一、新疆油田油气水集输处理工艺技术研究（论文文献综述）
广兴野[1]（2020）在《塔河油田稠油伴热集输管网结构及参数优化》文中提出塔河油田某区块油藏为普通稠油,采用单管、井口掺水后加热的伴热集输工艺,地面集输模式为星状管网。地面建设中存在新增单井多、井站距离远,导致建设投资费用大;生产运行中存在掺水量大、加热温度高,导致生产能耗高,运行费用大等问题。为了减少地面建设成本及生产运行成本,基于塔河油田某稠油区块工艺特点,本文改造设计了一种新型集输管网——枝状管网,根据所建管网结构特点,利用最优化理论知识,进行了集输管网的结构及运行参数优化设计研究,证明了该种管网的研究价值,获得了最优的管线参数和运行参数。具体工作如下:1.在进行枝状集输管网优化前,本文首先建立了埋地管道温降模型,基于塔河油田某稠油区块基础数据,对温降模型进行误差分析,结果表明所建温降模型适用于该稠油区块。然后选取DuklerⅡ模型、Beggs-Brill模型及Baker模型三种典型压降模型,基于塔河油田稠油区块基础数据,对上述三种模型进行误差分析,确定Beggs-Brill模型更适合该稠油区块,并对模型进行修正。最后根据该区块实际运行数据,采用正交试验法,进行管道压降敏感性分析,结果表明影响管道压降因素的主次顺序为:管道入口温度>管道内径>液相含水率>原油粘度。2.本文采用分级优化的方法,将枝状集输管网优化问题划分为管网结构布局优化和管线及运行参数优化两部分,选用合适的优化算法进行求解计算。首先确定了枝状集输管网集油流程,采用K-means算法进行油井最优化分组,采用加权平均法进行站场位置优选。利用Dijkstra算法确定各井组内支路的分布情况,采用拟合方法确定了各支路的主干管线,将各支路所辖单井以最短路径接入主干管线,生成枝状管网连接图。最后对枝状管网、星状管网和树状管网的管线总长进行对比,结果表明枝状管网可以显着的减少投资。3.根据确定出来的枝状管网结构布局,以管网建设费用和运行费用最小为目标函数建立优化模型,并根据国家标准及实际生产需求制定相应的约束条件,选用惩罚函数法和粒子群优化算法相结合的方式对目标函数进行求解,得出最优的管线参数和运行参数以及相关费用。
赵洪洋[2]（2020）在《聚驱油气集输系统低温集输工艺技术研究》文中进行了进一步梳理低温集输是一种能够大幅度降低系统能耗的集输工艺。目前,该工艺主要应用于油田水驱系统。对于聚驱系统和三元驱系统,由于油井采出液成分复杂,流变性变化较大,低温集输工艺技术界限尚不明晰,未能广泛应用。针对大庆油田某采油厂聚驱集输系统,开展了低温集输技术研究。该研究对于控制能耗损失,降低生产成本,提高油田经济效益具有重要意义。根据该采油厂实际生产情况,综合考虑采出液物理性质、含聚浓度等因素,选择水驱转油站、低含聚驱转油站、中含聚驱转油站、高含聚驱转油站各一座,制定了生产运行数据采集方案,并进行了数据采集,包括油井产液量、含水率、掺水量、采出液物性、集输管线起点和终点温度、压力等相关参数。分析了不同含聚浓度油井采出液物性,其流变性受温度、含水率和含聚浓度影响较大,呈现非牛顿流动结构。利用所采集的集输管线生产数据,拟合了不同月份不同管径的传热系数,拟合后的计算误差小于5%。分析对比了Baker模型、B-B模型和Dukler模型对聚驱油气水混输管道水力计算的精度,并分别采用最小二乘法和神经网络学习法对三种计算模型进行了修正。结果表明,通过神经网络学习法修正后的Baker计算模型精度最高,计算误差小于10%,适用于油田聚驱系统集油管线水力计算。通过熵权法-灰色关联法对聚驱油气集输系统低温集输工艺技术界限影响因素进行分析,结果表明环境温度、油井产液量、产出液的含聚浓度和含水率影响较高。通过神经网络法进行了油井停掺水生产可行性分析模型,分析结果与实际生产情况误差约为5.2%,鲁棒性较强,能够指导现场生产。以生产运行费用最小为目标,以单井掺水量和加热炉出口温度为控制变量,以安全集输为约束条件建立了聚驱集输系统生产运行参数优化数学模型,并给出了粒子群求解算法。在此基础上,通过C#编制了聚驱低温集输系统生产管理系统（APMS）。该软件包括水力热力模拟、生产运行优化、计算结果查询等功能模块,可以实现油田聚驱集输管网的仿真计算和优化运行。利用该软件对四座转油站集输系统进行了生产运行参数优化。优化后四座转油站日生产费用同比降低了28%,能耗降低了21%,每年可节省能耗费用843万元,节能降耗显着。
刘洋[3]（2019）在《油气资源开发水土保持生态补偿制度研究》文中提出油气资源开发过程扰动资源开采地区原始的自然环境、地质地貌和水文情况,因占压土地、落地原油、注水采油、水力压裂等导致水土保持生态服务功能下降,成为影响油气产区生态环境的主要因素之一。水土保持生态补偿制度是解决油气资源开发经济利益与水土生态环境利益之间冲突,协调利益相关者之间关系的有效措施。中国现有油气资源开发水土保持生态补偿制度为水土保持补偿费制度,论文运用理论分析法、对比分析法和逻辑演绎法等研究方法剖析现有制度存在的问题,运用生态价值评价方法估算油气开采期间补偿标准,围绕制度构成要素,提出油气资源开发水土保持生态补偿制度优化建议,以期为国家制定油气等矿产资源开发生态补偿制度提供一定的理论依据,为完善环境规制政策法规提供一定的参考。论文首先明晰油气资源开发、水土流失、水土保持、水土保持生态服务功能、水土保持补偿制度等概念。从经济学、生态学、伦理学等角度阐释相关理论,总结主要基本理论在油气资源开发及其生态环境领域的具体表现。其次,从生态、社会、经济复合系统视角,利益主体行为博弈视角和成本收益视角,进一步探寻生态补偿制度的本质特征和关系机理,以上为研究提供理论依据。第三,对中国水土保持生态补偿制度的历史进行梳理和对制度现状进行分析,发现问题,从根本上探寻制度建立的阻碍和发展缺失。美国、澳大利亚、哥伦比亚和德国等国在水土流失预防和治理方面上都具有一定值得借鉴的经验,从中得到启示,进一步明确中国油气资源开发水土保持生态补偿制度的优化路径。第四,分析了中国水土流失总体情况和油气资源开发水土流失的区域特征,阐述油气资源开发作用生态因子的影响,对比研究油气资源开发建设期和开采期两个阶段对水土保持生态服务功能的影响表现,说明两阶段应予以区别补偿。第五,综合运用生态价值估算方法,构建评价指标体系,估算油气资源开发水土流失区域内典型油气田所在省域单位土地面积水土保持生态服务功能价值。以此为基础数据,根据油田整体占地面积并考虑落地原油污染问题折损测算油气资源开采期单位产量损耗的水土保持生态服务功能价值为0.68～10.88元/t/a之间,平均2.08/t/a,为科学制定补偿标准提供参考。第六,基于补偿制度的构成要素,设计了油气资源开发水土保持生态补偿制度优化的框架体系。在现有水土保持补偿费制度基础上,仅仅围绕制度构成要素进行优化,具体包括:（1）明确油气资源开发水土保持生态补偿主体。补偿主体包括补偿给付主体、补偿接受主体和补偿实施主体。