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高含水含蜡原油常温集输粘壁速率模型研究
1
作者 李庆 刘洪飞 王坤 《石油石化节能与计量》 2026年第1期36-41,共6页
针对高含水含蜡原油集输系统能耗高以及在常温集输过程中存在的粘壁问题,系统分析了粘壁行为发生的机理、规律及其对集输管道运行的影响,明确了其在指导集输温度控制及节能降耗中的重要作用,并开展了粘壁速率的实验研究、模型构建与节... 针对高含水含蜡原油集输系统能耗高以及在常温集输过程中存在的粘壁问题,系统分析了粘壁行为发生的机理、规律及其对集输管道运行的影响,明确了其在指导集输温度控制及节能降耗中的重要作用,并开展了粘壁速率的实验研究、模型构建与节能降耗试验评估。研究采用压力搅拌罐法、现场实验装置测试法及实验环道实验法,分析了原油物性、含水率、胶凝原油屈服应力和管流剪切率等因素对粘壁速率的影响,建立了粘壁速率预测模型,经验证与实验数据吻合良好,相对误差在10%以内。试验发现7口油井通过降低掺水量实施常温集输,回油温度在井口回压平均增加0.6 MPa的区间内最高降幅可达15℃,可实现年内统计节气38×10~4m3,节能490 tce,为高含水油田实现节能降耗、安全集输提供了理论依据和技术支撑。 展开更多
关键词 高含水 含蜡原油 集输系统 常温集输 粘壁速率 屈服应力 剪切率
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集中结垢装置沉降场颗粒运动规律及工况适应性分析
2
作者 张志顺 张先勇 +1 位作者 张恒瑞 曾福 《凿岩机械气动工具》 2026年第2期76-78,共3页
针对集中结垢装置沉降场,基于颗粒动力学理论推导了沉降条件判别式,明确了关键几何参数的确定依据;采用计算流体动力学(computational fl uid dynamics,CFD)-离散相模型(discrete phase model,DPM)数值模拟方法,对比分析了不同截面形状... 针对集中结垢装置沉降场,基于颗粒动力学理论推导了沉降条件判别式,明确了关键几何参数的确定依据;采用计算流体动力学(computational fl uid dynamics,CFD)-离散相模型(discrete phase model,DPM)数值模拟方法,对比分析了不同截面形状的流道对颗粒沉降效率的影响,揭示了截面形状的优化方向;运用响应面分析方法,构建了以沉降效率为响应,包括粒径、流速、黏度与密度等因素的定量预测模型,明确了各因素的影响程度排序,并通过模型简化得到了工程适用的预测公式,其预测结果与模拟值吻合良好。研究结果表明,优选流道截面形状并匹配合理的操作参数,可有效提高沉降场分离效率,为现场装置结构优化与运行参数调整提供了参考。 展开更多
关键词 集中结垢装置 沉降场 颗粒运动 沉降效率
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原油稳定装置原油脱水技术改造
3
作者 周靖 徐广森 《化学工程师》 2026年第1期80-85,共6页
随着油田的持续开采,原油高含水问题日趋常态化,原油稳定装置设计适应的原油含水量不超过0.3%,但随着开采油质的高含水情况愈发严重,导致采油厂电脱水器频繁故障,直接影响原稳装置运行平稳性和油烃产量。针对这一问题,提出原油稳定装置... 随着油田的持续开采,原油高含水问题日趋常态化,原油稳定装置设计适应的原油含水量不超过0.3%,但随着开采油质的高含水情况愈发严重,导致采油厂电脱水器频繁故障,直接影响原稳装置运行平稳性和油烃产量。针对这一问题,提出原油稳定装置原油脱水技术改造方案,首先在某大型原稳装置开展试验,通过调整原油缓冲罐内部结构和新建排污管线优化缓冲罐结构;对市面上6种储罐切水原理进行分析比较后选定适合装置现状的液柱谐振原理,增设液柱谐振管道式脱水器,提升脱水质量。该技术降低了缓冲罐出口原油含水量,大大提升了原稳装置对高含水工况适应阈值。该技术的应用,使原稳装置在高含水时含水率降低约0.7%,同时高含水情况下油烃产量增加1.9t·h^(-1),年提升油烃产量3385t。为原稳装置应对高含水工况、降低高含水风险提供技术参考。 展开更多
