一、超稠油燃煤介质炉地面保温伴热工艺技术研究（论文文献综述）
任宝铭[1]（2019）在《提高SAGD热效率技术研究》文中研究指明SAGD技术是开采稠油的一种有效开发方式,辽河油田从20世纪90年代开始进行了SAGD采油工艺的研究与实践,已经形成了高干度集中注汽、大排量举升和高温输油及集中换热主体工艺,能够满足目前已转井组的SAGD生产,但随着SAGD的技术的推广应用,提高效能是SAGD后续发展必须要面对的课题,通过技术创新和升级,努力提高热效率、改善开发效果、提高油气比、综合利用热能等都是提高SAGD效能的手段,对拓宽SAGD技术应用界限和降低开采成本意义重大。
黄轶[2]（2020）在《超稠油脱水处理工艺优化研究》文中提出辽河油田作为全国最大的超稠油生产基地,采出液具有“三高一低”的典型特征,即重度高、粘度高、沥青及胶质含量高、含蜡量低,在国内其他油田的原油开采及地面集输工艺中并不常见,也导致了超稠油的处理要比普通原油相对困难,因此,针对超稠油脱水处理技术的优化研究显得尤为重要。特一联作为辽河油田最大的超稠油集中处理站,目前面临着破乳剂适用性差、老化油处理效率低、破乳剂投加稳定性差、换热系统能耗大的生产难题,影响着生产系统的安全运行。通过对特一联超稠油物性分析,在室内开展超稠油脱水及污水处理模拟实验,并在特一联进行现场应用,研究发现:当脱水环境温度90℃、一级破乳剂加药浓度170mg/L时,一级罐出油含水率均值为17.15%、出水含油量均值为2161mg/L、悬浮物含量均值为9400mg/L;当脱水环境温度95℃、二级破乳剂加药浓度450mg/L时,二级罐出油含水率均值为1.32%,满足原油销输要求;当污水处理温度89℃、净水剂加药浓度200mg/L时,污水罐出水含油量均值为225mg/L、悬浮物含量均值为252mg/L,满足污水外输要求。经过参数调整和现场验证,明确了两段式热化学沉降脱水工艺处理特一联超稠油的有效性,同时针对老化油高效处理工艺、动态自控加药系统及SAGD高温换热器进行了流程改造,结果表明优化后的技术工艺对提升超稠油处理工艺质量和降低综合运行成本具有重要的社会和经济价值。
王田田[3]（2017）在《河口采油厂沾18块稠油空心杆泵上掺水降粘技术研究》文中提出河口采油厂所辖区块为稠油区块,现场调研发现,河口采油厂沾18稠油区块共有18口井采用电加热降粘工艺开采、8口井采用加药降粘工艺开采、另有2口低液量、低含水、高粘度油井既未采用电加热生产,又未采用加药生产,冬季期间环境温度低,管线输送困难,在温度极低等极端条件下需停井。而陈家庄稠油油藏区块采用掺水降粘工艺进行开采生产,油田开采成本低,应用较为成功。随着油田节能降耗标准逐步提高,沾18稠油区块电加热生产井、加药生产井的生产工艺已不符合要求,需进行改造。本论文主要研究工作包括以下几个方面:（1）现场调研。现场调研河口采油厂沾18稠油区块待工艺改造生产井,对沾18稠油区块不同油井产液量、产油量、采出液含水率、掺水量、井口温度及生产工艺进行梳理分析;同时调研陈家庄油藏区块油井的生产工艺并进行对比,分析沾18稠油区块稠油井生产工艺改造的可行性。（2）理论分析。对比分析河口采油厂目前采用的不同井筒降粘工艺,重点分析了稠油油藏空心杆泵上掺水降粘生产工艺的优势和经济性。现场应用情况表明,掺水循环降粘工艺可以进一步推广应用。（3）实验研究。通过室内实验测定沾18稠油区块稠油的粘温特性,借鉴陈家庄油藏空心杆泵上掺水生产工艺成功经验,确定沾18稠油区块的单井掺水量为掺水后原油含水率不低于75%,掺水后混合液温度为50℃。（4）工艺测算。按照井筒热传递数学模型对沾18稠油区块井筒温度场进行计算,确定各单井掺水量及掺水规模。并结合现场生产实际,通过方案比选,以能耗最低为目标,最终确定对26口电加热井或加药井、生产困难井的掺水温度为60℃,掺水规模为584.8m3/d。（5）效益分析。对河口采油厂沾18稠油区块采用的三种井筒降粘生产工艺的经济性进行对比分析。对比发现,将河口采油厂沾18稠油区块高耗能、生产困难井进行空心杆泵上掺水降粘工艺改造是经济可行的。（6）地面工艺改造。对26口井进行了掺水方案改造。井口新建空心杆掺水装置;对接转站进行改造,站内增加分水流程,站外新建掺水管网系统,并进行了掺水管网的水力和热力计算。
