一、稀油安全高效处理工艺技术与配套设备研究（论文文献综述）
张建华[1]（2020）在《原油密闭处理工艺技术分析及研究》文中提出目前全国各个油田在原油生产过程中普遍存在稀油的密闭处理问题,文章对稀油原有处理密闭处理工艺进行了分析研究。针对目前稀油处理过程中存在的问题,从端点加药、原油加热,电脱水器处理X、原油稳定、微负压塔等方面对稀油原油密闭处理工艺进行优化分析,给出了合适的方案,提高了稀油原油处理效率,达到了体质增效的目的,对于稀油原油处理行业的相关技术提升具有重要的借鉴意义。
卢洪源[2]（2020）在《辽河油田地面工程技术进展及发展方向》文中进行了进一步梳理辽河油田已开发近50年,地质构造复杂,油品性质多样,地面工程系统交织。该油田原油产量历经上升、递减和稳产过程,地面原油处理系统负荷已不足40%,且地面系统运行多年老化严重。自2017年开始,中油辽河工程有限公司在辽河油田公司的支持下,开展地面生产系统大调查工作,通过全面的调查摸排,系统分析了辽河油田地面工程工艺技术现状,认真梳理近年来地面工程系统在油气集输、油气处理、污水处理、开发方式转换、储气库等方面取得的新进展、创新优化以及推广应用情况,针对地面工程系统面对的投资形势严峻、环保压力骤增、技术亟待升级等各方面压力和挑战,提出了今后一段时期辽河油田地面工程技术在开发方式转换、地面节能降耗、油田减排达标、低成本物联网等方面的攻关和发展方向,以实现油气田地面系统低成本高效开发。
姚春雪[3]（2020）在《稠油集输系统能耗和油品损耗评价技术研究》文中研究表明在油价低迷的形势下,辽河油田从事关企业生存发展的大局出发,深化开源节流、降本增效工作,简化工艺流程,推广节能降耗技术。该油田高升采油厂稠油集输系统存在着油品损耗量大、系统效率低、能耗高等影响油田生产运行经济效益进一步提高的关键技术问题。因此,开展集输系统能耗损耗评价技术研究,找出在现行工艺流程中存在的能耗高的生产运行问题,进而提出具体的调整改造措施,对于提高油田生产运行经济效益具有重要意义。根据高升采油厂采油作业一区集输系统工艺流程和生产运行现状,将集输系统分为集输站场（计量站、转油站、联合站）、集输管线（集油管线、掺稀油管线）两大集输环节。综合采用能量分析方法和?分析方法,建立了集输系统各环节能量平衡模型及评价指标。针对集输工艺流程,将原油损耗分为井口罐呼吸损耗、转油站储油罐呼吸损耗、联合站储油罐和卸油台呼吸损耗、联合站污水带油损耗,建立了集输系统油品损耗评价方法及评价指标。利用Visual Studio Ultimate 2013软件开发平台,采用C#语言开发了“辽河油田高升采油厂集输系统能耗和油品损耗评价软件”。该软件能够针对稠油集输系统工艺流程,进行集输系统的能耗评价和油品损耗评价,以此判断系统运行的合理性,对运行不合理环节进行节能改造,并对改造调整后的集输系统进行节能潜力预测。对高升采油厂作业一区集输系统能耗和油品损耗进行了测试,并利用所开发的软件对测试结果进行分析与评价,归纳出该集输系统能耗规律和油品损耗规律。针对用能存在的薄弱环节,提出了相应的节能技改方案,包括提高系统各环节的热能利用率,包括改善集输管线保温状况、提高加热炉和机泵效率等措施。针对油品损耗,给出了减少原油损耗的技术措施。预测结果表明,改造后集输系统单位液量集输综合能耗下降10.80%、集输系统单位原油集输综合能耗下降10.93%;改造后系统年预计节气814088m3、年预计节电318547k W?h。
李波[4]（2019）在《深层稠油井井筒处理工艺技术研究》文中指出某油田主力区块由于原油性质为稠油、超稠油加之油藏埋藏深度较深,因此主要采用掺稀降粘举升工艺来实现稠油油藏的高效开发。本文结合油田修井作业实际,在分析现有处理井筒工艺技术短板基础上就提升作业效率开展了现有处理井筒工艺技术优化攻关,并结合超深、超稠油的特殊井况开展了实际井应用,应用效果良好。
王杨[5]（2018）在《基于含水稠油粘度特性分析的井筒举升工艺优化》文中进行了进一步梳理现河采油厂稠油油藏以超稠油、特超稠油类型为主,温度敏感性较强,由于稠油井不同生产阶段含水率与温度变化较大,原油粘度变化也较大,从而影响了抽油机生产载荷,高粘度原油加大了抽油机负荷,增加了能耗。因此,分析影响稠油井筒举升问题,必须结合稠油的不同组分、不同含水率、不同温度条件下的油水混合液粘度进行动态分析。本论文主要选取了现河地区不同区块、不同粘度区间的稠油井,开展不同温度、不同含水条件下的稠油乳化粘度测定实验,通过对稠油极性四组分含量的灰熵关联度分析,以及电镜扫描观察等方法,明确了影响稠油粘度的内、外因及变化规律,利用数学方法,推导出稠油反相乳化拐点公式。结合现场油井实际井况,以及其他稠油辅助热采技术,确定不同稠油井筒举升过程控制粘度的温度、含水边界条件,制定了不同乳化稠油的井筒举升技术图版。目前井筒电加热降粘工艺是解决稠油开采举升难题的主导工艺。近年来,随着部分特、超稠油区块的开发,井筒电加热配套井数逐年攀升,耗电量日益增加,运行成本居高不下。利用井筒举升技术图版,可对现河不同单元稠油电加热的运行方式优化,在满足现场井筒举升的同时,找寻其他可适配的井筒降粘工艺进行替代,实现了从源头控制电加热配套井数,共计减少电加热配套73井次,井次占比38.45%,年均节约用电量876×104 k W?h,经济效益显着。