关键词 原油脱水 管道式脱水器 液柱谐振
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大庆外围油田低含水原油单管低温集输节能优化
4
作者 修丽群 《石油石化节能与计量》 2026年第2期37-42,49,共7页
大庆外围油田采出液含水率范围一般为20%~60%,处于大庆原油反相点之前,与大庆老区高含水油田不同,外围油田采出液表观黏度随含水率升高而增大,多年来一直未确定一种投资低、运行能耗低且适应性强的集油工艺。因此,需要开展低含水原油集... 大庆外围油田采出液含水率范围一般为20%~60%,处于大庆原油反相点之前,与大庆老区高含水油田不同,外围油田采出液表观黏度随含水率升高而增大,多年来一直未确定一种投资低、运行能耗低且适应性强的集油工艺。因此,需要开展低含水原油集输工艺的适应性研究,将采出液室内环道实验与现场试验相结合,确定低含水含气原油单管常温集输界限。结合塔21-4区块8号平台的实际情况制定最佳集输方案:该平台需采取井口采出液加热到凝固点和管线维温的集输工艺;根据平台情况优化其运行参数,平台管线维温需控制在25~30℃,井口加热到的温度需控制在36~42℃,此时井口回压保持在0.4~0.8 MPa,进站温度保持在33~35℃,可满足油井正常生产需求。使用该最佳运行参数年节省耗电量8×10^(4)kWh、年节省投资5.6万元。该优化方案可有效指导高寒地区低含水油井单管低温集输运行与管理,达到节能降耗的目的。 展开更多
关键词 外围油田 低含水原油 单管低温集输 流速 含水率 压降梯度
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基于技术界限图版的油田集输脱水系统运行策略优化
5
作者 陈伯良 《石油工程建设》 2026年第1期40-45,共6页
油田进入中高含水期后,由于采出液性质复杂导致脱水系统运行效率下降,亟需运行策略优化。运用数值模拟、室内试验和现场数据分析相结合的方法,建立两段式脱水工艺的多参数耦合技术界限图版,确定游离水脱除段和乳化水分离段的最优运行区... 油田进入中高含水期后,由于采出液性质复杂导致脱水系统运行效率下降,亟需运行策略优化。运用数值模拟、室内试验和现场数据分析相结合的方法,建立两段式脱水工艺的多参数耦合技术界限图版,确定游离水脱除段和乳化水分离段的最优运行区域。构建了涵盖含水率、处理量、停留时间、电场强度等关键参数的技术界限图版,确定了游离水脱除段最优运行参数组合为含水率70%~75%、处理量4500~5000 m^(3)/d、停留时间40 min,乳化水分离段最优参数组合为方波脉冲电场2.0 kV/cm、频率3 kHz、停留时间20 min。优化应用技术界限图版后,系统处理成本降低15%,能耗减少20%,脱水效率提升至80%以上。优化方法可为油田脱水系统智能化运行提供科学依据。 展开更多
关键词 技术界限图版 脱水系统 运行优化 聚合物驱 电场分离
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基于现场实测的电伴热系统能效水平与节能潜力评价
6
作者 高盼 《石油石化节能与计量》 2026年第2期61-68,共8页
为评估电伴热系统在油田集输管道中的能效水平与工程适应性,开展了基于现场工况的恒功率与自限温电伴热系统运行性能实测研究。系统分析了该系统在不同环境温度与加热目标条件下的升温响应特性、热稳定性、电能消耗与节能表现,并与传统... 为评估电伴热系统在油田集输管道中的能效水平与工程适应性,开展了基于现场工况的恒功率与自限温电伴热系统运行性能实测研究。系统分析了该系统在不同环境温度与加热目标条件下的升温响应特性、热稳定性、电能消耗与节能表现,并与传统蒸汽伴热系统进行了对比评价。采用多点实时测温与能耗监测,计算了能效比、单位能耗与热损失等关键指标。结果表明,自限温电伴热系统在加热初期具备良好的响应速度,1 h内温升可达25.1℃,稳态运行阶段温度波动控制在±0.4℃以内。典型工况下系统能效比稳定在2.34~2.57,等效能耗相比蒸汽伴热系统降低约25%。在环境温度为5~15℃、加热目标为40~50℃、管道长度为10~30 m的多种工况组合下,节能率维持在15%~30%,展现出良好的适应性与节能弹性。研究明确了两类电伴热的互补性:自限温更适合短距离、复杂结构和安全敏感工况,恒功率更适合长距离、高温及高负荷工况。 展开更多