（2）确认补偿客体。补偿客体即为水土环境生态利益,此部分生态利益可用水土保持生态服务功能进行衡量。（3）确定补偿标准。现行水土保持补偿费征收标准中油气项目建设期间依据油田征占用土地面积一次计征是比较合理的。开采期间则应根据油田整体占地面积折损计算,用单位产能损耗的水土保持生态服务价值衡量更加科学。（4）拓宽补偿途径。广泛筹集资金,建立具有油气行业特点的生态补偿基金,鼓励油气企业进行自助补偿等拓宽补偿途径。（5）增加补偿方式。在政府纵向补偿基础上提出运用横向市场补偿,依照市场化规则对生态环境破坏者进行惩戒,对环境保护者进行奖励和补偿等。同时,以《水土保持法》和《水土保持补偿费征收使用管理办法》为核心进行完善修订,在其他环境保护相关法律中体现油气资源开发水土保持生态补偿有关具体规定,增加水土保持相关法律法规等,重构油气资源开发水土保持生态补偿法律制度体系。最后,强化水土保持方案审批管控,确立地方政府水土保持生态文明建设考核体系,提高水土保持监测、监督能力等,跟进制度保障。
余斌[4]（2019）在《新疆热采稠油集输工艺技术界限研究》文中指出稠油的高黏特性给稠油的生产和集输带来了极大的困难。新疆油田部分稠油单井均采用掺蒸汽伴热集输技术,造成大量高品质蒸汽的余能资源浪费。针对这一现象新疆油田开始研究单井掺水集输工艺并开展了先导试验,节能效果显着。但仍存在进一步节约高品质蒸汽、提高掺水工艺的性价比的空间,其关键在于目前尚不明确新疆热采稠油在不同油品性质、不同含水条件下的集输边界。针对以上问题,通过室内环道模拟实验的系统研究,结合理论分析,建立适合热采稠油的集输工艺及其主要操作参数边界,最终为新疆油田热采稠油集输工艺的合理设计及其操作运行优化提供理论依据与技术支撑。本研究主要开展了以下工作:（1）按照相关标准规范,测试分析了新疆980195井稠油和T98170井稠油的基本组分、密度、凝点、含水率、流变与黏温特性。结果表明,980195井稠油为普通稠油,T98170井稠油为特稠油;两种含水原油在低温时为假塑性流体,高温时为牛顿流体;两种脱水原油在测试温度范围内均为牛顿流体。（2）通过环道系统模拟了两种稠油加热及油水混输管流特性,分析了流速和温度对稠油加热管流压降梯度和有效黏度的影响;测定了混合液在不同含水率、温度和流速下测试管道内的压降,基于现有的油水两相流模型反算管流有效黏度,确定了两种稠油的反相点,分析压降、流速与循环时间的变化关系,分析流速、含水率、温度对稠油管流压降梯度和有效黏度的影响。结果表明,980195井稠油温度高于65℃可以正常输送,T98170井稠油温度高于85℃可以正常输送;两种稠油的反相点均为50%,反相前,两种稠油的流动性较差,需要掺水至高于反相点20%～25%来保证集输安全。（3）基于环道和现场集输管道的流动相似准则,预测了混合液在不同工况下集输的单位管长压降,并根据井口回压要求,预测了两种稠油的集输半径。根据实验数据制作了掺水图版,建立了稠油反相点的预测模型,确定了两种稠油的集输边界。结合现场实际,从技术和经济性的角度对掺水工艺进行综合评价。结果表明,980195井稠油的最佳掺水率为60%,T98170井稠油最佳掺水率为70%,掺水温度应高于65℃。工艺实施可节约天然气 1579.89× 1 04 m3/a,节约用水 27.36× 1 04 m3/a,减少 CO2 排放 101.11 × 104 t/a,节能效果显着,经济可行。
柯鲁峰[5]（2019）在《二氧化碳驱地面集输临界条件研究》文中进行了进一步梳理目前,我国多数低渗透油田的开发已进入水驱开采阶段,但采收率较低,为提高采收率,部分油田开展了CO2驱油试验。但采用CO2驱油技术后,采出流体的物性发生了很大变化,会对集输管路的压降产生影响,从而影响集输临界条件。因此,有必要对CO2驱地面集输临界条件进行研究。通过开展脱气原油和溶气原油的基本物性及流变性实验,以Beggs-Brill压降关系式为基础,优选了适用于CO2驱集输管路的溶解度、原油体积系数和溶气原油密度计算模型,修正了地形起伏管路下坡段持液率的相关式,提出了参数改进型的MB-BB-E*XB耦合模型;并对参数改进型MB-BB-E*XB耦合模型进行了校核验证。基于参数改进型的MB-BB-E*XB耦合模型,对CO2驱地面集输系统的热力水力计算进行研究,发现随着采出液气油比和CO2浓度等参数的变化,集输管路摩阻压降、高程压降和加速压降呈现不同的变化规律,并从CO2降粘和起伏管路持液率变化机理的角度对上述规律进行了解释;同时,给出了典型工况下采出液温度、采出液含水率,气油比、产液量、采出液CO2浓度的集输临界条件,研究了不同集输条件下的集输半径变化规律。
高乾[6]（2019）在《新疆油田某区块原油处理站密闭改造工艺研究》文中提出X联合站目前的原油脱水流程普遍采用开式流程,造成脱水过程中轻组分大量挥发,使得原稳收益效果不佳。为了降低油气损耗、增加生产收益,本论文基于新疆油田已有的密闭改造经验,根据现场实际情况对X联合站处理工艺进行了密闭改造。通过对站内的储罐进行了VOC和蒸发损耗量的测量试验,经计算对比后明确了对处理站进行密闭改造的必要性;再对进站原油进行了全烃色谱分析实验,发现油品轻组分过高,需要进行稳定处理;对原油进行了脱水实验以及破乳剂的筛选。最后根据实验结果提出了两套密闭处理方案并通过HYSYS软件对流程进行了模拟,综合对比能耗与运行费用后,采用将井区采出液分开处理的脱水工艺;结合现场实际情况,提出了加热闪蒸与负压闪蒸两套原稳方案,通过软件模拟并对操作参数进行优化,确定了两套方案的最优操作参数并对设备进行了选型。通过两套方案的净收益对比,确定了负压闪蒸为原油稳定方案。经改造后,联合站变为全密闭处理流程,全站无蒸发损耗;负压闪蒸稳定工艺操作简单投资低,净收益可达4522万元/年。本文在研究过程中做到技术经济一体化,既满足环保要求,又能节能降耗,为原油处理站密闭改造工艺方案的选择提供科学的依据。
赵亚南[7]（2019）在《CO2驱黄3试验区地面集油系统设计方案研究》文中研究表明CO2驱油技术能够提高原油采收率,同时实现CO2地质埋存。目前我国部分油田的CO2驱油技术还在试验阶段,未进入大规模应用阶段。本文在调研国内外文献基础上,结合长庆油田地面集输工艺特点及生产现状,研究设计了适用于长庆油田黄3试验区的集油系统方案,以期为CO2驱油技术在长庆油田的应用提供参考。首先,对黄3试验区的管网连接进行了路径规划,根据地形地貌特点确定了井场间管线连接布局,以实际地形数据为基础建立了黄3试验区的三维地形模型,将地形模型的管网路径优化转化为求解已知曲面上两点间的最短距离问题,采用蚁群算法对上述问题进行求解,结果表明优化后的管道路径比人工设计路径缩短5%～40%。用现场实际压降数据筛选了适合于黄3试验区CO2驱集油管道压降计算模型。集油系统采用优化后的管道长度,运用PIPEPHASE软件进行模拟,对串接进站和直接进站两种集油流程进行了对比研究,确定在塬29-100井场位置合并增设一座增压点,并确定采用井口不加热单管分散集油流程。在此基础上,设计了井场、增压点以及综合试验站的站内工艺流程,分析了CO2驱油技术对不加热集输工艺的适应性,对冻堵问题提出了防控措施。