杜晓雪[6]（2018）在《水平井分段完井分段注汽技术研究》文中认为对于稠油水平井来说,注蒸汽开采是主体开采工艺之一。目前水平井多采用筛管完井,在注汽时选择笼统方式注汽,受油层非均质性及周围注采井影响,蒸汽局部突进,易造成水平井段储量动用不均,且限制了后续工艺措施的实施,不能对水平井实施分段注汽、分段堵水和封窜等工艺。针对这一问题,开展了水平井分段完井分段注汽技术研究。通过对国内外该项技术的研究现状进行调研分析,结合辽河油田稠油热采的生产特点,设计了水平井分段完井分段注汽的工艺管柱。该技术的主要设计思路是,在完井过程中下入高温套管外封隔器和套管热力扶正器,根据油井的钻井数据、地质数据等相关资料,选择合适的分隔位置,利用高温套管外封隔器对水平井段进行分段,套管热力扶正器可以保证整个管柱居中,提高密封的可靠性。在下入注汽管柱时采用蒸汽伞对水平井段的油套环空进行分隔,并下入油管扶正器使管柱尽可能居中,保证蒸汽伞的密封效果。在各段中选择合适位置放置分段注汽阀,并根据测试数据合理分配各段注汽量。在研究过程中,对管柱的主要配套工具,包括高温套管外封隔器、套管热力扶正器、蒸汽伞、油管扶正器和分段注汽阀进行了结构设计,通过理论计算和大量的室内试验,不断改进工具结构,使其技术参数能够满足现场需求。此外,还研发了配套的蒸汽注入分析软件,可以根据注汽工况及参数,进行配汽量设计和配汽孔径计算。截至目前,该技术在辽河油田共实施164井次,累计增油10.08×104t。现场应用表明,该管柱机械性能良好、安全可靠、效果显着,有效地解决了水平井段动用不均的问题,具有良好的应用前景和经济效益。
于晓聪[7]（2018）在《稠油火驱点火热动力学特征及二次启动机理研究》文中研究说明尽管目前能源市场一直在波动,石油的需求度继续攀升,具有巨大储量的非常规能源稠油逐渐成为焦点。由于我国稠油开采的主要方式蒸汽吞吐开发已接近经济极限,在众多采油转化开发方式中,火驱以其独特的增能降粘作用成为极具潜力的稠油转换开发方式。稠油火驱的关键在于油层点火的成败,而油层点火的成败取决于原油的着火温度和储层的顺畅泄油。对于已实施蒸汽吞吐的稠油油藏,虽然地层温度有所上升,但近井地带的储层含水率很高、剩余原油重组分很多,而且经过多轮次的蒸汽吞吐,储层多孔介质非均质性更加严重,油藏能否实现快速高温点火就显得极其重要。我国稠油火驱现场试验相比国外起步较晚,适用于储层条件下的高温点火基础理论和应用研究存在着诸多空白与不足,缺乏相关理论与配套技术研究的积累,因此有必要开展相关研究。本文首先对稠油油藏火驱区块开发过程中存在的问题进行评价,明确研究过程中需要解决的生产问题,同时,对储层多孔介质特征和多孔介质内流体的特征进行分析,提出储层多孔介质热-流-固耦合效应对二次启动过程带来的难题。为明确低温氧化对稠油高温点火的影响因素及影响程度,提高稠油低温氧化的反应速率,系统开展了稠油低温氧化热动力学特征实验研究。研究结果表明,在190℃-240℃范围内,稠油低温氧化过程中极易出现非烃沉积,当实验温度超过260℃时,原油着火;在实验研究的基础上,利用正交试验方差分析方法确定了稠油低温氧化放热速率影响因素的顺序:蒙脱石>空气油比>30%含水饱和度>温度。根据原油着火过程中储层因素和操作参数的影响,进一步考察了稠油着火过程的热动力学特征。为此,研发了高温高压自燃点测试装置,可监测到稠油着火过程的热动力学参数。应用该实验装置,考察了不同温度馏分、不同加热温度、空气油比、粘土和含水饱和度对稠油着火过程的影响。结果表明,原油组分中的低温度馏分对缩短着火时间、降低着火温度起关键作用;外界因素中,粘土是降低自燃温度的主控因素,加热温度是缩短点火时间的主控因素,空气油比是提高点火燃烧效果的主控因素。基于稠油低温氧化和着火过程热动力学特征研究的基础上,结合储层多孔介质与流体的热-流-固耦合效应对点火二次启动的影响,系统研究了稠油油藏点火二次启动的机理。根据不同馏分着火过程热动力学参数以及其从低温氧化到高温氧化过程的热动力学特征建立了原油着火温度模型,通过灰色关联理论建立了非均质性多孔介质储层的吸气模型,结合储层流体的分布确定了点火位置,揭示了稠油油藏点火机理。根据不同馏分的毛管力模型、二次启动过程中储层多孔介质堵塞原因及重组分的流度分析,提出了提高稠油油藏二次启动的泄油措施,为稠油油藏点火的二次启动提供了理论基础。依据研究成果,优化了稠油油藏高温点火工艺。利用预注空气和低温氧化,使点火的燃料和氧气充分接触,同时降低了近井储层的含水饱和度,提供了近井储层原油与空气混合的空间,建立了注采井的连通通道;根据二次启动机理,设计了点火位置、加热温度和加热时间,使油藏快速达到了高温燃烧状态。现场实施高温点火工艺后,在预注空气阶段,油层温度最高提高28.7℃,水体向生产井推进,高温点火后,CO2含量为12%15%,H/C比为13,燃烧状态达到了高温氧化燃烧,生产井产液量是点火前1.52倍。