关键词 油田集输管道 自限温电伴热 恒功率电伴热 热稳定性 能效比
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集输站场热泵余热回收工艺分析
7
作者 刘蓉蓉 《石油石化节能与计量》 2026年第2期56-60,共5页
针对油田集输站场低品位余热回收中传统热泵制热温度不足问题,在分析对比压缩式热泵与吸收式水源热泵基础上,提出二者耦合的余热回收工艺。通过HYSYS软件模拟,以某联合站45℃采出水为热源,分析该工艺的参数敏感性及经济性,结果表明:耦... 针对油田集输站场低品位余热回收中传统热泵制热温度不足问题,在分析对比压缩式热泵与吸收式水源热泵基础上,提出二者耦合的余热回收工艺。通过HYSYS软件模拟,以某联合站45℃采出水为热源,分析该工艺的参数敏感性及经济性,结果表明:耦合工艺通过能量梯级利用,可制取120℃高温热水,突破了单一热泵的温度限制;其能效比(COP)受采出水温度、冷凝温度、吸收温度及蒸发温度影响,在优化工况下可达3.89;经核算,耦合工艺年净收益72.1万元,投资回收期1.67年,年节约自耗气136.5×10^(4)m^(3)。该工艺为集输站场低碳化改造提供了高效可行的技术方案。 展开更多
关键词 集输站场 热泵 余热回收 耦合工艺 能效比
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基于油气集输工艺流程的优化策略路径探讨
8
作者 王永彪 《石化技术》 2026年第1期456-458,共3页
在油田生产中,油气集输是实现油、气、水汇集、分离与运输,获得高质量石油与天然气的关键环节,其工艺流程的高效运行对油气生产具有价值,但随着近年来,油田的大规模持续开采,导致传统油气集输工艺流程存在的各类问题日渐凸显,极大的影... 在油田生产中,油气集输是实现油、气、水汇集、分离与运输,获得高质量石油与天然气的关键环节,其工艺流程的高效运行对油气生产具有价值,但随着近年来,油田的大规模持续开采,导致传统油气集输工艺流程存在的各类问题日渐凸显,极大的影响了生产的效率与安全性。对此,本文主要针对基于油气集输工艺流程的优化策略路径展开研究,概述了油气集输工艺的内涵,并以具体油气运输工程为例,探究了油气生产中集输工艺流程存在的问题,最后提出了具有针对性的优化策略路径,以期为促进油气集输质量与效率提供参考。 展开更多
关键词 油气集输 工艺流程 问题 优化策略与路径
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LNG接收站卸料臂排液与吹扫流程优化探究
9
作者 赵治周 寿洁枫 《化工管理》 2026年第1期110-112,共3页
LNG船舶接卸是接收站生产运营中最重要的环节之一。由于其特殊性,靠离泊、进出港航行的条件和时间均受到严格的控制,接收站需在有关部门规定的时间内完成卸料作业。在LNG船舶卸料结束后,需对卸料臂进行注氮,实施排液吹扫程序。在实际情... LNG船舶接卸是接收站生产运营中最重要的环节之一。由于其特殊性,靠离泊、进出港航行的条件和时间均受到严格的控制,接收站需在有关部门规定的时间内完成卸料作业。在LNG船舶卸料结束后,需对卸料臂进行注氮,实施排液吹扫程序。在实际情况中,会存在氮气供应量不足、设计不完善、排液吹扫操作程序不合理等问题,影响作业进度。针对上述问题,优化卸料臂排液吹扫流程及程序,可有效缩短卸料作业时间,在LNG船舶卸料窗口期较短的情况下,可保证LNG船舶在规定时间内完成并具备离泊条件。 展开更多
关键词 LNG接收站 卸料臂 排液吹扫 优化操作
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泡排井地面集气管流特性模拟实验 被引量：1
10
作者 孙杰 崔淑云 +4 位作者 冯永振 张家伟 邓家岳 阎晓雨 KARIMOV Rinat M 《西安石油大学学报(自然科学版)》 北大核心 2025年第1期79-89,共11页