王可佳[8]（2019）在《新疆油田原油处理站密闭工艺改造及原油稳定工艺设计》文中指出本课题来源于新疆油田某联合站改扩建工程。由于该联合站老区原油脱水系统采用大罐敞口工艺,导致油气挥发损耗严重,既污染环境,也不符合原油处理系统全密闭的要求;且新开发的M井区原油需管输至该联合站进行处理,但站内原油处理规模不能满足生产要求。因此本论文对老区原油脱水工艺进行设计改造,并设计新建一套原油脱水与原油稳定工艺用于处理M井区原油。主要设计要求为:原油处理规模210×104t/a,处理后原油含水率不大于0.5%,稳定后原油在储存温度下饱和蒸气压不高于当地大气压0.7倍,且外输温度为50℃。本论文通过分析原油脱水实验数据,并结合实际经验和规范要求,确定了老区原油脱水工艺采用“热化学脱水+电化学脱水”的联合脱水工艺,脱水温度为50℃,需要新建三相分离器2台,相变加热炉2台,压力脱水罐2台;确定了M井区采出液选用“热化学脱水+电化学脱水”的联合脱水工艺,脱水温度为60℃。并且为了实现油田滚动生产,M井区原油脱水系统采用3列装置并联的操作,单列装置设压力缓冲罐1座、提升泵3台、相变加热炉1台、压力脱水器1座和电脱水器1座。论文对上述设备分别进行了设计计算和选型。根据原油性质和规范要求,与M井区原油脱水工艺统筹考虑,本论文分别设计了负压闪蒸和微正压闪蒸两套原油稳定工艺流程,并应用Hysys软件进行了流程模拟,确定负压闪蒸进料温度55～60℃,操作压力0.07MPa（a）;微正压闪蒸进料温度85～90℃,操作压力0.15MPa（a）。根据工艺比选结果,负压闪蒸流程简短,所需设备少,能耗较低;且负压闪蒸工程投资可节省1829.69万元,年加工费用节省405.85万元,年收入高出452.41万元。故选定负压闪蒸工艺为稳定工艺。单列设备为负压闪蒸塔1座;无油螺杆压缩机1台;塔顶气换热器2台;稳定油换热器2台;三相分离器1台。论文对上述设备分别进行了设备计算和选型。最后根据工艺流程,结合《石油天然气工程总图设计规范SY/T 0048-2016》的要求,完成了站区总图布置;并提出了控制污染源与危险有害因素的相应措施,保证工艺运行安全环保。
魏紫暄[9]（2019）在《高凝油油田掺水集输流程管网工艺及参数优化研究》文中指出高凝油的特性决定了其生产的高能耗、高成本开采的特点。尤其是油田开发进入高含水期以后,单井产量逐年下降,含水不断上升,开发矛盾凸显,天然气不能满足自用,能耗成为制约开发效益的主要因素之一。高凝油采油降能耗就是降成本,对地面系统进行优化改造不仅是节能问题,更关系到高凝油采油工艺的有效性和低成本战略的实施。通过分析高凝油油田集输现状及了解高凝油油田所存在能耗问题,选择具有代表性的沈阳油田高凝油区块为例,进行高凝油掺水集输流程优化工艺研究。沈阳油田目前除其生产结构问题外还有管线、设备使用年限长,加热炉炉效低等油田后期存在的相应问题。根据沈阳油田高凝油区块油样进行油品物性室内实验,测试得到脱水原油粘温曲线并测试不同含水率,不同温度下粘度、密度数据,拟合得到相应粘度、密度计算公式。从简化工艺流程,采用低能耗油气集输流程角度出发,制定相应改造方案。将三级布站优化为一级布站,设置掺水集中加热点,优化双管掺水流程为单管环状集油流程。通过编制基于K-Means与蚁群算法的管网优化软件对该区块环状管网进行优化分析,通过PIPESIM软件建立集输模型,通过对回压及温降计算结果与现场实测进行对比,筛选出DE模型作为最优方案,计算得到其优化后掺水温度为85℃,掺水量为970m3/d。
张勇[10]（2018）在《LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究》文中进行了进一步梳理LS油田在LB区块开展CO2驱先导试验,依据LB C02驱试验部署方案,存在对地面集输管线腐蚀规律研究不到位、腐蚀控制技术待提高等问题。本文针对LS油田C02驱地面集输系统,进行集输工艺及腐蚀规律研究,从缓蚀剂、管线材质、管道内涂层优选等方面,提出相应的控制策略,主要研究工作如下:（1）调查、分析国内外CO2驱地面集输管线腐蚀控制技术及腐蚀控制情况,包括CO2驱油集输系统工艺现状、CO2腐蚀控制技术研究、国内外油田地面集输系统防腐控制情况等。（2）针对CO2驱受效井采出液和伴生气,对脱水后纯原油和伴生气样品的一般性质和原油黏温特性进行了分析评价,针对涵盖CO2驱地面集油系统压力至采出井正常生产时压力范围内的CO2和CH4混合物的水合物生成界限开展了室内试验研究,得到不同CO2含量条件下的水合物生成曲线;通过对比CO2干法和湿法回收方法,并与相关技术商开展技术交流,选用MEDA溶剂回收CO2,设计了一整套CO2回收工艺流程和设备选用。（3）分析集输管线典型腐蚀失效案例,通过实验研究含水率、CO2和流速对集输管线的影响,得到集输管线腐蚀规律:低含水率条件下,原油在试样形成一层保护膜,能一定程度上减缓试样的腐蚀,随含水率的升高,原油在试样表面无法形成完整的保护膜,局部腐蚀会加剧;LS油田产出液含水率非常高、流速慢,介质易形成三相的层流状态,管线底部腐蚀会加剧;在LS油田地面系统工况条件下,管材的腐蚀速率随CO2的含量增大而增大。（4）研究LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀控制技术,形成适用于LS油田的腐蚀控制方案,评价在用缓蚀剂效果,研制缓蚀剂配方,研制的CI-6A缓蚀剂的缓蚀效果在随着浓度加大逐渐升高,在针对LS CO2驱的腐蚀环境下,当浓度达到200mg/L,缓蚀效果接近最佳,CI-6A缓蚀剂对现场在用破乳剂效果无不良影响,投加缓蚀剂防护时遵循以点带面的原则,均匀连续投加足量的缓蚀剂,并形成了在G43-23转油站加药机制:将缓蚀剂加在掺水泵前,加药浓度为200mg/L,每天需投加缓蚀剂50公斤左右,全年共需缓蚀剂约18吨。（5）提出新建的地面集输管线材质建议:掺水管线使用胺固化玻璃钢管、集油管道为玻璃钢管、进站阀组及油气分离器进出口采用不锈钢材质等;对于已建的地面集输管线建议:在管道碳钢材质的基础上,添加适宜于LS油田地面集输系统的缓蚀剂,评价了在用内涂层适用性,优选了 CO2驱地面集输管线内涂层。
二、新疆油田油气水集输处理工艺技术研究（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、新疆油田油气水集输处理工艺技术研究（论文提纲范文）
（1）塔河油田稠油伴热集输管网结构及参数优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 不同管网模式的优化现状 |