庞阔[4]（2015）在《辽河JM油田开发公司稠油开采成本控制研究》文中研究指明我国石油剩余探明可采储量中50%以上都是埋藏深、质量差、边际性强的难动资源,使石油增产和开采难度加大、开采成本升高,采收率相对降低。稠油作为石油难动资源中的一种,具有高粘度和高凝固的特性,决定了其在经济开发中的“三高一低”,即高投入、高风险、高成本和低效益,开采难度特别大。辽河油田是我国稠油开采量较多的地区,JM油田开发公司辖有的海外河和小洼油田,均是辽河稠油的主要产区,由于区块稠油资源有限,且综合递减较快,若没有新产能接替,公司整体效益下滑速度会很快,所以要实现稠油持续规模化、效益化开发就必须以低成本开发作为公司发展战略,并且不断探索和实践稠油成本控制的有效途径。本文通过对JM油田开发公司（简称“JM公司”）稠油生产成本控制状况调查研究,采用历史成本分析方法对JM公司2010年至今的生产经营数据进行系统统计分析,找出稠油生产成本构成特点和研究成本习性,分析评价JM公司生产成本控制现状,从而得出JM公司稠油生产成本控制存在的问题和成本控制重点,结合财务会计成本控制的理论与方法,研究制定了JM公司稠油开采的成本控制优化方案,提出了降低稠油开采成本的6项控制措施,并对方案的实施效果进行了预测。本文的研究对JM公司的实际稠油开采工作具有参考价值,应用研究内容解决开发矛盾带来的成本控制难点,采取行之有效的成本控制措施来确保企业成本指标的实现,同时为国内同类型油藏并采用相同开采方式的油田提供可借鉴的经验。
刘梦[5]（2015）在《曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究》文中认为辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏1976年发现,随着油田勘探开发的深入,各个阶段暴露出不同的开发矛盾。投产初期注汽压力高,易出砂;中期易引起较严重的井间干扰或汽窜,后期周期生产时间长、日产油峰值低,排水期长,汽窜加剧,平面矛盾、层间矛盾加剧,井下技术状况变差。超稠油单井日产水平不断降低。本文针对吞吐中后期的各种矛盾,立足超稠油油藏高效开发和超稠油油藏采收率提高,通过对研究区域地质体重新认识并结合蒸汽吞吐中后期存在的矛盾,摸清超稠油油藏蒸汽吞吐中后期的主要开发矛盾和单井日产量变化规律,采取适合超稠油油藏蒸汽吞吐阶段的组合式注汽,水平井挖潜及蒸汽吞吐后的SAGD方式转换等特色技术。现场实施,单井日产上升至8t/d,水平井日产达到直井单井日产的3倍,蒸汽吞吐和SAGD的最终采收率达到60%左右,最终实现油藏的高效开发。
付玉亮,李德选[6]（2014）在《超稠油集输处理工艺综述》文中提出内蒙探区幅员辽阔、油气资源丰富、勘探程度低,是中原油田重要的油气资源接替战场。内蒙古探区原油物性差、含气量低,属于典型的稠油区块。稠油集输工艺包括:单井拉油工艺、单管加热集输工艺、掺稀降黏集输工艺、热源伴热集输工艺。稠油集中脱水处理工艺包括两段热化学沉降脱水工艺、热化学沉降与电化学两段脱水工艺、一段热化学静止沉降脱水工艺。
聂晶[7]（2014）在《新疆油田红003井区稠油掺水集输工艺研究》文中提出稠油资源是缓解未来原油短缺的重要手段,因此,油田开发中稠油所占比重越来越大,高粘度的稠油在管壁上的严重粘附给稠油生产和输送带来了极大的困难。稠油输送经常采用掺稀、伴热或掺水输送。由于稀油资源比较少,而且配套设施投资昂贵并影响后续油品的炼制,因此使用很受局限。伴热输送成本太高,只可能用于较短距离的输送。而掺水输送由于其较好的经济、社会效益,近年来,备受关注。新疆油田红003井区,目前主要采用蒸汽伴热集输工艺,由于伴热工艺能耗高,本项目利用稠油“反相点,,的特性,以红003井区两种油样为研究对象,围绕稠油掺采出水的油水混合液的流动特性、乳化程度与微观形态的变化规律,采用流变学测试技术、影像分析技术与环道模拟技术相结合的实验研究方法,测试分析稠油掺水混合液的反相点或乳化程度、混输流型、压降（或压差）规律,确定最佳掺水量和掺水温度,从而提出红003井区掺水集输工艺方案并进行了经济评价。