单管通球工艺及其在大庆油田的应用可行性

相比于单管环状掺水和电加热工艺,单管通球工艺可以在一定程度上降低能耗。基于成熟的单管通球工艺,开展了高寒地区单管通球工艺应用研究。通过分析大庆油田某区块单井产液量、井口出油温度、含水率和井口回压等参数,验证了该工艺在大庆油田应用的可行性。在敖古拉油田开展了工艺应用前期试验,结果表明:合理安排通球周期,该工艺可应用于高寒地区较高产量的油井;以齐家油田为例,通过水力计算验证了该工艺在低产油田的应用可行性。单管通球工艺在高寒地区油田中的应用,对于进一步优化集输工艺、节能降耗具有一定的指导意义。     

哈得4油田地面集油管道清蜡措施及应用

介绍了哈得4油田原油物性特征、地面集油管道工艺特点及其油井结蜡现状,在分析地面集油管道结蜡规律的基础上,进行了大量的现场清蜡实践.通过对不同清蜡方案的对比,制定出了针对地面集油管道的清蜡措施,提出了解决现存问题的合理化建议.     

低渗透油田整体压裂方案研究——以台1区块为例

大庆外围油田具有渗透率低、储量丰度低和单井产量低的特点,属典型的＂三低＂油田。台1区块位于头台鼻状构造,开采层位为扶余组油层,平均渗透率为1.19×10-3μm2,油井无自然产能,全部采用压裂方式投产。为了提高单井产量和油田开发效果,在对储层物性等参数系统进行分析的基础上,对整体压裂方案进行优化,确定了油水井裂缝穿透率和导流能力,优选了低伤害压裂液、陶粒支撑剂和压裂施工参数,为台1区块有效开发提供了重要依据。     

稠油油田双管掺稀油集输系统的优化设计

双管掺稀油集输流程是稠油油田普遍采用的一种流程,通过对双管掺稀油集;输流程的系统分析,以初始投资与运行费用相结合的等额年费用为优化目标,建立了亿化设计的数学模型,给出了优化设计变量的约束条件及数学模型的求解方法,并编制了相应的求解软件,以实例说明了该软件的应用情况。     

大型原油储备库罐区工艺流程的优选

目前建成的大型原油储备库罐区,工艺流程以单管串联流程、单管并联流程、双管流程和独立管道流程为主。分析了各种流程的优缺点,提出了选择大型原油储备库罐区工艺流程的原则:针对油库的功能定位,根据生产经营油品的种类、性质、数量、周转频率、混油要求等,进行技术经济比选,科学合理地确定工艺流程,避免刻意追求功能过于复杂的流程,以达到节省投资、调度灵活、降低运行成本的目的。     

油井重复压裂在江汉油田的实践与探讨

介绍了近年来江汉油田在油井重复压裂研究方面所做的部分工作,及其对江汉油田油井重复压裂机理所取得的认识。针对江汉油区井深、油层渗透率低、层薄、地下油水分布复杂的地质特点,总结出了油井重复压裂的选井原则。对周16井、周181井的重复压裂改造现场试验取得一定的增油效果。对认识江汉油田老井重复改造工艺、提高老井原油采收率具有重要的指导意义。     

大庆地区油井周围土壤重金属污染的初步研究

为研究油田开采对环境造成的影响,以大庆地区正在开采和停止开采的油井为研究目标,采集油井周围不同距离和层次的土壤,检测其重金属(Pb、Cd、Hg、As)含量.结果表明,在同一水平距离,正在开采的油井周围土壤重金属含量高于停止开采的油井周围;在某一水平距离处,随着土壤层次的加深,土壤中Pb的含量逐渐降低;而Cd、Hg、As含量基本呈现先降低后增加的趋势.     

苏桥油田低温管路混输试验研究

苏桥油田的原油通过在集输模拟试验装置上进行不同流量、不同含水、不同油气比和不同输送温度的投球清蜡试验中,找出了油、气、水混输的流动规律。即油气混合阻力系数“λ”与油气混合雷诺数“Re_(Lg)”之间关系。利用华北油气混输热力及水力计算公式计算出油井集输管路的热力和压力损失。计算结果表明:苏桥油田的集输管路采用泡沫塑料黄夹克保温防腐,埋地1米深,井口投球,单管低温不加热输送工艺流程较为合理。油井投产时井口最低温度达-26℃,计量站达-15℃,投产顺利,生产正常。苏桥油田实行低温不加热输送工艺流程,节约大量基建投资和能源,很有推广价值。     

基于BP神经网络的蜡沉积速率及清蜡周期预测方法

为应对XX油矿井筒结蜡对油井生产造成的严重危害,首先通过试验方法对原油基本物性以及析蜡特性进行分析,再运用SPSS大数据分析软件进行敏感性分析,发现油井产液量、含水量、生产气油比和生产时间是影响蜡沉积速率的地面生产特征,而剪切应力、原油黏度、径向温度梯度、蜡分布密度为其地下内在联系。将这4个内在影响因素作为输入参数,蜡沉积速率作为目标参数,使用SPSS Modeler软件建立神经网络模型。最终应用模型计算可以得到各油井的清蜡周期,针对蜡堵严重油井进行提前预判,采取相应清防蜡技术,降低结蜡对油田开发的不利影响,提高油井生产时率,这对油田的稳产具有重要的意义。     

水平管气液两相流清管瞬态过程试验研究

利用内径为80mm,全长为350m的室外大型多相流试验环道进行了气液两相流的清管通球试验,介绍了清管试验环道装置和流程以及多相流数据采集系统,测得了通球时的集液量、清管时间、清管球运行速度变化规律,计算得到了清管时的平均持液率,分析了各流动参数和沿线各点的压力、压差变化规律。     

辽河油田稠油集输技术现状及发展方向

辽河油田所产的稠油品种繁多,物性较差,相对集输处理的难度较大.通过分析辽河油田稠油的特点,总结出了单管加热、掺稀油降粘、平台拉油集中处理、裂化降粘采集输一体化、超稠油乳化降粘等适合辽河油田稠油特点的地面集输工艺和几种稠油脱水工艺流程.指出应在提高集输系统的密闭率、提高稠油的脱水温度等5个方面进行科技攻关,保持稠油集输与处理技术的国际领先地位.     