| 1.2.1 星状集输管网优化现状 |
| 1.2.2 环状集输管网优化现状 |
| 1.2.3 树状集输管网优化现状 |
| 1.2.4 不同管网模式研究综述 |
| 1.3 多相流管道压降研究现状 |
| 1.4 本文主要研究内容 |
| 第2章 混输管线热力计算 |
| 2.1 温降模型 |
| 2.2 相关参数确定 |
| 2.3 温降模型误差分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 混输管线水力计算 |
| 3.1 典型混输管线压降模型 |
| 3.1.1 DuklerⅡ模型 |
| 3.1.2 Beggs-Brill模型 |
| 3.1.3 Baker模型 |
| 3.2 典型混输管线压降模型误差分析 |
| 3.3 典型混输管线压降模型修正 |
| 3.4 混输管线压降敏感性分析 |
| 3.4.1 正交试验因素及水平选择 |
| 3.4.2 正交实验表 |
| 3.4.3 极差分析 |
| 3.4.4 正交试验结果分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 枝状集输管网总体布局优化 |
| 4.1 枝状管网集油流程 |
| 4.2 集输管网布局优化 |
| 4.2.1 井组最优划分 |
| 4.2.2 站址优选 |
| 4.3 枝状集输管网布局的确定 |
| 4.3.1 井组内支路划分 |
| 4.3.2 支路内井场连接 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 枝状集输管网管线及运行参数优化 |
| 5.1 枝状管网参数优化模型的建立 |
| 5.2 枝状管网参数优化约束条件 |
| 5.3 枝状管网参数优化模型的求解 |
| 5.3.1 惩罚函数法 |
| 5.3.2 粒子群优化算法 |
| 5.4 枝状管网参数优化结果及分析 |
| 5.4.1 参数优化结果 |
| 5.4.2 结果分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及其它成果 |
| 致谢 |
（2）聚驱油气集输系统低温集输工艺技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 聚驱油气混输管道热力计算研究现状 |
| 1.2.2 聚驱油气混输管道水力计算研究现状 |
| 1.2.3 油田低温集输工艺技术研究现状 |
| 1.2.4 聚驱油气集输系统生产运行参数优化研究现状 |
| 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 |
| 第二章 数据采集及分析 |
| 2.1 现场监测数据采集及分析 |
| 2.1.1 生产数据采集 |
| 2.1.2 环境温度数据采集 |
| 2.1.3 生产数据分析 |
| 2.2 油井采出液流变性分析 |
| 2.2.1 采出液粘温关系测试 |
| 2.2.2 采出液剪切流变特性分析 |
| 第三章 聚驱油气水混输管道水力热力计算模型研究 |
| 3.1 聚驱油气水混输管道热力计算模型研究 |
| 3.1.1 聚驱混输管道热力计算模型建立 |
| 3.1.2 相关参数计算 |
| 3.2 聚驱混输管道热力计算模型修正 |
| 3.3 聚驱油气水混输管道水力计算模型研究 |
| 3.3.1 Baker压降计算模型 |
| 3.3.2 B-B压降计算模型 |
| 3.3.3 Dukler压降计算模型 |
| 3.4 聚驱混输管道水力计算模型修正 |
| 3.4.1 水力计算误差分析 |
| 3.4.2 Baker压降计算模型修正 |
| 3.4.3 B-B压降计算模型修正 |
| 3.4.4 Dukler压降计算模型修正 |
| 3.4.5 水力计算修正模型误差分析 |
| 3.5 总结 |
| 第四章 油田聚驱系统低温集输界限研究及影响因素分析 |
| 4.1 低温集输界限影响因素分析 |
| 4.1.1 熵权法 |
| 4.1.2 灰色关联度法 |
| 4.1.3 影响因素关联度计算 |
| 4.2 不掺水集输可行性分析 |
| 4.2.1 BP神经网络法 |
| 4.2.2 分析结果 |
| 4.3 不掺水集输可行性分析结果 |
| 4.4 总结 |
| 第五章 聚驱油气集输系统能耗计算及生产运行参数优化分析 |
| 5.1 聚驱油气集输系统能耗计算 |
| 5.1.1 管道能耗计算 |
| 5.1.2 转油站能耗计算 |
| 5.2 聚驱油气集输系统生产运行参数优化分析 |
| 5.2.1 目标函数的建立 |
| 5.2.2 优化数学模型求解 |
| 5.3 优化结果 |
| 5.3.1 1#转油站 |
| 5.3.2 2#转油站 |
| 5.3.3 3#转油站 |
| 5.3.4 4#转油站 |
| 5.3.5 总结 |
| 第六章 聚驱低温集输系统生产管理系统编制 |
| 6.1 软件简介 |
| 6.2 软件运行环境要求 |
| 6.2.1 硬件环境 |
| 6.2.2 支持软件 |
| 6.3 软件模块 |
| 6.3.1 项目管理模块 |
| 6.3.2 数据管理模块 |
| 6.3.3 能耗评价模块 |
| 6.3.4 仿真模拟模块 |
| 6.3.5 优化运行模块 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 A 集油管线热力计算修正结果 |
| 附录 B 集油管线水力计算修正结果 |
| 附录 C 熵权法-灰色关联法MATLAB代码 |
| 附录 D 机泵能耗测试及评价 |
| 附录 E 加热炉能耗测试结果及评价 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（3）油气资源开发水土保持生态补偿制度研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景、目的和意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的 |
| 1.1.3 研究意义 |
| 1.2 国内外研究综述 |
| 1.2.1 国外研究综述 |
| 1.2.2 国内研究综述 |
| 1.2.3 国内外研究述评 |
| 1.3 研究思路、内容和方法 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 研究方法 |
| 第2章 相关理论概述 |
| 2.1 相关概念界定 |
| 2.1.1 油气资源开发 |
| 2.1.2 水土流失与水土保持 |
| 2.1.3 水土保持生态服务功能 |
| 2.1.4 水土保持生态补偿制度 |
| 2.2 水土保持生态补偿制度基本构成要素 |