泡排采气工艺因经济高效、施工便捷等优势在国内外各大气田应用广泛,在众多排水采气工艺中扮演主力军角色。为准确揭示泡排井集气管流流型、压降规律及泡沫稳定性,设计加工了一套泡排井集气管流特性模拟实验装置,以含聚合物的气井地层... 泡排采气工艺因经济高效、施工便捷等优势在国内外各大气田应用广泛,在众多排水采气工艺中扮演主力军角色。为准确揭示泡排井集气管流流型、压降规律及泡沫稳定性,设计加工了一套泡排井集气管流特性模拟实验装置,以含聚合物的气井地层水为介质对其进行可靠性验证。实验选用UT-5D型起泡剂,在气液比0.55~137.42范围内,测试分析起泡剂浓度、起始温度、管径等7个因素影响下的气-液-泡沫多相管流流型、阻力特性及泡沫稳定性。基于相关性和多元回归分析方法,揭示了泡沫高度、压力梯度与各因素的内在关系。结果表明:随气液比增加,管内依次出现液-泡沫分层流、气-泡沫段塞流、气-泡沫波动流、气-泡沫分层流4种流型;气液比、起泡剂浓度和管长对压力梯度和泡沫高度影响显著,其余因素影响均较小,不同因素影响泡沫高度和压降的显著性强弱分别为气液比>起泡剂浓度>管长>温度>弯管>聚合物>管壁粗糙度>管径、气液比>起泡剂浓度>管长>管径>管壁粗糙度>温度>弯管>聚合物;泡沫高度、压力梯度与气液比均表现为强负相关,上述研究可为泡排采气工艺参数优化提供指导。 展开更多
关键词 泡排采气 多相流动 流型 阻力特性 泡沫稳定性
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基于实验和模拟分析的集输管道节能降耗输送研究 被引量：1
11
作者 秦佳伟 《石油石化节能与计量》 2025年第1期11-15,共5页
为解决高含水地面集输系统管输能耗高、运行成本大的问题,将室内实验与模拟分析相结合,通过带压模拟罐在室内完成典型区块含水原油粘壁速率和粘壁质量的测定,并通过现场降温实验验证粘壁温度准确性,随后针对集输管道的运行工况进行稳态... 为解决高含水地面集输系统管输能耗高、运行成本大的问题,将室内实验与模拟分析相结合,通过带压模拟罐在室内完成典型区块含水原油粘壁速率和粘壁质量的测定,并通过现场降温实验验证粘壁温度准确性,随后针对集输管道的运行工况进行稳态数值模拟,分析出站温度变化对沿程温度、压力的影响,在确定管道不超压的条件下,完成常温输送的方案制定和实施。结果表明,粘壁质量发生突变对应的粘壁温度为28℃,该温度与原油析蜡高峰温度吻合;模拟结果显示,关停加热炉后,干线压力上升至1.26 MPa,但未超过最大允许外输压力;实施常温输送后,动力费用小幅增加,热力费用降为0元/h,总运行费用从320.63元/h降低至98.82元/h,预计全年可节约运行费用159.7万元。 展开更多
关键词 集输管道 粘壁温度 稳态模拟 动力费用 热力费用
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煤层气田微正压集输系统安全效率运行技术研究
12
作者 孟凡华 刘斌 +4 位作者 张博 郭冰燕 屈丽彬 王子辉 仝世伟 《油气田地面工程》 2025年第6期30-36,共7页
沁水盆地煤层气田采用井口余压(地层能量)输送的低压、低产、低成本集输模式运行,系统微正压运行逐渐成为常态。机组长期偏离设计工况运行,进气压力趋于微正压,系统运行风险加大,压缩机组运行效率低、站场负荷率低。针对集输系统安全与... 沁水盆地煤层气田采用井口余压(地层能量)输送的低压、低产、低成本集输模式运行,系统微正压运行逐渐成为常态。机组长期偏离设计工况运行,进气压力趋于微正压,系统运行风险加大,压缩机组运行效率低、站场负荷率低。针对集输系统安全与效率问题,以控制进气压力底线、提高运行效率为目标,利用压缩机机组机体工艺压力损耗计算模型,确定螺杆压缩机的最小进气压力值为0.005 MPa,往复式压缩机的最小进气压力值为0.013 MPa,并结合PIPEPHASE软件建立集气站压前损失计算模型,明确了不同站场进气压力安全界值;通过统计分析集气站运行数据,明确了压缩机压比、负荷率、不同机组类型和能耗的关系。综合安全限值、输送负荷、低效区间关键参数,形成了机组运行安全底线和站场效率运行指导建议,以某集气站为例,按照安全效率指导建议运行214天,平均单耗降幅10.6%,该站场辖区集输系统效率提升16.8%。安全效率指导建议的建立,能够助力煤层气集输系统持久平稳、安全高效地运行。 展开更多