邓兰[8]（2018）在《稠油掺稀井高效混合技术研究》文中研究表明稠油油藏作为新世纪开发的重要能源之一,其高效开采技术一直是石油行业探索的难点。我国塔河油田稠油油藏因其超深、超稠、温度高、压力高、黏度高、矿化度高、硫化氢含量高等特点已然成为世界级的开采难题,其稠油开采技术仍在不断革新中。目前塔河油田稠油油井的主要开采模式是采取环空掺稀降黏技术,结合抽稠泵进行稠油举升。但却面临着井口出液异常（段塞状出油）、抽油杆断脱严重、稀油资源严重短缺等难题。为了稳定稠油生产,亟需查明井下稀、稠油混合效果差的根本原因,研究出切实有效的高效混合技术。本文针对上述问题,结合以塔河油田为主的稠油掺稀井的应用现状,建立了联合抽油泵关键结构及环空掺稀管柱的掺稀模型。利用Solidworks软件建立了三维模型,提出了一种基于压力边界、结合动网格和UDF技术以实现抽油泵抽汲运动与流场计算域联立求解的瞬态数值模拟方法,应用CFD软件Fluent对常见的光管环空掺稀工艺、安装有SK型静态混合器的环空掺稀工艺、以及安装有自动旋转动态混合器的环空掺稀工艺进行了相应的数值模拟,得到了不同工艺下的稀、稠油混合效果,通过对比研究发现:（1）模型反映了光管环空掺稀井下稀、稠油的混合结果,揭示了井口出油异常的原因:在稀油持续注入与抽油泵的抽汲作用下,稀-稠油动液面随时变化,而井下稀、稠油又共用一个油管入口,导致稀、稠油无规律地先后流入油管,引起油管内流体混合不均,形成一段较稀、一段较稠的段塞流。（2）对安装有不同叶片数量的SK型静态混合器的环空掺稀工艺进行对比模拟,结果显示出安装SK型静态混合器并不能阻止油管内形成段塞流;在一定范围内,SK型叶片数量越多,越有助于稠油流入油管,但管内压强与速度下降值也会越大;对比文中三种加有SK型叶片的模型,安装中等叶片数量（12片）的混合器降黏效果相对最好。（3）采用6DOF模型对安装有不同叶片倾角的自动旋转动态混合器的环空掺稀工艺进行数值模拟。模拟结果发现,安装自动旋转混合器会加速混合过程,但也会极大地促进稀油流入油管,从而导致稀油被直接泵出油井造成稀油资源的浪费;在自动旋转混合器的旋转作用下,油管由层流状态向紊流状态发展,油管内流体流动呈脉动状态;30°叶片倾角的叶轮引起的紊流相对最为严重,45°叶片倾角的叶轮引起的紊流相对最平稳。（4）基于以上研究认识,本文提出了一种掺稀改进思路,设计出一种新型掺稀工艺（定量掺稀工艺）与装置。通过Fluent模拟验证表明,在抽油泵下部油管上安装定量掺稀阀,实现每冲稀、稠油流入油管流量的定量控制,可以消除现有掺稀工艺出现的段塞流情况,稳定油管内稀、稠混合比,节省稀油资源,大幅度提高稠油掺稀开采效果。
王艳艳[9]（2018）在《新疆某油田1号联合站节能降耗工艺研究》文中认为1号联合站是新疆油田采油二厂东油区最大的稀油处理站。该处理站采用两段式热沉降脱水工艺,目前无原油稳定装置,因此存在蒸发损耗量大、污染环境等问题。为了降低集输能耗、满足环保要求,本文对1号联合站进行了节能降耗工艺研究。首先对原油组分进行了全烃色谱分析实验,其次对集输系统的蒸发损耗量进行了室外实验,最后对脱水系统进行了破乳剂评价实验和电脱水实验。实验表明:脱水系统中一段沉降罐呼吸损耗量最大,是进行密闭的关键环节;原油轻组分含量高,满足原油稳定的条件;因此提出了脱水工艺的密闭改造方案和原油稳定工艺方案。脱水系统密闭改造方案中,分析了改造前后的运行费用和能耗,对设备进行了优化选型;原油稳定工艺设计方案中,通过HYSYS软件研究了进塔温度、进塔压力等因素对原油稳定深度的影响,确定了基本的运行参数,对设备进行了选型计算,根据经济模型确定了最优方案。结果表明:脱水工艺密闭改造后,运行费用减少169万元/年,单位油气处理能耗降低17.5%;负压闪蒸稳定工艺操作简单,投资较低,净收益可达2865万元/年;工艺改造后,动态投资回收期为4-5年,内部收益率为32%,方案经济可行。1号联合站经过工艺改造,解决了集输系统蒸发损耗量大、不环保的问题,为新疆油田公司综合利用油气资源、提高经济效益、节能降耗提供了理论依据。
朱闪[10]（2018）在《稠油掺稀气举工艺技术研究》文中提出我国稠油资源丰富,但绝大部分稠油油藏开采难度较大,成本较高,严重制约了其开采步伐。本文在大量国内外文献调研的基础上,从井筒流动机理出发,以稠油井为研究对象,建立了井筒压力温度耦合模型,为了初步观察稠油与稀油的混合过程,验证井筒压降模型的准确性,开展了稠油掺稀气举模拟实验。实验中搭建了高5.7m的实验管柱,套管直径为80mm,油管直径为30mm,套管底部和顶部分别安装了压力传感器,油管的顶部安装了压力传感器。然后将实验中测得的数据,与计算的数据进行对比,验证模型的准确性,以现场实际井为例,进行敏感性分析及工艺参数优选。本文的主要工作如下:（1）以稠油井为研究对象,将井筒分为三段,环空中的流体压降计算采用Mukherjee&Brill模型来计算,油管中的压降分两段进行计算,掺稀点以下按照常规井计算,掺稀点以上由于注入了稀油与气体,改变了稠油的粘度与气液比,本文在对井筒上升流模型进行优选的基础上,找出了适合的压降计算模型,建立了稠油掺稀气举井筒压力温度耦合模型,并对模型进行了求解。（2）以Visual Basic 6..0编程语言作为编程工具,基于Hagedorn-Brown压力计算和Hasan-Kabir温度计算方法以及环空Mukherjee&Brill压力计算方法,编制稠油掺稀气举井筒压力温度耦合计算程序,实现对稠油掺稀气举井井筒压力温度的预测。