质量沿线损失热。通过时间缩短且同时摩擦热增大的共同影响是输量增加后热经济性明显提高的主要原因。管道总损失热则与单位质量情况不完全相同,它取决于散热环境和油地温差,优化加热方案并使油地温差维持在合理水平,也可使总损失热随输量增大而有所降低。     

先炉后泵输油工艺在曙光首站中的应用

盘锦－锦西输油管道建于１９７４年，随着辽河油稠油的大规模开发，外输原油的物性不断恶化，首站的输油工艺由原来的先泵后炉工艺改为先炉后泵输油工艺，充分利用进站余压，提高进砂温度，从而提高了外界外输泵的外输能力，经测算，每年可节约动力费用３６６万元。     

低输量下含蜡原油的管输方式

在管道运输含蜡原油的过程中,若实际输量低于管道允许的最低安全输量,则会产生凝管的危险。为了保证低输量下输送含蜡原油的安全性与经济性,介绍了4种较常用的低输量输送方式,简述了这些方法的原理,列举了相关研究方法,并对这些方法进行了综合评价,为解决含蜡原油低输量下的安全经济运输问题提供参考。     

高含水原油集输管道内腐蚀检测监测技术

国内油田开发后期,原油集输管道含水率高,由内腐蚀导致管体腐蚀穿孔问题凸显,对于高含水原油集输管道,分析其内腐蚀影响因素,预测管体易腐蚀位置,采取有效的检测手段及具体监测方法解决。文中对高含水原油集输管道内腐蚀因素进行分析;建立典型管段模型进行FLUENT多相流模拟,得出水滴在弯头出口外侧及两颊处有沉积,为易腐蚀位置的结论。     

曹津长输原油管道清管作业实践

清管作业是长输管道投产或运行的一项重要工作。文中分析了曹津长输原油管道清管作业实践,结合清管设备、清管前的准备工作、清管工艺流程和清管器的跟踪方法对长输原油管道清管作业进行了详细的介绍,为长输管道投运、开展在线检测提供参考。     

长呼线和马惠线夏季运行方式对比分析

长呼线和马惠线都是输送长庆油田原油的长输管道。马惠线采用裸管,夏季采用常温输送方式,而长呼线采用保温管道,夏季却采用加热输送方式。文中从所输油品物性,管道沿线地温、管线总传热系数、油品输送距离等方面对比分析长呼线和马惠线的差异,探讨限制长呼线夏季常温输送可行性的因素,提出了长呼线夏季运行方式的优化方案,建议长呼线夏季采用首站不加热、中间站加热的运行方式。     

浅谈影响热油管道能耗的主要因素

目前,许多现役原油管线（如东北管网）,由于运动时间长、管线设备老化、管输量逐年下降,使得原油加热输送的能耗量不断上升,运营成本较高。本文根据原油管道加热输送能耗的数学模型,研究和分析了影响管 输能耗的各种因素及其变化规律,提出了降低能耗的具体措施,择降低现役管道管输能耗费用和总成本、提高才线的经济效益,具有一定的意义。