铁大输油管道低输量问题的分析

铁大输油管道近年来输量不断下降，已经出现了低输量问题，通过对该管道低输量问题的界定进行讨论，指出铁大输油管道在低输量条件下存在加热能力不足，管道运行压力不稳，费用上升等问题，提出了加降凝剂进行热处理输送，适当降低规程中的大庆原油最低井站温度等改进措施，分析了管内结蜡对管道运行的影响，给出了管道清蜡的方法以及操作步骤，     

轮库输油管道通球试压

根据轮库输油管道建设的特殊施工条件,介绍了这条管道通球扫线及试压的方法和过程,对试压爆管的原因进行了分析,指出钢管的制造质量必须进一步提高,直焊缝的冲击韧性有待加强。同时认为,这次通球试压、抢修施工的组织工作比较完善,为使管道在预定日期投产起到了重要作用。     

昌吉油田冷采稠油回掺热水降黏集输工艺

昌吉油田所辖区块油藏具有原油黏度高,储层中低渗的特点,采取管网远距离集输工艺,存在井口高回压甚至凝管等问题,而采取井口单罐生产收油车倒油至集中处理站的集输方式,存在收油车卸油困难、单罐电伴热能耗高、收倒油运费高、巡检管理不便、影响原油连续生产等问题。为此,采用回掺热水降黏集输工艺,使昌吉油田实现了稠油的管网集输,吨油运行成本降低46％。探讨了该工艺在实际运行过程中暴露的问题,提出了停加降黏剂、在各回掺水配水站增加燃气水浴炉、使用伴生气代替CNG作为相变加热炉燃料等解决方法,取得了显著的经济效益和社会效益。（图8,表1,参11）     

仪长原油管道清管实践

仪长原油管道自2006年5月全线投产直至2012年9月从未进行过清管作业,为了从根本上改善管道的运行状况,先后进行两次清管作业。首次清管采用YY—RGQ型软体清管器,以降低清管风险,保证管道安全运行;第二次清管采用站场自配的安装有跟踪设备的YY—JDQ型清管器。阐述了清管作业过程,包括收发球操作和清管技术要求。清管结果表明：首次清管杂质较多,有加热炉运行的管段,结蜡量相对较少;第二次清管清除的蜡和杂质虽然明显少于首次清管,但蜡沉积已经对管道的经济运行产生了影响,说明清管周期不合理。为此建议：易结蜡管段采用加热输送工艺,使输油温度高于析蜡点;确定最佳清管周期,制定合理的清管计划。（图1,表1,参6）     

电磁法改善易凝高粘原油流动性的实验

利用含蜡原油中悬浮蜡晶颗粒与连续相间介电常数和磁导率的差异,通过精确控制外加电场或磁场的强度和频率,对原油进行处理.该方法可以有效降低原油粘度,达到不加热、不加剂而改善原油流动性的目的.利用Temple大学研发的电磁法原油降粘室内实验装置,针对国内大庆、长庆两种易凝高粘原油开展了实验研究,结果表明：在能耗极低的情况下,该装置可有效降低原油的粘度,特别是低温粘度,为探索原油微观结构和采用电磁法改善原油流动性的研究和应用进行了有益的尝试.（图10,参8）     

高含硫天然气集输管网的技术经济研究

针对高酸性气田集输过程中存在的腐蚀、水合物堵塞等问题，从集气站站场选址、集气管网的设置形式、干湿气的输送工艺、紧急截断阀室的设置及清管等方面，分析了集输系统的工艺要点及防止水合物形成的措施，提出了一套切实可行的集输工艺方案与防腐技术，可为气田的开发与安全生产提供参考。     

油田掺水集油系统的高频防垢

对于大庆油田生产的高含蜡、高粘度、高凝固点的石蜡基原油，采用双管掺水集油。为解决掺水造成的水质污染与结垢，从８０年代开始采用化学投药进行阻垢，虽阻垢效率达９０％以上，但因费用高、在９０℃热水中有降解作用、腐蚀管道、污染环境、加药工艺复杂，且只能防垢不能清垢，所以也不是理想的方法。基于以上原因，提出一种新的高频防垢技术，其防垢机理是当掺水介质进入高频电场后，与高频电磁波发生极化作用和空化作用，极化作     

可变径管道检测器皮碗结构设计及密封性能

可变径油气管道检测器是一种可以同时对一个发、收球站间距内的不同口径管道进行在役检测的管道检测设备,其优点是通过能力强、适用范围广、经济性好。通过对实现变径检测的可变径皮碗的结构设计及密封性能进行研究,提出一套适用于油气介质的40~48 in(1 in=25.4 mm)可变径皮碗结构。利用有限元仿真分析、可变径管道检测器牵拉、气体密封驱动测试方法,验证了可变径皮碗结构方案的合理性和可行性。通过现场工业应用,证明可变径皮碗结构设计及密封性能均满足设计指标和现场应用要求。打破了国外长期对可变径清管与检测技术的垄断,为中国自主研发可变径清管及检测装备早日实现系列化工业现场应用奠定了坚实的技术基础。