（3）搭建稠油掺稀气举模拟实验架,实验架总高5.7m,实验中套管直径为80mm,油管直径为30mm,实验中先给定一个液量,然后改变气量,待气量和液量稳定后,记录实验数据,观察实验现象,将测得的实验数据与程序计算的数据进行对比,说明压降模型的可靠性。（4）利用所编程序分析了掺稀量对井筒温度以及压力的影响、注气量对井筒温度及压力的影响、定产量条件下掺稀量与注气量的关系、稠油产量与注气量的关系、稠油产量与掺稀量的关系等,并以塔河的一口井为例,在综合分析各种因素情况下,优选出了该口井的最佳掺稀量与注气量,并得到了在该掺稀量与注气量条件下的井筒压力与温度分布情况。（5）现场实例应用分析,为了验证掺稀气举工艺在稠油井的可行性以及对稠油生产的影响,开展了现场试验,地层原油在常温下几乎呈固体状态,并且在实施实验之前,该口井己采用掺稀生产。现场分别进行了两次试验:第一次是试验的对象是新疆塔河油田的YQX井,试验中将稀油与氮气同时从环空注入;第二次的试验对象是TK677井,试验中将稀油与天然气从环空注入。分析所得到的试验数据,说明掺稀气举的可行性及效果。本文将理论研究、室内实验及现场试验相结合,研究了掺稀气举工艺,为稠油的开采提供了指导。
二、稀油安全高效处理工艺技术与配套设备研究（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、稀油安全高效处理工艺技术与配套设备研究（论文提纲范文）
（1）原油密闭处理工艺技术分析及研究（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 稀油原油处理端点加药技术分析 |
| 2 稀油原油处理原油加热技术分析 |
| 3 稀油原油电脱水器处理技术分析 |
| 4 稀油原油稳定处理与微负压塔技术分析 |
| 5 结语 |
（2）辽河油田地面工程技术进展及发展方向（论文提纲范文）
| 1 辽河油田地面工程现状 |
| 2 主要技术进展 |
| 2.1 油气集输 |
| 2.1.1 并转简化技术 |
| 2.1.2 单井冷输技术 |
| 2.1.3 小环集油（掺液、注水）技术 |
| 2.1.4 单井加热炉提效技术 |
| 2.1.5 就地脱水回掺技术 |
| 2.2 油气处理 |
| 2.2.1 原油不加热预脱水技术 |
| 2.2.2 高频聚结脱水技术 |
| 2.2.3 稠油密闭脱水技术 |
| 2.2.4 油水管式分离技术 |
| 2.2.5 伴生气处理技术 |
| 2.2.6 轻烃回收技术 |
| 2.2.7 原油供氢热裂化改质技术（HTDC) |
| 2.3 污水处理 |
| 2.3.1 稠油污水深度处理技术 |
| 2.3.2 稠油污水深度处理除硅工艺优化技术 |
| 2.3.3 稠油污水深度处理达标外排技术 |
| 2.3.4 不加药污水处理技术 |
| 2.4 开发方式转换的地面配套技术 |
| 2.4.1 SAGD地面配套 |
| 2.4.2 火驱地面配套 |
| 2.4.3 化学驱地面配套 |
| 2.5 储气库技术 |
| 3 面临的形势和挑战 |
| 3.1 地面工艺现状复杂 |
| 3.2 地面投资形势严峻 |
| 3.3 环保压力逐年递增 |
| 3.4 地面工艺技术体系需进一步升级和完善 |
| 4 技术发展方向 |
| 4.1 持续推进开发方式转换技术 |
| 4.2 加快推广地面节能降耗技术 |
| 4.3 坚持推动油田减排达标技术 |
| 4.4 稳步推行低成本物联网技术 |
| 5 结论 |
（3）稠油集输系统能耗和油品损耗评价技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 油气集输系统能耗评价研究现状 |
| 1.3 油气集输系统原油损耗研究现状 |
| 1.4 本文主要研究内容 |
| 第二章 集输系统能耗和油品损耗评价技术研究 |
| 2.1 油气集输工艺 |
| 2.2 集输系统能耗评价方法 |
| 2.2.1 能量系统平衡方法 |
| 2.2.2 集输站场能耗评价分析指标 |
| 2.2.3 集输管线能耗评价分析指标 |
| 2.2.4 地面集输系统能耗评价分析指标 |
| 2.2.5 集输耗能设备评价分析指标 |
| 2.3 集输系统油品损耗评价方法 |
| 2.3.1 原油损耗说明 |
| 2.3.2 原油集输过程中的油气损耗 |
| 2.3.3 原油损耗计算方法 |
| 第三章 高升采油厂集输系统能耗损耗评价平台开发 |
| 3.1 软件开发环境 |
| 3.2 软件基本情况介绍 |
| 3.3 数据结构介绍 |
| 3.4 软件功能模块 |
| 3.4.1 项目管理模块 |
| 3.4.2 基础数据管理模块 |
| 3.4.3 能耗评价分析模块 |
| 3.4.4 节能预测分析模块 |
| 3.4.5 油气损耗分析模块 |
| 3.4.6 全局参数维护模块 |
| 3.4.7 结果输出模块 |
| 第四章 高升采油厂集输系统能耗测算与节能分析 |
| 4.1 加热炉能耗测算与节能分析 |
| 4.1.1 加热炉能耗测试计算结果 |
| 4.1.2 加热炉能耗测试计算结果评价 |