全文主要开展了以下几方面工作：（1）通过环道实验测试高含水油水混合液粘度：在不同温度、流量等条件下,测定红003井区井稠油掺水混合液单位测试管长的压差,基于现有油水流模型反算稠油管流粘度,绘制管流粘温特性曲线；（2）根据管流粘温曲线,结合乳化油宏观、微观特性分析,确定含水稠油反相点及单井最佳掺水量；（3）通过高含水低温流动模拟实验,研究油水混合液的低温流动性,确定最佳掺水温度；（4）根据实验结果确定的最佳掺水量、最佳掺水温度,结合现场实际,对该区掺水集输工艺方案进行设计；（5）结合后续的原油处理工艺,计算单井掺水集输能耗,与蒸汽伴热能耗进行对比。从技术、经济性的角度对掺水工艺进行综合评价。研究结果表明：红003井区油水混合液可以采用均相流压降模型,反算高含水油水混合液的管流粘度；掺水集输的最佳含水率60%,掺水至单井的温度应高于60℃；现场试验掺水量与室内实验数据基本吻合,掺水后单井含水率在50%-65%,井口回压比蒸汽伴热低,在技术上可行；选取该区的336口井实施掺水集输,投资为2271.08万元；与蒸汽伴热相比,项目实施可节约天然气439.85×104m3/a,节水5.88×104m3/a,C02减排量0.92×104t,年节约费用931×104元,净现值为3177.17×104元;动态追加投资回收期为3.23年,静态投资回收期为2.56年,节能效益显着,经济可行。
李宗生[8]（2013）在《高干度注汽技术在SAGD开发中的应用研究》文中进行了进一步梳理辽河油田曙一区杜84块兴隆台、馆陶油层为超稠油油藏。1997年采用蒸汽吞吐方式投入开发,目前产量规模保持在120万吨以上,成为我国最大的超稠油生产基地。由于受蒸汽吞吐开采方式和原油性质的制约,油井进入高周期吞吐以后,周期产油量逐渐下降,吞吐效果明显变差,吨油成本不断上升。自2006年起在杜84块馆陶油层陆续转换开采方式,规模实施SAGD开发,取得良好效果,目前单井产量可达100-120吨/天。本文先是对曙一区油藏地质特征、杜84块滚动开发历程进行分析入手,运用油藏工程方法,结合超稠油生产实际,研究了超稠油油藏蒸汽吞吐开采特点和规律,得出对于高轮次蒸汽吞吐开发中后期的杜84块馆陶油层来说陆续转换开发模式势在必行,再结合目前国内外超稠油开发的不同方式,认为SAGD开发模式是最适合的,也是最有效的。针对SAGD开发方式的原理和特点,在正常开发中过程需要通过向上部的直井注入大量蒸汽,使蒸汽在油层中形成连续的蒸汽腔,蒸汽冷凝放出热量加热地下原油,而后被加热的原油与冷凝水一同依靠重力作用流入下部水平生产井被大排量采出。注入油层蒸汽中的热能只有汽化潜热被有效利用,饱和水的热焓不仅对采油毫无贡献,而且影响油井的采油效果,因此向油层注入蒸汽的干度越高,释放的汽化潜热就越多,进而可大大提高采收效果。目前油田所使用注汽设备为注汽锅炉（也称湿蒸汽发生器）,它是采用高压直流自控的方式,以油或天然气为燃料加热冷水产生高温高压湿蒸汽。但由于受供水水质和自身设计的影响,锅炉出口蒸汽干度一般控制在75-80%。为了提高在SAGD开发中注入蒸汽的干度,在注汽锅炉出口安装使用了球型汽水分离器,通过汽水分离可以使蒸汽干度提高95%以上。随着曙一区SAGD开发中已逐步推行集中注汽的方式,蒸汽的单井等干度分配和计量则是关键技术。为解决这一难题,根据汽、水两相流通过标准孔板、文丘里管的压降规律,建立数学模型,设计开发了等干度蒸汽分配计量装置,使用该装置后可以实现对每口注汽井进行等干度蒸汽分配和计量,从而实现对注汽干度在线监测及有效控制单井注汽速度的目的。