关键词 煤层气 微正压集输 系统安全 运行界值
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S油田单管冷输集油工艺应用实践
13
作者 王明信 常超 +2 位作者 王中专 祝愿 张凯 《油气田地面工程》 2025年第12期81-87,共7页
S油田油品属于含蜡高凝点原油,集油系统通常采用加热或双管掺水流程,是导致集输系统能耗占比较大、站外管道体量高的主要原因。为降低原油集输管道失效次数及改造投资,基于部分单井含水率高、介质流动性好的实际生产情况,以已建在运单... S油田油品属于含蜡高凝点原油,集油系统通常采用加热或双管掺水流程,是导致集输系统能耗占比较大、站外管道体量高的主要原因。为降低原油集输管道失效次数及改造投资,基于部分单井含水率高、介质流动性好的实际生产情况,以已建在运单管冷输井及进入聚驱后续水驱具备单管深埋条件油井为研究对象开展停掺冷输跟踪试验。试验结果表明:单管深埋冷输工艺在水驱区块及聚驱后续水驱区块整体应用效果较好,少数油井虽出现回压异常升高的情况,但主要是受产液量与管道规格不匹配、管道埋深不足等因素影响,通过及时采取管道冲洗、优化设计,可以保障油井正常生产。通过跟踪研究发现,在一定保障措施下可以满足油井集输需求,单管深埋冷输工艺可广泛应用于高含水阶段的水驱及后续水驱区块油井集输。该工艺在油田特高含水开发时期具备推广应用可行性,可为油田低常温集输工作提供技术支撑。 展开更多
关键词 油井集输 单管冷输 油井跟踪 回压异常 热洗
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徐深气田集输工艺智能化分析研究
14
作者 晁萌 侯喆 +1 位作者 傅广海 吕云庆 《油气田地面工程》 2025年第11期9-16,共8页
智能化分析技术在气田集输工艺的应用研究具有重要的意义。目前徐深气田已完成数字化的基础建设,满足生产过程中参数的采集和传输要求,关键节点实现远程控制和视频监控,生产数据能够实时上传和显示,但对生产数据的深化应用还需要加大挖... 智能化分析技术在气田集输工艺的应用研究具有重要的意义。目前徐深气田已完成数字化的基础建设,满足生产过程中参数的采集和传输要求,关键节点实现远程控制和视频监控,生产数据能够实时上传和显示,但对生产数据的深化应用还需要加大挖掘和利用。因此开展了水合物生成智能预测、管道工况诊断及工艺设备运行智能分析三类模型的智能化深入研究。利用生产过程中压力、气量和温度等基础数据的参数变化,通过应用专家数据库、分析压降趋势、优选并应用机器学习算法,实现气井水合物生成温度预测,计算易冻堵气井注醇量,对管道运行异常情况进行分析预警,预判泄漏和冻堵等异常工况,智能分析不同工况条件下工艺设备运行状态。实现工艺设备参数与生产的互联互通,能够推动集输工艺从经验驱动向数据驱动转变,构建“智能指挥、高效运维”的管理体系,推动气田智能化、自动化高质量发展。 展开更多
关键词 徐深气田 数字化建设 集输工艺 智能化
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复合隔热管天然气水合物生成预测及案例研究
15
作者 席文奎 郭忠原 +2 位作者 张子翰 程强强 赵斌 《石化技术》 2025年第2期150-152,共3页
针对气井在高压、低温条件下极易生成水合物堵塞井筒和采气管线等问题,构建一种井筒内温度压力耦合预测模型并开展案例研究。将天然气在井筒内和井口处的温度压力数据与天然气水合物相平衡曲线对比分析,预测天然气在“地层-井筒-井口”... 针对气井在高压、低温条件下极易生成水合物堵塞井筒和采气管线等问题,构建一种井筒内温度压力耦合预测模型并开展案例研究。将天然气在井筒内和井口处的温度压力数据与天然气水合物相平衡曲线对比分析,预测天然气在“地层-井筒-井口”的流动过程中天然气水合物生成情况;最后对大牛地气田X井进行案例分析,结果表明,在相同的工况(井底流压、气井流量)下采用隔热管技术,能够显著降低井口节流过程中天然气水合物生成的风险。 展开更多
关键词 复合隔热管 天然气水合物 案例研究
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油田站外集输系统工艺优化及实践