| 4.1.3 加热炉能耗测试计算结果分析 |
| 4.1.4 加热炉改造建议 |
| 4.2 机泵能耗测算与节能分析 |
| 4.2.1 机泵能耗测试计算结果 |
| 4.2.2 机泵能耗测试计算结果评价 |
| 4.2.3 机泵能耗测试计算结果分析 |
| 4.2.4 机泵改造建议 |
| 4.3 集输站场能耗测算与节能改造预测 |
| 4.3.1 计量站能耗测算与节能改造预测 |
| 4.3.2 转油站能耗测算与节能改造预测 |
| 4.3.3 联合站能耗测算与节能改造预测 |
| 4.4 集输管线能耗测算与节能分析 |
| 4.4.1 集油管线能耗测试计算结果 |
| 4.4.2 掺稀油管线能耗测试计算结果 |
| 4.4.3 集输管线能耗测试计算结果分析 |
| 4.5 集输系统能耗分析与节能改造预测 |
| 4.5.1 集输系统能损分布规律 |
| 4.5.2 集输系统节能改造预测 |
| 第五章 高升采油厂集输系统原油损耗测试结果分析与评价 |
| 5.1 原油损耗测试 |
| 5.2 原油损耗测试结果 |
| 5.3 原油损耗测试结果分析 |
| 5.3.1 井口损耗分析 |
| 5.3.2 转油站损耗分析 |
| 5.3.3 联合站损耗分析 |
| 5.3.4 集输系统损耗分析 |
| 5.4 减少原油损耗技术措施 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）深层稠油井井筒处理工艺技术研究（论文提纲范文）
| 前言 |
| 1 稠油堵塞井筒引发的问题 |
| 2 稠油处理井筒工艺技术 |
| 2.1 稠油堵塞井筒的原因分析 |
| 3 稠油上返井筒处理工艺技术 |
| 3.1 掺稀处理井筒稠油工艺的优化（分段处理稠油） |
| 3.2 稀油+泥浆循环解堵工艺（针对油管管脚以下堵塞的井） |
| 3.3 过油管打塞处理稠油凝管工艺 |
| 3.4 处理井筒工具的优化 |
| 3.5 稠油地面回收配套技术 |
| 4 井筒处理工艺应用效果评价 |
| 4.1 X井（转电潜泵）掺稀处理井筒稠油 |
| 4.2 分段处理井筒稠油工艺在Y井打捞过程中取得的效果 |
| 4.3 过油管打塞工艺在Z井大修的成功运用 |
| 4.4 技术应用过程中注意事项 |
| 5 结束语 |
（5）基于含水稠油粘度特性分析的井筒举升工艺优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油粘度的影响因素 |
| 1.2.2 稠油乳化的影响因素 |
| 1.2.3 稠油油藏举升常用辅助工艺 |
| 1.3 研究目标与方案 |
| 1.3.1 技术目标 |
| 1.3.2 研究内容和技术关键 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第二章 稠油乳化能力测定与分析 |
| 2.1 稠油基本性质 |
| 2.1.1 稠油基本性质测定 |
| 2.1.2 稠油四组分测定 |
| 2.2 稠油乳化能力测定 |
| 2.2.1 不同含水率条件下乳化油制备 |
| 2.2.2 稠油反相乳化拐点的测定 |
| 2.2.3 稠油反相乳化拐点含水率与粘度关系 |
| 2.2.4 稠油乳化粘度增长指数测定 |
| 2.2.5 稠油乳化粘度与温度变化关系 |
| 2.2.6 降粘剂对乳状液反相点的影响 |
| 2.3 稠油乳化微观形态 |
| 2.3.1 稠油乳化反相拐点时乳化微观形态 |
| 2.3.2 不同含水条件下稠油乳化微观形态 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 井筒举升粘度边界条件的确定 |
| 3.1 拐点温度的确定 |
| 3.2 温度与含水边界的确定 |
| 3.3 不同乳化稠油的井筒举升技术图版 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 现场应用与优化 |
| 4.1 现场电加热配套情况统计 |
| 4.2 现场电加热降粘辅助工艺优化指导 |
| 4.2.1 分生产阶段优化电加热启停时机 |
| 4.2.2 分区块压减电加热配套井数 |
| 4.2.3 闭式热循环技术替代优化 |
| 4.2.4 电加热优化效果分析 |
| 4.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（6）水平井分段完井分段注汽技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外水平井分段完井技术研究现状 |
| 1.2.2 国内水平井分段完井技术研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 水平井应用情况分析 |
| 2.1 水平井技术的发展 |
| 2.2 水平井开发的主体技术 |
| 2.3 辽河油田水平井应用情况 |
| 2.3.1 辽河油田水平井应用历程 |
| 2.3.2 辽河油田水平井开发现状 |