| 2.3 油气资源开发水土保持生态补偿的理论基础 |
| 2.3.1 外部性理论 |
| 2.3.2 公共产品理论 |
| 2.3.3 稀缺性理论 |
| 2.3.4 生态价值理论 |
| 2.3.5 生态伦理理论 |
| 2.4 油气资源开发水土保持生态补偿制度的建设机理 |
| 2.4.1 基于生态、社会、经济复合系统视角的分析 |
| 2.4.2 基于补偿主体行为选择视角的博弈分析 |
| 2.4.3 基于成本收益视角的分析 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 国内外油气资源开发水土保持生态补偿制度及实践分析 |
| 3.1 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度现状分析 |
| 3.1.1 中国水土保持生态补偿制度沿革 |
| 3.1.2 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度现状 |
| 3.1.3 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度特点 |
| 3.1.4 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度问题分析 |
| 3.2 中国油气企业水土流失防治实践分析 |
| 3.2.1 防治措施 |
| 3.2.2 防治效果 |
| 3.3 国外政府水土保持生态补偿实践分析 |
| 3.3.1 国外政府水土保持生态补偿实践 |
| 3.3.2 对我国的启示 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 油气资源开发水土流失的区域特征及影响表现 |
| 4.1 油气资源开发水土流失的区域特征 |
| 4.1.1 中国水土流失的总体特征 |
| 4.1.2 东北部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.3 中部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.4 西北部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.5 西南部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.2 油气资源开发作用于生态因子的影响表现 |
| 4.3 油气资源开发建设期和开采期对水土保持生态服务功能的影响分析 |
| 4.3.1 两阶段的工作内容 |
| 4.3.2 两阶段的影响表现 |
| 4.3.3 两阶段的影响比较 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 油气资源开采期水土保持生态补偿标准估算 |
| 5.1 水土保持生态补偿标准估算依据 |
| 5.2 水土保持生态服务功能价值估算 |
| 5.2.1 生态服务功能价值评估方法 |
| 5.2.2 水土保持生态服务功能价值评价指标体系 |
| 5.2.3 水土保持生态服务功能价值估算方法 |
| 5.2.4 水土保持生态服务功能价值估算结果 |
| 5.3 油气资源开采期水土保持生态服务功能价值估算 |
| 5.3.1 参数的确定 |
| 5.3.2 估算方法 |
| 5.3.3 结果与分析 |
| 5.4 讨论 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 油气资源开发水土保持生态补偿制度优化策略及保障 |
| 6.1 优化的基本原则 |
| 6.2 优化的目标 |
| 6.3 油气资源开发水土保持生态补偿制度优化策略 |
| 6.3.1 明确补偿主体 |
| 6.3.2 确认补偿客体 |
| 6.3.3 确定补偿标准 |
| 6.3.4 拓宽补偿途径 |
| 6.3.5 增加补偿方式 |
| 6.3.6 重构法律制度体系 |
| 6.4 油气资源开发水土保持生态补偿制度的保障措施 |
| 6.4.1 强化水土保持方案审批管控 |
| 6.4.2 确立地方政府水土保持生态文明建设考核体系 |
| 6.4.3 提高水土保持监测能力 |
| 6.4.4 增设地方油气环保专门监督机构 |
| 6.4.5 搜集油气资源开发水土流失相关信息 |
| 6.4.6 监督水土保持相关费用使用效果 |
| 6.5 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（4）新疆热采稠油集输工艺技术界限研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油水两相流反相特性研究 |
| 1.2.2 油水两相流流型研究 |
| 1.2.3 油水两相流黏度与压降模型研究 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 研究内容与方法 |
| 2.1 实验药品与仪器 |
| 2.2 稠油性质分析标准与方法 |
| 2.3 环道实验研究 |
| 2.3.1 环道装置 |
| 2.3.2 数据采集及控制系统 |
| 2.3.3 吹扫系统 |
| 2.3.4 装置特色 |
| 2.3.5 管流特性实验工况及操作流程 |
| 2.3.6 数据处理 |
| 2.4 稠油流变特性参数评价方法 |
| 第3章 新疆热采稠油基本物性分析 |
| 3.1 基本物性 |
| 3.2 流变特性与黏温特性 |
| 3.2.1 含水原油 |
| 3.2.2 脱水原油 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 新疆热采稠油环道实验研究 |
| 4.1 加热输送评价 |
| 4.1.1 压降梯度随流动参数的变化 |
| 4.1.2 有效黏度随流动参数的变化 |
| 4.2 油水混输评价 |
| 4.2.1 稠油乳状液反相点评价 |
| 4.2.2 压降、流速与管流循环时间的变化规律 |
| 4.2.3 压降梯度随流动参数的变化 |
| 4.2.4 有效黏度随流动参数的变化 |
| 4.3 宏观及微观特性分析 |
| 4.3.1 宏观特性分析 |
| 4.3.2 微观特性分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 新疆热采稠油集输边界条件 |
| 5.1 集输半径预测 |
| 5.1.1 理论依据 |
| 5.1.2 预测结果 |
| 5.2 集输边界 |
| 5.2.1 掺水图版制作 |
| 5.2.2 集输边界条件理论预测 |
| 5.2.3 集输边界的确定 |
| 5.3 试验区块节能改造 |