16
作者 李晓燕 《石油石化节能与计量》 2025年第12期77-82,共6页
针对油田站外集输系统工程投资高、运行能耗大的问题,通过PIPESIM软件建模,系统分析单管冷输工艺在不同产液量、含水率、集输半径及井口温度工况下的技术界限,对无法满足单管冷输条件的油井,提出单管辅助集输与双管掺水工艺的适配方案... 针对油田站外集输系统工程投资高、运行能耗大的问题,通过PIPESIM软件建模,系统分析单管冷输工艺在不同产液量、含水率、集输半径及井口温度工况下的技术界限,对无法满足单管冷输条件的油井,提出单管辅助集输与双管掺水工艺的适配方案。基于多工艺对比,重点开展太阳能光热技术与电磁加热器在不同含水率场景下的经济性评估,同时优化双管掺水工艺的掺水温度与掺水量配比。研究发现:在含水率小于或等于90%时,太阳能光热技术的总费用恒优于电磁加热器总费用,在含水率超过95%时,电磁加热器的总费用低于太阳能光热技术总费用;保持较高掺水温度的双管掺水工艺总费用整体低于保持较高掺水量工艺的总费用;在产液量较低、集输半径较长、井口温度较低的工况下,可优先采用双管掺水工艺;在产液量较高、集输半径较短、含水率较低的工况下,可优先采用太阳能光热技术。工程应用案例显示,原双管掺水工艺优化后每年可节约燃料气25×10^(4)m^(3),节约电6.25×10^(4)kWh,投资回收期仅1.27年,为油田集输系统节能降耗提供了技术路径。 展开更多
关键词 集输系统 电磁加热器 太阳能光热 双管掺水 经济性
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大庆外围某油田不加热集输技术探索与实践
17
作者 王茜 《石油石化节能与计量》 2025年第9期11-15,共5页
目前大庆外围某油田已进入高含水期,适合开展不加热集输以节能降耗。针对室内实验测得的临界粘壁温度无法直接用于指导现场生产的问题,制定合理的技术实施路线,将室内实验、软件模拟分析和现场验证试验相结合,首先通过室内实验测得含水... 目前大庆外围某油田已进入高含水期,适合开展不加热集输以节能降耗。针对室内实验测得的临界粘壁温度无法直接用于指导现场生产的问题,制定合理的技术实施路线,将室内实验、软件模拟分析和现场验证试验相结合,首先通过室内实验测得含水原油的粘壁特性,再经软件模拟制定不加热集输方案,最后在站间集油管道开展阶梯式降温试验,确定不加热集输边界条件。不加热集输方案实施后,累计节气43.2×10^(4)m^(3),电耗增加25.9×10^(4)kWh,实现经济效益49.3万元。 展开更多
关键词 集输管道 不加热集输 临界粘壁温度 降温试验
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油相组成及相态变化对含蜡油包水乳状液稳定性的影响 被引量：2
18
作者 刘真 李传宪 《科学技术与工程》 北大核心 2025年第4期1428-1437,共10页
在油田开发过程中,原油与水极易形成乳状液,增大了原油处理难度,而原油组成尤其是原油中石蜡的析出对乳状液稳定性的影响显著。从油相组成影响相态变化进而改变乳状液稳定性的独特角度出发,通过乳状液稳定性测试、油水界面特性测试、析... 在油田开发过程中,原油与水极易形成乳状液,增大了原油处理难度,而原油组成尤其是原油中石蜡的析出对乳状液稳定性的影响显著。从油相组成影响相态变化进而改变乳状液稳定性的独特角度出发,通过乳状液稳定性测试、油水界面特性测试、析蜡特性测试、沥青质分散稳定性测试、显微观察等方法开展系统研究。研究发现,随着油相中液体石蜡含量的增大,蜡晶的形貌从细小颗粒变为较大的团聚蜡晶,沥青质的分散稳定性也随之下降。测量温度显著影响乳状液稳定性:测量温度为30℃时,增大液体石蜡含量可以降低界面张力、提高扩张模量,这有助于液滴保持分散,在一定程度上提高乳状液的稳定性;测量温度为15℃时,增大液体石蜡含量促进结构更强的蜡晶网络形成,通过束缚水滴大幅提高乳状液稳定性。此外,研究还发现,在乳化水滴表面析出的蜡晶可形成一层蜡晶界面膜,从而进一步提高界面膜强度和乳状液稳定性。基于上述研究,首次提出油相组成对沥青质与石蜡协同稳定模拟原油乳状液的影响机理模型。 展开更多