| 2.3.3 辽河油田水平井的技术优势及存在问题 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 水平井分段完井分段注汽技术 |
| 3.1 技术原理 |
| 3.2 管柱结构设计 |
| 3.3 高温套管外封隔器 |
| 3.3.1 结构参数 |
| 3.3.2 设计计算 |
| 3.3.3 室内试验 |
| 3.3.4 试验结论 |
| 3.4 套管热力扶正器 |
| 3.4.1 结构参数 |
| 3.4.2 室内试验 |
| 3.4.3 整体式卡瓦设计 |
| 3.5 蒸汽伞 |
| 3.5.1 结构参数 |
| 3.5.2 室内试验 |
| 3.5.3 试验结论 |
| 3.6 油管扶正器 |
| 3.6.1 结构参数 |
| 3.6.2 设计计算 |
| 3.6.3 室内试验 |
| 3.6.4 试验结论 |
| 3.7 分段注汽阀 |
| 3.8 本章小结 |
| 第4章 配套软件系统设计 |
| 4.1 软件运行环境 |
| 4.1.1 硬件环境 |
| 4.1.2 软件环境 |
| 4.1.3 安装与运行 |
| 4.2 软件构成与功能 |
| 4.3 软件主要计算模块及流程 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 现场试验与效果分析 |
| 5.1 典型井例分析 |
| 5.1.1 新海27-H16井 |
| 5.1.2 杜84-兴H3221井 |
| 5.2 效益分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（7）稠油火驱点火热动力学特征及二次启动机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 原油的分类 |
| 1.2.2 原油的LTO反应和HTO反应 |
| 1.2.3 原油氧化反应研究现状 |
| 1.2.4 点火方式研究现状 |
| 1.2.5 储层多孔介质热-流-固耦合效应研究现状 |
| 1.3 论文组织结构及章节安排 |
| 1.3.1 论文组织结构 |
| 1.3.2 论文章节安排 |
| 2 生产问题及储层多孔介质和流体特征分析 |
| 2.1 火驱区块开发历程、现状及生产问题 |
| 2.2 储层多孔介质特征分析 |
| 2.2.1 储层多孔介质的沉积特征 |
| 2.2.2 储层多孔介质的非均质性 |
| 2.2.3 储层多孔介质的岩性特征 |
| 2.3 储层多孔介质内流体特征分析 |
| 2.4 储层热-流-固耦合效应对二次启动的影响 |
| 2.5 小结 |
| 3 稠油低温氧化热动力学特征实验研究 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 实验材料 |
| 3.1.2 实验装置与方法 |
| 3.1.3 计算方法 |
| 3.1.4 实验参数 |
| 3.2 结果与讨论 |
| 3.2.1 温度与空气油比对稠油LTO的影响 |
| 3.2.2 粘土类型及含量对稠油LTO的影响 |
| 3.2.3 含水饱和度对稠油LTO的影响 |
| 3.2.4 LTO影响的关键因素评价 |
| 3.3 小结 |
| 4 稠油着火热动力学特征实验研究 |
| 4.1 高温高压原油自燃点测试装置研制 |
| 4.1.1 装置研制背景 |
| 4.1.2 装置系统组成 |
| 4.1.3 实验测试方法 |
| 4.2 稠油着火影响因素实验 |
| 4.2.1 实验材料与实验方法 |
| 4.2.2 原油组分对稠油着火的影响 |
| 4.2.3 加热温度对稠油着火的影响 |
| 4.2.4 空气油比对稠油着火的影响 |
| 4.2.5 粘土矿物对稠油着火的影响 |
| 4.2.6 含水饱和度对稠油着火的影响 |
| 4.2.7 稠油着火外界主控因素评价 |
| 4.3 小结 |
| 5 稠油油藏点火二次启动机理研究 |
| 5.1 稠油油藏二次启动过程中着火机理研究 |
| 5.1.1 不同馏分反应动力学研究 |
| 5.1.2 着火温度与馏分关系研究 |
| 5.1.3 着火组分与最佳着火位置研究 |
| 5.2 稠油油藏二次启动过程中泄油机理研究 |
| 5.2.1 二次启动过程中储层毛管力研究 |
| 5.2.2 二次启动过程中的储层堵塞 |
| 5.2.3 提高二次启动泄油效果研究 |
| 5.3 小结 |
| 6 稠油油藏点火工艺优化设计与实施 |
| 6.1 高温点火系统组成及工艺原理 |
| 6.1.1 系统组成 |
| 6.1.2 工艺原理 |
| 6.2 工艺优化 |
| 6.2.1 反应物的接触 |
| 6.2.2 点火位置的确定 |
| 6.2.3 点火温度的确定 |
| 6.2.4 点火时间的确定 |
| 6.3 现场应用 |
| 6.4 小结 |
| 7 总结与展望 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 今后工作建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间发表学术论文和专利情况 |
| 攻读博士期间获得奖励、参与科研项目及生产实施项目 |