| 5.3.1 试验区块介绍 |
| 5.3.2 能耗核算 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 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 |
（5）二氧化碳驱地面集输临界条件研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 二氧化碳驱集油流程现状 |
| 1.2.2 油气水混输热力水力模型研究 |
| 1.2.3 地面集输临界条件现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第2章 长庆原油物性及流变性研究 |
| 2.1 原油物性及流变性测试方法 |
| 2.2 脱气原油实验结果及分析 |
| 2.3 溶气原油物性研究 |
| 2.3.1 测试原理及方法 |
| 2.3.2 溶气原油测试结果分析 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 CO_2驱地面集输管路热力水力模型研究 |
| 3.1 热力模型的建立 |
| 3.1.1 温降模型建立 |
| 3.1.2 地形对温降的影响 |
| 3.2 水力模型的建立 |
| 3.2.1 流型判别准则 |
| 3.2.2 持液率计算式 |
| 3.2.3 压降计算模型 |
| 3.2.4 压降温降耦合模型 |
| 3.3 物性参数的选取 |
| 3.3.1 伴生气的溶解度 |
| 3.3.2 原油体积系数 |
| 3.3.3 采出流体密度 |
| 3.3.4 表面张力 |
| 3.3.5 采出流体粘度 |
| 3.3.6 比热容 |
| 3.3.7 天然气节流效应系数 |
| 3.4 物性参数模型验证 |
| 3.4.1 溶气原油溶解度模型验证 |
| 3.4.2 溶气原油体积系数模型验证 |
| 3.4.3 溶气原油密度模型验证 |
| 3.5 热力水力模型验证 |
| 3.5.1 压降模型验证 |
| 3.5.2 温降模型验证 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 CO_2驱地面集输管道工艺计算影响因素研究 |
| 4.1 CO_2浓度对集输管路温降压降的影响 |
| 4.1.1 不同CO_2浓度下的温降和压降变化规律 |
| 4.1.2 不同CO_2浓度下压降变化规律的分析 |
| 4.2 气油比对集输管路温降压降的影响 |
| 4.2.1 不同气油比下的温降和压降变化规律 |
| 4.2.2 不同气油比下压降变化规律的分析 |
| 4.3 采出液温度对集输管路温降压降的影响 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 二氧化碳驱地面集输临界条件研究 |
| 5.1 常温集输表征参数临界值定义 |
| 5.2 集输模型的建立 |
| 5.2.1 基本集输模型选取 |
| 5.2.2 地形起伏选取 |
| 5.2.3 不加热集输技术指标选取 |
| 5.3 集输表征参数影响研究 |
| 5.3.1 产液量影响分析 |
| 5.3.2 气油比影响分析 |
| 5.3.3 CO_2浓度影响分析 |
| 5.3.4 采出液温度影响分析 |
| 5.3.5 含水率影响分析 |
| 5.3.6 集输管径影响分析 |
| 5.4 常温集输半径的研究 |
| 5.4.1 不同产液量下的集输半径 |
| 5.4.2 不同气油比下的集输半径 |
| 5.4.3 不同CO_2浓度下的集输半径 |
| 5.4.4 不同采出液温度下的集输半径 |
| 5.4.5 不同含水率下的集输半径 |
| 5.4.6 不同集输管径下的集输半径 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 参考文献 |
| 附录A 集输表征参数对集输压降的影响结果 |
| 附录B 集输表征参数临界值 |
| 附录C 不同集输表征参数下的集输半径 |
| 致谢 |
（6）新疆油田某区块原油处理站密闭改造工艺研究（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 油气密闭处理工艺发展现状 |
| 1.2.2 联合站原油脱水工艺现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 第2章 X联合站密闭改造必要性分析 |
| 2.1 基础资料 |
| 2.1.1 气象资料 |
| 2.1.2 地质资料 |
| 2.1.3 原油物性 |
| 2.1.4 生产指标预测 |
| 2.2 挥发性有机物检 |
| 2.3 大罐挥发气损耗测量 |
| 2.3.1 挥发气损耗量计算 |
| 2.3.2 挥发气损耗量现场测量 |
| 2.3.3 油品组分测定 |
| 2.4 原油脱水实验 |
| 2.4.1 实验测定条件 |
| 2.4.2 破乳剂筛选试验 |
| 2.4.3 原油加破乳剂电脱水实验 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 X联合站地面集输系统现状 |
| 3.1 原油处理、稳定系统现状 |
| 3.1.1 原油处理系统现状 |
| 3.1.2 原油稳定系统现状 |
| 3.2 联合站改扩建工程 |
| 3.2.1 系统能力平衡及改扩建规模 |
| 3.2.2 扩建规模及技术指标 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 X联合站原油密闭处理改造方案 |
| 4.1 改造方案一 |
| 4.1.1 主体工艺流程 |
| 4.1.2 新老流程调整情况简述 |
| 4.1.3 辅助流程 |
| 4.1.4 模拟流程工艺分析 |
| 4.1.5 主要设备能力核算 |
| 4.1.6 主要工程量 |
| 4.2 改造方案二 |
| 4.2.1 主体工艺流程 |
| 4.2.2 模拟流程工艺分析 |
| 4.2.3 主要设备能力核算 |
| 4.2.4 主要工程量 |
| 4.3 方案比选 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 X联合站原油稳定设计方案 |
| 5.1 稳定工艺要求及可实施性 |
| 5.2 稳定方案一 |
| 5.2.1 工艺流程 |
| 5.2.2 模拟分析 |
| 5.2.3 加热闪蒸操作参数优化 |
| 5.2.4 设备选型 |
| 5.2.5 主要工程量 |
| 5.3 稳定方案二 |
| 5.3.1 工艺流程 |
| 5.3.2 模拟分析 |
| 5.3.3 负压闪蒸操作参数优化 |
| 5.3.4 设备选型 |