关键词 油包水乳状液 油相组成 石蜡 油水界面 稳定性
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地下储气库注气压缩机除油器初分离腔与滤芯结构优化
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作者 王玲子 刘洋 +3 位作者 张超 贺家辉 冯健美 彭学院 《天然气工业》 北大核心 2025年第8期142-149,共8页
压缩机组是地下储气库(以下简称储气库)注气的关键设备之一,当前广泛采用往复式压缩机,在其运行过程中需注入润滑油进行冷却、润滑与密封。在储气库注气过程中为了去除随排气流出的润滑油,压缩机后端配置了除油器,但现有除油器除油性能... 压缩机组是地下储气库(以下简称储气库)注气的关键设备之一,当前广泛采用往复式压缩机,在其运行过程中需注入润滑油进行冷却、润滑与密封。在储气库注气过程中为了去除随排气流出的润滑油,压缩机后端配置了除油器,但现有除油器除油性能不佳,导致排气含油率仍较高,直接影响了注入气井的天然气纯度,造成井筒油污堵塞,严重影响采气设备的正常运行。为此,基于陕224储气库压缩机运行数据与除油器运行效果,分析了除油器底部初分离腔体及上部滤芯中的两相流动特性,提出了3种初分离腔体的结构优化方法以及一种新型滤芯结构与安装形式,最后明确了底部腔体入口处增加内凹弧形挡板以及新型滤芯有较好的优化效果。研究结果表明:①除油器底部的初分离腔体筒体直径过小,且气流场分布不合理,腔体的初级分离效率低;②滤芯立式放置且长度过长,导致滤芯高度方向载荷不均匀,使得滤芯无法在高度方向完全发挥作用,且大量被分离的润滑油聚集在滤芯下部难以排出,可能引发液滴的卷吸与飞溅,严重影响了滤芯滤油效率;③对于所提出的3种初分离腔体优化结构与1种新型滤芯,综合分析认为底部腔体入口处增加内凹弧形挡板后流场具有较高的优越性且新型滤芯具有较好的优化效果。结论认为,对于现有储气库除油器,应增加初分离腔体筒体直径并增加挡板折流结构以提高初分离效率,同时应改进滤芯安装形式并降低滤芯高度以增强排液特性,这两项改进措施具备大幅提升除油器效率的潜力,该优化方案对压缩机润滑油回收和储气库高效运行具有重要的参考价值。 展开更多
关键词 储气库 陕224储气库 压缩机 除油器 初分离腔 滤芯结构 优化
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页岩气地面集输管网增压位置优化模型 被引量：2
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作者 李泽龙 黄思宇 +2 位作者 罗媛媛 段纪淼 周军 《控制理论与应用》 北大核心 2025年第4期767-775,共9页
页岩气集输系统组合增压是目前最适用的增压方式.为了优化页岩气集输管网的增压位置,基于现有页岩气田增压模式,建立了混合整数非线性规划模型(MINLP),模型以压缩机总成本最小为目标函数,约束条件包括管道压力和流量约束、压缩机约束、... 页岩气集输系统组合增压是目前最适用的增压方式.为了优化页岩气集输管网的增压位置,基于现有页岩气田增压模式,建立了混合整数非线性规划模型(MINLP),模型以压缩机总成本最小为目标函数,约束条件包括管道压力和流量约束、压缩机约束、节流约束、压力平衡约束、气井增压和平台增压唯一性约束以及气井流量约束.以某页岩气区块为例,利用通用代数模型系统(GAMS)对优化模型进行求解,得到对应的组合增压方案.结论认为:①该优化模型可以根据页岩气区块实际生产情况,通过编程求解,在现有增压方式中优选出合适的组合增压方案;②气井增压和平台增压同时考虑时,优化得出的增压位置更集中、压缩机数量更少,体现了组合增压方式在页岩气集输系统增压中的优势;③各种组合增压方式下压缩机总运行功率大致相同,且站点处运行功率总是大于其他增压位置;④当压缩机进出口压差和处理量越大时,配置的压缩机额定功率也越大、购安成本越高、机组总成本也越高. 展开更多
关键词 页岩气 集输系统 增压方式 优化 MINLP(混合整数非线性规划)
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