摘要：随着长庆油田二次加快发展,机遇与挑战并存,油田规划设计人员创新意识不断增强。在油田规划设计发展现状和特点的基础上,把握工作室制的基本内涵,开展依托“工作室制”构建的油田规划设计专业人才培养模式,完成“工作室制”职业化培养的创新初探。

摘要：埋地输油管道的弹性敷设可以分为平面弹性敷设和纵向弹性敷设。采用平面弹性敷设的管段应该满足管道的强度条件和管道曲率半径不小于1000D的条件。采用纵向弹性敷设的管段除了满足平面弹性敷设的条件外还应满足管道的变形条件。本文对输油埋地管道弹性敷设的公式进行了推导,利用公式对弹性敷设临界值进行了求解。利用本文的公式与规范、文献、手册中关于曲率半径的计算进行了对比,对比结果可以满足埋地管道的工程设计需求。

摘要：长庆油田马惠原油管道输送来自不同采油厂和管线的4个油品混合油。为解决马惠原油管道加热、加剂输送工艺问题,开展了降凝剂类型、加剂浓度和最优加剂温度等油样对比实验。通过实验,对马惠管道采用的降凝剂类型、降凝剂添加浓度和最优加剂输送温度等内容进行筛选和确定。根据实验结果,结合输油工艺论证,确定了马惠原油管道采用丙类降凝剂、添加浓度20mg/kg、加热至55℃的输送条件,研究内容为后续马惠原油管道工程输油工艺设计、工艺设备选型和生产运行提供了丰富的基础实验数据和理论依据。

摘要：混油是油品顺序输送的必然产物,而混油量计算在成品油管道设计中尤为重要,目前尚无用于变径管路混油量计算的成熟方法。成品油长距离输送管道大多采用变径管路,油品流速在变径的连接处呈阶跃式变化,使得混油量的计算十分复杂,采用等径管路的混油量计算经验公式来计算变径管路的混油量,其适用性明显不足。通过对顺序输送混油特性和水力特性以及列宾宗公式和Austin-Palfrey经验公式进行简要分析,提出了采用当量管径进行顺序输送变径管路混油量的计算方法,同时结合国内某成品油管道运行实例进行了验证,拓宽了Austin-Palfrey经验公式的应用范围,提高了变径管路混油量计算结果的相对准确率,对成品油管道设计以及生产运行过程中混油量的预判均具有参考价值。

摘要：CO_(2)驱油技术的推广,给油气两相高效分离带来了新的挑战。基于中国石油大学(华东)开发的新型气液旋流单管装置,设计出一种高效的油气分离装置,并使用数值模拟的方法,基于RNG k-ε模型和欧拉双流体模型,研究不同进口流量对气液分离性能的影响。结果表明,在复杂工况下,新型气液旋流器除液最高效率为90.93%,脱气效率最高为95.33%。随着进口流量的增加,气出口的液相质量流量小幅增加。在不同工况下,液相出口的脱气效果较好,脱气效率在94%~95%之间波动,液相的体积分数均在99.99%以上,表明液出口几乎没有气相排出。通过分析可知,入口流量对于气出口夹液现象影响较大,而对液出口的脱气效率影响较小。

摘要：针对页岩油初期放喷阶段高液量导致地面系统配套难度大、单井气油比高导致区域集输难度大、自然能量开发导致采出水回注难度大等难点,地面系统结合页岩油全生命周期开发方式,提出了平台—联合站一级布站、水资源综合利用、全装置橇装化、全流程智能化管控四大技术对策,构建了新型劳动组织管理架构,经济效益大幅提高,单位用工成本大幅下降,成功打造了页岩油开发地面建设示范区。

摘要：全钢质管道强度高,输油输气过程中的工艺计算方法成熟。RTP管道具有耐酸性好、使用寿命长、保温性优良等优点,已在油气运输工程中开始应用,但是,目前缺乏针对RTP管道的水力摩阻计算方法,严重影响RTP管道工艺设计准确性。为此,以波拉修斯(Blasius)公式和达西(Darcy)公式为基础,建模过程增加流体与RTP管道内壁滑移边界的影响,采用模型求解摩擦力,并通过实验完善理论建模中缺乏的内壁滑移速度线性关系式。实验显示,在水力光滑区,相对于波拉修斯公式和达西公式,使用滑移速度摩阻计算方法可以进一步增加RTP管道中摩阻计算的准确性。根据实验及模型,在RTP管道设计过程中可以考虑对内表面进行特殊处理,增强其疏水疏油性,从工艺设计上降低管输过程中的水力摩阻。

摘要：本文以油田接转注水站为研究对象,通过分析场站工艺流程及设备布局,识别站场主要危险源,采取仿真模拟的方法,模拟计算主要危险源发生不同事故时,在不同灾害模式下的损伤及影响范围,并提出了安全预防对策及措施,为站场的设计及运行提供安全保障。

摘要：输油管道停输再启动是一项复杂的工程问题,为确保长庆油田某页岩油管道的运行安全,需对管道停输再启动开展研究。根据该页岩油管道的基础数据和所输页岩油的油品物性,利用SPS仿真软件对冬春季和夏秋季正常输送时管道的出站压力和进站油温进行计算分析,并对不同停输时间下管道的再启动过程进行模拟。研究发现:将管道进站油温高于原油凝点3℃时的停输时间确定为安全停输时间,在最高输量和最低输量条件下,管道冬春季的安全停输时间分别为28 h和3.5 h,推荐管道停输后再启动压力分别为6 MPa和3 MPa;针对最低输量下管道安全停输时间较短的情况,推荐在停输前加降凝剂处理,以延长管道安全停输时间;夏秋季安全停输时间均大于100 h,推荐管道停输后再启动压力为5.5 MPa和1.5 MPa。该研究结果为管道的稳态运行和停输再启动操作提供了参考。

摘要：长庆油田横跨陕甘宁三省,站场多处于黄土高塬地区,沟壑纵横、梁峁交错,油田站多、线长,生产管理十分困难,各类站场运行管控安全风险点多。长7页岩油采用小井场大平台、立体式水平井、体积压裂准自然能量开发+补充能量的开发方式,地面系统建设结合页岩油全生命周期开发方式,针对大井组、高液量、高气油比的特点,通过持续技术创新、管理创新,以减员增效为目的,创建了“平台+中心站”的页岩油地面智能化管控技术,搭建智能井、智能平台和中心站智能化管控系统,形成了自动操控、无人值守、有人应急的运行模式,构建了新型劳动组织管理架构,使百万吨产量用工人数下降,单位用工成本大幅下降。