田玉江[9]（2009）在《油田集输系统利用地热伴热技术研究》文中认为本文主要针对华北油田丰富的地热资源,将废弃油井改造成地热井,利用地热水代替部分燃油,节能降耗。首先调查华北油田地热利用现状和可用资源量,对地热利用进行可行性研究。建立了地热井内地热水流动模型,求出地热水出口温度和井筒散热损失。同时建立地热水输送管线流动模型,计算保温管线对散热的影响,选择合适的保温材料及厚度,求出地热水到达联合站的温度。然后本着节约能源、保护环境的原则,对地热资源利用进行总体规划,按照油田需求进行合理分配。根据地热水的水质条件,采用地热间接利用,设计了两级换热系统。选择合适的换热设备,尽可能地提高换热效率和使用寿命。同时利用吸收式热泵提高地热水利用温差,加热部分热水用于供暖。根据油田集输流程的结构及工艺特点,对换热后热水提出四级利用方案,尽量提高热水利用效率。其中对原油外输加热、脱水加热、储油罐保温和输油管线伴热进行了重点分析,选择合适的换热设备,对热水进行梯级利用。在管道伴热计算时,建立原油管道伴热系统能量平衡分析模型。对管道伴热系统进行数值模拟,分析对比不同伴热方式下的伴热效果。同时,根据原油集输工艺伴热方式、管网形态和管线根数,采用流体力学、工程热力学等理论,研究建立伴热系统水力和热力分析计算方法。确定伴热水的温度、流量等参数,计算输油管道和伴热管线的热力损失、水头损失、集输系统效率以及系统的热能利用率等,并画出了地热利用系统的能流图,采用三环节法分析系统效率。最后对改造前后系统经济效益进行分析。
刘华勇[10]（2008）在《特石管线建设项目后评价》文中研究指明建设项目后评价是在项目建成投产、竣工验收以后,经过一段时间的运营,对项目目的、执行过程、效益、作用和影响所进行全面系统地分析,总结经验教训,并通过及时有效的信息反馈,为完善已建项目、调整在建项目、指导拟建项目服务。本文在对后评价的理论及方法进行了简单的介绍后,在独立性、科学性、实用性、透明性和反馈性的基本原则下,采用后评价分析方法中的前后对比法、有无对比法、逻辑框架法对曙光特油2号站至石化分公司超稠油输油管线项目,进行了科学的定量分析和定性分析相结合的后评价。本文重点通过对决策、项目设计、建设管理等方面的评估来综合进行实施过程的后评价:并从经济指标实现程度、投资和执行情况、经济效益分析、影响与持续性结论项目的实施效果来得出项目实施效果的后评价。最后,本文从前期工作方面、经济效益及影响、可持续性方面进行了综合评价,分析并总结了曙光特油2号站至石化分公司超稠油输油管线项目的项目经验:实行项目管理,严格落实责任;优化工程设计,节约投资;严把工程质量关,确保工程质量;求真务实,勇于创新,实现了超稠油的长距离输送的宝贵经验。对于今后同类工程的建设和提高项目决策、工程实施和运营管理水平,为合理利用资金,提高投资效益,制定相关政策等有着重要的指导意义。并在此基础上总结了项目的教训及问题,给出了相关建议。
二、超稠油燃煤介质炉地面保温伴热工艺技术研究（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、超稠油燃煤介质炉地面保温伴热工艺技术研究（论文提纲范文）
（1）提高SAGD热效率技术研究（论文提纲范文）
| 1 SAGD发展概况 |
| 1.1 SAGD开发现状 |
| 1.2 SAGD工艺技术发展现状 |
| 2 提高效能主要做法 |
| 2.1 提高现有系统热效率和减少热损失 |
| 2.2 高效经济的水处理 |
| 2.3 气体回注及辅助生产 |
| 2.4 SAGD产出液热能利用 |
| 3 结论 |
（2）超稠油脱水处理工艺优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题来源 |
| 1.2 国内外稠油集输现状 |
| 1.2.1 稠油降粘技术 |
| 1.2.2 稠油集输工艺流程 |
| 1.3 国内外稠油脱水技术 |
| 1.3.1 稠油脱水技术 |
| 1.3.2 稠油脱水工艺流程 |
| 1.3.3 稠油脱水主要处理设备 |
| 1.4 本文研究目的及内容 |
| 第二章 特一联超稠油物性分析 |
| 2.1 特一联概况 |
| 2.1.1 中控系统 |
| 2.1.2 原油脱水系统 |
| 2.1.3 污水处理系统 |
| 2.1.4 原油销输系统 |
| 2.1.5 导热油伴热系统 |
| 2.2 特一联进液物性分析 |
