摘要：新北油田的开发历程已达30多年,采出液的综合含水率为88%。为淘汰落后产能,新北油田进行了综合调整改造。论述了新北油田对不加热集输工艺技术进行研究,确定了适合新北油田的不加热集输技术的边界条件及各种因素,并应用于新北油田整体改造工程中,优化站外整体布局,达到了优化简化、节能降耗的目的,为其他油田不加热集输工艺的应用提供了参考。

摘要：吉林油田在集输方面,不加热集输技术已在红岗油田和扶余油田成功应用,通过室内实验和现场试验,确定了不加热集输技术边界条件和技术关键点,并在全油田进行推广应用,实现集输系统优化简化,节约了管材,缩短了施工周期,减少了天然气和电能的消耗,实现节能降耗,经济效益显著、社会效益良好。

摘要：通过对长6和长8油藏脱气原油、溶气原油的物性及流变性进行实验研究,分别从压力条件下原油溶气稀释效应、含蜡原油热处理效应、非牛顿含蜡原油的剪切历史效应等方面,对长庆油田原油不加热集输技术的流变学原理进行了系统的阐释,也为更好地指导长庆油田矿场集输系统的优化设计与经济、安全运行提供理论支持。

摘要：稠油的密度大、粘度高、流动性差,输送困难。对稀释法、乳化降粘法、加剂降粘法、超声波法、改质降粘法、低粘液环法等稠油不加热集输技术的机理及应用条件进行了分析,探讨制约不加热输送技术发展的难题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。

摘要：随着不断深入开发,油田集油管线内产液的流变性逐渐转变为高含水期“水包油”为主的流态,因而管道内的流动条件得以改善。通过前期开展的季节性停掺冷输试验证实,高含水期集输进站温度可以接近凝固点甚至低于凝固点。因此提出利用临界粘壁温度作为采油井不加热集输边界条件,并利用轮式动态模拟分析仪测试单井临界粘壁温度,指导采油井平稳集输,应用后实现措施节气219.6×10^(4)m^(3),节电73.4×10^(4)kWh。

摘要：高含水原油的集输温度可以低于原油凝点,为实现集输过程的节能降耗和优化运行,不加热集输工艺受到了广泛的关注,但随之而来的凝油粘壁问题成为制约该工艺大规模应用的关键因素。为了在保证安全的前提下最大限度地降低集油温度,明确高含水原油粘壁特性具有十分重要的工程意义。采用自主设计的带压模拟罐装置在国内某油田现场开展了高含水原油1 MPa条件下的粘壁实验。根据实验所得的粘壁温度,指导现场进行单井降温集油试验,取得了井口加热炉温度下降30℃的效果;根据现场生产数据,计算集油管道沿线粘壁速率分布,结果表明在粘壁温度下,粘壁速率会出现突增,验证了模拟罐粘壁实验结果的准确性。

摘要：前大油田地面建设始于20世纪90年代中期,在15年的油气生产中,地面系统在不断的建设和完善,但一直没有进行整体规划和改造,导致前大油田地面系统存在着集输系统能力偏大,三管伴热集油流程工艺落后、能耗高,设备和管线腐蚀结垢严重,污水处理系统能力不足等问题。2010年,前大油田根据现场实际情况进行整体规划和改造,积极采用新技术、新设备、新工艺,取消1座接转站,改造2座接转站,抽稀5座计量间,原地改造27座计量间,将站外258口油井由三管伴热流程改造为不加热集输流程,并对站内注水系统进行扩建改造。整体改造工程总投资为8 222万元,改造完成后,年创效益1 372万元。

摘要：介绍了红岗油田老区通过采用"抽稀"中间站场、全面实施不加热集输、油气密闭集输和处理、自动量油技术、建设数字化油田、实施标准化设计等一系列优化简化及标准化地面工程技术,降低了工程投资,减少了运行费用,保证了油田安全生产,使红岗油田从低效、高能耗、多隐患的老油田改造成为高效、低能耗、安全型的油田,确保了高含水油田的有效开发和高效运行。在优化简化、节能降耗、自动化控制和管理等方面取得了良好的经济效益和社会效益,对高含水老油田地面工程调整改造具有积极的指导和推动作用。

摘要：不加热集输是油田高含水开发期经常采用的一种能耗较低的工艺流程。为了提高油田开发建设的经济效益,以管线管径、保温层厚度和管顶埋深为设计变量,管网建设投资、动力能耗和热力能耗最小为目标研究建立了不加热埋地集输油管道多目标参数优化设计的数学模型。该模型属于混合变量的非线性优化设计问题。根据模型的结构特点,采用线性加权法将多目标优化问题转化为单目标优化问题,然后采用序列二次规划法进行求解。对某区块集输管网进行了优化设计。与优化前相比,管网投资降低5.64%,热力能耗降低39.55%,动力能耗增加37.01%。