（8）稠油掺稀井高效混合技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外掺稀降黏工艺发展现状 |
| 1.2.1 掺稀降黏原理 |
| 1.2.2 掺稀方式概述 |
| 1.2.3 稠油掺稀井下混合器的发展现状 |
| 1.3 本文研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.3.3 研究技术路线 |
| 1.4 本文的主要成果与创新点 |
| 第2章 塔河油田稠油掺稀井开采现状分析 |
| 2.1 塔河油田稠油掺稀降黏工艺 |
| 2.1.1 塔河油田稠油性质 |
| 2.1.2 70/32型侧向进油大排量抽稠泵 |
| 2.1.3 井下混合器 |
| 2.2 塔河油田稠油掺稀井现场应用 |
| 2.2.1 井口出油异常 |
| 2.2.2 抽油杆断脱严重 |
| 2.2.3 稀油缺口大 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 光管环空掺稀降黏数值模拟 |
| 3.1 几何模型与网格划分 |
| 3.1.1 几何模型 |
| 3.1.2 网格划分 |
| 3.2 数学模型与边界条件 |
| 3.2.1 数学模型 |
| 3.2.2 物性参数及边界条件 |
| 3.2.3 动网格及UDF编程 |
| 3.3 模拟结果与分析 |
| 3.3.1 Laminar及Realizable k-ε模型流场结果分析 |
| 3.3.2 Laminar及Realizable k-ε模型典型位置结果分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 装有SK型静态混合器掺稀降黏数值模拟 |
| 4.1 几何模型与网格划分 |
| 4.1.1 几何模型 |
| 4.1.2 网格划分 |
| 4.2 数学模型与边界条件 |
| 4.3 模拟结果与分析 |
| 4.3.1 加有SK型叶片模型流场结果分析 |
| 4.3.2 加有SK型叶片模型典型位置结果分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 装有动态混合器的掺稀降黏数值模拟 |
| 5.1 几何模型与网格划分 |
| 5.1.1 几何模型 |
| 5.1.2 网格划分 |
| 5.2 数学模型与边界条件 |
| 5.3 模拟结果与分析 |
| 5.3.1 加有动态混合器模型流场结果分析 |
| 5.3.2 加有动态混合器模型典型位置结果分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 定量掺稀工艺与装置研究 |
| 6.1 定量掺稀工艺与装置设计 |
| 6.1.1 设计思路 |
| 6.1.2 掺稀新工艺关键装置—定量掺稀阀 |
| 6.2 定量掺稀工艺数值模拟 |
| 6.2.1 几何模型 |
| 6.2.2 网格划分 |
| 6.2.3 数学模型及边界条件 |
| 6.2.4 模拟结果与分析 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（9）新疆某油田1号联合站节能降耗工艺研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题来源、研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 联合站的工艺流程发展现状 |
| 1.2.2 联合站的优化运行研究 |
| 1.3 研究方案 |
| 第2章 1号联合站地面工程现状 |
| 2.1 基础资料 |
| 2.1.1 气相资料 |
| 2.1.2 资源预测 |
| 2.1.3 流体物性 |
| 2.2 原油稳定可行性研究 |
| 2.2.1 蒸发损耗量计算 |
| 2.2.2 实验法测蒸发损耗量 |
| 2.2.3 油品组分测定 |
| 2.3 原油脱水实验 |
| 2.3.1 实验测定条件 |
| 2.3.2 破乳剂评价实验 |
| 2.3.3 电化学脱水实验 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 原油脱水工艺密闭改造方案 |
| 3.1 1号联合站脱水工艺流程 |
| 3.1.1 两段式原油脱水系统 |
| 3.1.2 原油脱水工艺流程分析 |
| 3.2 联合站密闭改造工艺措施 |
| 3.2.1 密闭工艺改造方案 |
| 3.2.2 主要设备选型 |
| 3.2.3 主要工程量 |
| 3.3 健康、安全与环保 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 原油稳定工艺设计方案 |
| 4.1 方案一:负压闪蒸稳定工艺 |
| 4.1.1 工艺流程 |
| 4.1.2 模拟条件 |
| 4.1.3 影响因素分析 |
| 4.1.4 主要设备选型 |
| 4.1.5 主要工程量 |
| 4.2 方案二:加热闪蒸稳定工艺 |
| 4.2.1 工艺流程 |
| 4.2.2 模拟条件 |