| 2.3 超稠油脱水处理难点分析 |
| 第三章 特一联超稠油脱水实验 |
| 3.1 破乳剂的筛选 |
| 3.1.1 实验原料 |
| 3.1.2 破乳剂的合成 |
| 3.1.3 破乳剂破乳性能评价 |
| 3.2 超稠油脱水实验 |
| 3.2.1 实验材料 |
| 3.2.2 实验器材 |
| 3.2.3 实验方法 |
| 3.2.4 实验结果与讨论 |
| 3.3 超稠油污水处理实验 |
| 3.3.1 净水剂作用机理分析 |
| 3.3.2 超稠油污水净化实验 |
| 3.3.3 净水剂配伍实验 |
| 第四章 特一联超稠油脱水工艺优化 |
| 4.1 热化学脱水工艺流程及参数 |
| 4.1.1 热化学脱水工艺流程 |
| 4.1.2 热化学脱水工艺指标参数 |
| 4.2 超稠油脱水现场效果 |
| 4.2.1 一级原油脱水效果 |
| 4.2.2 二级原油脱水效果 |
| 4.2.3 脱出水处理效果 |
| 4.3 老化油处理工艺优化 |
| 4.3.1 老化油处理新工艺 |
| 4.3.2 老化油处理效果对比分析 |
| 4.4 加药系统自控化升级 |
| 4.4.1 原加药系统运行状况 |
| 4.4.2 自控化加药系统原理 |
| 4.4.3 自控化加药系统实施效果 |
| 4.5 SAGD热源回用工艺优化 |
| 4.5.1 特一联热源分布情况 |
| 4.5.2 SAGD热源回用工艺改造 |
| 4.5.3 SAGD热源回用工艺实施效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（3）河口采油厂沾18块稠油空心杆泵上掺水降粘技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.1.1 课题研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 课题相关内容研究现状 |
| 1.2.1 稠油的基本知识 |
| 1.2.2 稠油降粘技术发展概况 |
| 1.2.3 井筒降粘工艺国内外应用现状 |
| 1.3 主要研究内容与研究思路 |
| 1.3.1 本文主要研究内容 |
| 1.3.2 论文研究思路 |
| 第二章 河口采油厂稠油区块生产工艺现状 |
| 2.1 河口采油厂沾18 稠油区块开发现状 |
| 2.1.1 油藏特征 |
| 2.1.2 开发历程简介 |
| 2.2 沾18 区块地面工程现状 |
| 2.2.1 单井 |
| 2.2.2 计量站 |
| 2.2.3 义西接转站 |
| 2.3 沾18 稠油区块油井生产存在的问题 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 河口采油厂不同井筒降粘工艺对比分析 |
| 3.1 电加热降粘技术 |
| 3.2 井筒化学降粘技术 |
| 3.3 空心杆泵上掺水降粘技术 |
| 3.4 三种不同井筒降粘工艺比较 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 沾18块应用空心杆泵上掺水降粘工艺可行性分析 |
| 4.1 空心杆泵上掺水降粘工艺在陈家庄油田的应用情况 |
| 4.2 油藏地质特征 |
| 4.3 沾18 稠油区块原油反相特性实验 |
| 4.4 井筒内不同掺水温度下原油粘度分布 |
| 4.5 沾18 稠油区块油井空心杆泵上掺水降粘工艺参数计算 |
| 4.5.1 单井掺水量的确定 |
| 4.5.2 掺水混合液温度确定 |
| 4.5.3 掺水规模及井口掺水温度优化 |
| 4.5.4 掺水工艺参数确定 |
| 4.6 三种降粘工艺经济效益对比 |
| 4.7 沾18 区块应用空心杆泵上掺水降粘工艺的现场试验情况 |
| 4.8 本章小结 |
| 第五章 沾18稠油区掺水改造方案 |
| 5.1 空心杆泵上掺水系统 |
| 5.2 义西接转站分水系统 |
| 5.3 站外掺水系统 |
| 5.3.1 掺水管网的水力热力计算 |