| 5.3.5 主要工程量 |
| 5.4 方案比选 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论和建议 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 建议 |
| 参考文献 |
| 附录 A X联合站油品全烃色谱分析表 |
| 附录 B X联合站原油处理系统平面布置图 |
| 致谢 |
（7）CO2驱黄3试验区地面集油系统设计方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 管道三维路径规划研究现状 |
| 1.2.2 多相流混输管道压降研究现状 |
| 1.2.3 CO_2驱集油工艺流程现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第2章 黄3试验区集油管道路径规划研究 |
| 2.1 规划原则及算法简介 |
| 2.1.1 管道路径规划原则 |
| 2.1.2 蚁群算法简介 |
| 2.2 基于蚁群算法的管道三维路径规划方法 |
| 2.2.1 构建数学模型 |
| 2.2.2 模型求解过程 |
| 2.2.3 参数的影响及选择 |
| 2.3 黄3试验区集油系统管道路径规划 |
| 2.3.1 黄3试验区管网初步规划 |
| 2.3.2 求解曲面两点间最优路径 |
| 2.3.3 黄3试验区集油系统管网规划结果 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 CO_2驱黄3试验区集油系统设计方案优选 |
| 3.1 集输模型及计算参数 |
| 3.1.1 集输模型 |
| 3.1.2 计算参数 |
| 3.2 压降计算相关式的比选 |
| 3.2.1 压降计算式初选 |
| 3.2.2 压降计算式对比 |
| 3.3 黄3试验区集油系统方案设计 |
| 3.3.1 井口不加热单管分散集油流程 |
| 3.3.2 井口不加热串接集油流程 |
| 3.3.3 方案对比分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 CO_2驱集油流程工艺设计分析 |
| 4.1 长庆油田油气集输关键工艺技术 |
| 4.1.1 丛式井单管不加热密闭集输工艺 |
| 4.1.2 油井功图法计量 |
| 4.1.3 同步回转油气混输装置输油工艺 |
| 4.2 站点工艺流程设计方案 |
| 4.2.1 井场工艺流程 |
| 4.2.2 增压点工艺流程 |
| 4.2.3 综合试验站工艺流程 |
| 4.3 不加热集输工艺适应性分析 |
| 4.3.1 CO_2驱不加热集输工艺的适应性 |
| 4.3.2 不加热集输工艺中的冻堵问题 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）新疆油田原油处理站密闭工艺改造及原油稳定工艺设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 引言 |
| 第1章 文献综述 |
| 1.1 油田联合站简介 |
| 1.2 原油脱水工艺概述 |
| 1.2.1 原油脱水的简介 |
| 1.2.2 热化学脱水工艺 |
| 1.2.3 电化学脱水工艺 |
| 1.2.4 热化学-电化学联合脱水工艺 |
| 1.3 原油稳定工艺概述 |
| 1.3.1 原油稳定的简介 |
| 1.3.2 原油闪蒸稳定法 |
| 1.3.3 原油分馏稳定法 |
| 1.3.4 原油稳定工艺的选择 |
| 1.4 文献综述小结 |
| 第2章 联合站基础资料 |
| 2.1 联合站工程概况 |
| 2.1.1 联合站现行工艺流程简介 |
| 2.1.2 存在的问题 |
| 2.2 联合站油区基础资料 |
| 2.2.1 站区气象资料 |
| 2.2.2 站区工程地质情况 |
| 2.2.3 联合站采出液油、气性质 |
| 2.2.4 联合站井区产量预测 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 原油脱水工艺设计 |
| 3.1 原油脱水实验分析 |
| 3.1.1 破乳剂的筛选 |
| 3.1.2 热化学脱水参数确定 |
| 3.1.3 电化学脱水参数确定 |
| 3.2 老区采出液原油脱水工艺密闭改造设计 |
| 3.2.1 主要工艺参数的确定 |
| 3.2.2 老区原油脱水工艺流程 |
| 3.2.3 设备设计和选型 |
| 3.3 M井区采出液原油脱水工艺设计 |
| 3.3.1 主要工艺参数的确定 |
| 3.3.2 M区采出液原油脱水工艺流程 |
| 3.3.3 设备设计和选型 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 原油稳定工艺设计 |
| 4.1 闪蒸稳定工艺模拟模型介绍及验证 |
| 4.1.1 工艺模拟软件及主要模型 |
| 4.1.2 模型的验证 |
| 4.2 原油稳定工艺设计模拟 |
| 4.2.1 方案一:负压闪蒸原油稳定工艺 |
| 4.2.2 方案二:微正压闪蒸原油稳定工艺 |
| 4.3 原油稳定工艺方案比选 |
| 4.3.1 原油稳定产品收益对比 |
| 4.3.2 加工费用及能耗对比 |
| 4.3.3 方案综合比选 |
| 4.4 设备设计和选型 |
| 4.4.1 负压闪蒸塔 |
| 4.4.2 负压压缩机 |
| 4.4.3 换热器 |
| 4.4.4 三相分离器 |
| 4.4.5 泵 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 总平面布置及专篇设计 |
| 5.1 总平面布置 |
| 5.2 环境保护 |
| 5.2.1 主要污染源 |
| 5.2.2 污染控制 |
| 5.3 安全设施 |
| 5.3.1 主要危险有害因素 |
| 5.3.2 危险有害因素的防范 |
| 5.4 消防 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 工艺设备及仪表标识图 |
| 附录B 老区原油脱水工艺PFD图 |
| 附录C M区原油脱水工艺PFD图 |
| 附录D 负压闪蒸工艺PFD图 |
| 附录E 负压闪蒸塔部分工艺管道及仪表控制流程图 |
| 附录F 负压闪蒸压缩机工艺管道及仪表控制流程图 |
| 附录G 负压闪蒸换热器工艺管道及仪表控制流程图 |
| 附录H 负压闪蒸三相分离器及轻烃外输部分工艺管道及仪表控制流程图 |
| 致谢 |
（9）高凝油油田掺水集输流程管网工艺及参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 高凝油油田集输工艺现状 |