| 4.2.3 影响因素分析 |
| 4.2.4 主要设备选型 |
| 4.2.5 主要工程量 |
| 4.3 最优经济方案的确定 |
| 4.3.1 经济模型 |
| 4.3.2 负压闪蒸最优经济方案 |
| 4.3.3 加热闪蒸最优经济方案 |
| 4.3.4 确定最终经济方案 |
| 4.4 方案的经济评价 |
| 4.5 健康、安全与环保 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 结论和建议 |
| 5.1 主要结论 |
| 5.2 建议 |
| 参考文献 |
| 附录 A 实验油品全烃色谱分析表 |
| 附录 B 原油脱水实验数据表 |
| 附录 C 1号联合站平面布置图 |
| 致谢 |
（10）稠油掺稀气举工艺技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 井筒温度场研究概况 |
| 1.2.2 稠油掺稀工艺研究概况 |
| 1.2.3 稠油气举工艺研究现状 |
| 1.2.4 井筒压降计算研究概况 |
| 1.3 主要工作及技术路线 |
| 1.3.1 主要工作 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 掺稀气举模拟实验 |
| 2.1 实验的目的及内容 |
| 2.2 实验装置及主要配套措施 |
| 2.2.1 实验供给装置 |
| 2.2.2 实验流动管路装置 |
| 2.2.3 实验测试与监测系统 |
| 2.3 实验条件 |
| 2.4 实验步骤 |
| 2.5 实验现象及数据 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 掺稀气举井井筒流动规律 |
| 3.1 井筒传热理论 |
| 3.1.1 地层温度分布理论模型 |
| 3.1.2 油井井筒传热模型 |
| 3.1.3 总传热系数的计算 |
| 3.1.4 松弛长度的计算 |
| 3.2 掺稀气举井井筒温度模型 |
| 3.3 掺稀降粘机理 |
| 3.4 掺稀粘度计算 |
| 3.5 油管压力梯度计算模型 |
| 3.6 环空压力梯度计算 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 掺稀气举程序设计及模型评价 |
| 4.1 程序数据输入界面 |
| 4.2 掺稀气举工艺界面 |
| 4.3 计算结果界面 |
| 4.4 低压下井筒压力计算模型评价 |
| 4.5 高压下油管压力计算模型优选 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 掺稀气举工艺 |
| 5.1 掺稀敏感性分析 |
| 5.2 掺稀气举敏感性分析 |
| 5.3 工艺参数设计 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 现场实验分析 |
| 6.1 注氮气实验 |
| 6.1.1 YQX井基础数据 |
| 6.1.2 注入油气选择及要求 |
| 6.1.3 实验的目的及原理 |
| 6.1.4 注气掺稀气举施工工序 |
| 6.1.5 工艺参数设计 |
| 6.1.6 实验结果 |
| 6.2 注天然气掺稀实验 |
| 6.2.1 实验目的 |
| 6.2.2 注天然气掺稀气举的基本原理 |
| 6.2.3 实验设计思路 |
| 6.2.4 地面工程设计依据 |
| 6.2.5 实验结果 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表的学术成果 |
四、稀油安全高效处理工艺技术与配套设备研究（论文参考文献）
- [1]原油密闭处理工艺技术分析及研究[J]. 张建华. 化工管理, 2020(35)
- [2]辽河油田地面工程技术进展及发展方向[J]. 卢洪源. 油气田地面工程, 2020(08)
- [3]稠油集输系统能耗和油品损耗评价技术研究[D]. 姚春雪. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]深层稠油井井筒处理工艺技术研究[J]. 李波. 化学工程与装备, 2019(12)
- [5]基于含水稠油粘度特性分析的井筒举升工艺优化[D]. 王杨. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [6]水平井分段完井分段注汽技术研究[D]. 杜晓雪. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [7]稠油火驱点火热动力学特征及二次启动机理研究[D]. 于晓聪. 西北工业大学, 2018(02)
- [8]稠油掺稀井高效混合技术研究[D]. 邓兰. 西南石油大学, 2018(02)
- [9]新疆某油田1号联合站节能降耗工艺研究[D]. 王艳艳. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [10]稠油掺稀气举工艺技术研究[D]. 朱闪. 西南石油大学, 2018(07)