| 1.1.1 高凝油国内外分布 |
| 1.1.2 油田地面集输流程 |
| 1.1.3 高凝油油田集输能耗问题 |
| 1.1.4 节能降耗相应措施 |
| 1.2 沈阳油田高凝油区块介绍 |
| 1.2.1 区块分布 |
| 1.2.2 集输工艺流程 |
| 1.2.3 主要存在问题及节能方案设计 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第二章 高凝油物性参数实验测定 |
| 2.1 室内试验准备 |
| 2.1.1 油样预处理 |
| 2.1.2 主要实验仪器 |
| 2.1.3 实验影响因素 |
| 2.1.4 高凝油物性测试 |
| 2.2 高凝油密度测定 |
| 2.3 高凝油粘度测定 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 管网工艺优化研究 |
| 3.1 掺水加热点布局 |
| 3.2 基于K-Means聚类和蚁群算法的环状管网优化模型 |
| 3.2.1 K-Means聚类和蚁群算法 |
| 3.2.2 蚁群算法管网优化模型建立 |
| 3.2.3 管网优化算法实现步骤 |
| 3.3 MATLAB软件编制 |
| 3.4 单管环状掺水集油流程管网优化 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 运行掺水工况优化研究 |
| 4.1 管网水力计算模型 |
| 4.2 管网热力计算模型 |
| 4.3 优化掺水工况模拟 |
| 4.4 经济效益分析 |
| 4.4.1 建设成本估算 |
| 4.4.2 节约成本费用估算 |
| 4.4.3 本文推荐的优化方案汇总 |
| 4.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 发表文章目录 |
（10）LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 CO_2驱油集输系统工艺现状 |
| 1.2.2 CO_2腐蚀控制技术研究现状 |
| 1.2.3 CO_2驱地面集输系统防腐控制情况 |
| 1.3 论文研究内容以及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 LS油田CO_2驱地面集输系统工艺研究 |
| 2.1 LS油田CO_2驱采出流体集输与处理技术 |
| 2.1.1 采出流体性质研究 |
| 2.1.2 采出流体集输技术现状认识 |
| 2.1.3 LB试验区蚕3和柳18建设现状 |
| 2.1.4 蚕3和柳18集输总体方案研究 |
| 2.1.5 CO_2水合物形成条件及影响因素研究 |
| 2.1.6 CO_2回收处理方案研究 |
| 2.2 小结 |
| 第3章 LS油田CO_2驱地面集输管线腐蚀规律研究 |
| 3.1 地面集输管线腐蚀现状 |
| 3.1.1 LS油田地面集输基本概况 |
| 3.1.2 LS油田腐蚀介质主要特点 |
| 3.1.3 LS油田地面集输管线腐蚀现状 |
| 3.1.4 地面集输管线腐蚀穿孔特征 |
| 3.2 地面集输管线典型腐蚀失效案例分析 |
| 3.2.1 G65掺水管线 |
| 3.2.2 M2外输管线 |
| 3.3 地面集输管线腐蚀因素分析 |
| 3.3.1 试验方法 |
| 3.3.2 含水率对集输管线的腐蚀影响规律研究 |
| 3.3.3 CO_2对集输管线的腐蚀影响规律研究 |
| 3.3.4 流速对掺水管线腐蚀影响规律研究 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 LS油田CO_2驱地面集输系统腐蚀控制技术研究 |
| 4.1 CO_2对碳钢的腐蚀机理 |
| 4.2 CO_2驱地面集输系统缓蚀剂优选 |
| 4.2.1 在用缓蚀剂效果评价 |
| 4.2.2 缓蚀剂室内配方研制 |
| 4.2.3 CO_2驱地面集输系统缓蚀剂现场试验 |
| 4.3 CO_2驱地面集输管线材质优选 |
| 4.3.1 CO_2驱地面集输管线分类 |
| 4.3.2 CO_2驱地面集输管线材质腐蚀控制技术方案 |
| 4.3.3 CO_2驱地面集输管线材质使用及腐蚀控制方案 |
| 4.4 CO_2驱地面集输管线内涂层优选 |
| 4.4.1 集输管线内涂层类型 |
| 4.4.2 在用内涂层适用性评价 |
| 4.4.3 LS油田内涂层优选结果 |
| 4.5 腐蚀监测应用技术研究 |
| 4.5.1 腐蚀监测的必要性 |
| 4.5.2 LS油田集输管线腐蚀监测现状 |
| 4.5.3 腐蚀监测存在的问题和技术改进建议 |
| 4.6 LS油田腐蚀控制方案及应用效果评价 |
| 4.6.1 腐蚀控制方案 |
| 4.6.2 现场应用效果评价 |
| 4.7 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
四、新疆油田油气水集输处理工艺技术研究（论文参考文献）
- [1]塔河油田稠油伴热集输管网结构及参数优化[D]. 广兴野. 东北石油大学, 2020(03)
- [2]聚驱油气集输系统低温集输工艺技术研究[D]. 赵洪洋. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]油气资源开发水土保持生态补偿制度研究[D]. 刘洋. 东北石油大学, 2019(03)
- [4]新疆热采稠油集输工艺技术界限研究[D]. 余斌. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]二氧化碳驱地面集输临界条件研究[D]. 柯鲁峰. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]新疆油田某区块原油处理站密闭改造工艺研究[D]. 高乾. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [7]CO2驱黄3试验区地面集油系统设计方案研究[D]. 赵亚南. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [8]新疆油田原油处理站密闭工艺改造及原油稳定工艺设计[D]. 王可佳. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [9]高凝油油田掺水集输流程管网工艺及参数优化研究[D]. 魏紫暄. 东北石油大学, 2019(01)
- [10]LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究[D]. 张勇. 西南石油大学, 2018(06)