| 5.3.2 掺水管网系统改造工程量 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（4）辽河JM油田开发公司稠油开采成本控制研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| 英文摘要 |
| 第一章 导言 |
| 1.1 选题背景及意义 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 选题意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容及方法 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 1.4 论文的创新之处 |
| 第二章 相关理论综述 |
| 2.1 成本控制理论涵义及基本理论 |
| 2.1.1 成本控制理论涵义 |
| 2.1.2 成本控制的基本理论 |
| 2.2 成本控制种类及特点 |
| 2.2.1 成本控制的种类 |
| 2.2.2 成本控制的特点 |
| 2.3 成本控制的方法及过程 |
| 2.3.1 成本控制的方法 |
| 2.3.2 成本控制的过程 |
| 2.4 生产成本控制的内容、原则和程序 |
| 2.4.1 生产成本控制的内容 |
| 2.4.2 生产成本控制的原则 |
| 2.4.3 生产成本控制的程序 |
| 第三章 JM油田开发公司成本现状及问题分析 |
| 3.1 稠油开发历程与JM油田开发公司概况 |
| 3.1.1 稠油开采历程 |
| 3.1.2 JM油田开发公司概况 |
| 3.2 JM油田开发公司成本构成与特点分析 |
| 3.2.1 稠油生产成本构成 |
| 3.2.2 稠油生产成本构成特点分析 |
| 3.3 稠油生产成本习性分析 |
| 3.3.1 稠油生产成本习性分析方法 |
| 3.3.2 JM公司稠油生产固定成本习性分析 |
| 3.3.3 JM油田开发公司稠油操作成本习性分析 |
| 3.4 JM油田开发公司成本控制现行做法 |
| 3.4.1 推行对标管理制度 |
| 3.4.2 建立责任成本会计体系与成本控制制度，优化稠油开采技术 |
| 3.5 JM油田开发公司稠油成本控制存在的主要问题 |
| 3.6 稠油成本控制重点分析 |
| 第四章 JM油田开发公司稠油成本控制优化方案 |
| 4.1 JM油田开发公司稠油成本控制的优化思路 |
| 4.2 JM油田开发公司稠油成本控制的优化内容 |
| 4.2.1 完善成本控制机制 |
| 4.2.2 促进科技进步与工艺技术整合，挖掘生产成本降低的空间 |
| 4.2.3 加强成本对标管理、促进优化生产运行 |
| 4.2.4 优化产能建设投资 |
| 4.3 稠油成本控制的改进措施 |
| 4.3.1 燃料油结构优化 |
| 4.3.2 提高注汽系统热效率 |
| 4.3.3 优化稠油处理工艺 |
| 4.3.4 加强用电管理 |
| 4.3.5 调整老区资源配置 |
| 4.3.6 优化注汽工作量 |
| 4.4 稠油成本控制优化方案的可行性分析 |
| 第五章 实施效果预测 |
| 5.1 稠油开采成本降低 |
| 5.1.1 稠油吨油操作成本的预测 |
| 5.1.2 成本控制方案实施后吨油操作成本预测 |
| 5.2 稠油成本管理水平得到提高 |
| 第六章 结论 |
| 6.1 研究结论 |
| 6.2 研究局限性 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读学位期间所发表的论文 |
（5）曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙一区超稠油开发概况 |
| 1.1 油田基本情况 |
| 1.2 滚动开发历程 |
| 第二章 单井日产量变化规律分析 |
| 2.1 直井单井日产规律分析 |
| 2.2 吞吐水平井单井日产规律分析 |
| 2.3 新井日产规律分析 |
| 2.4 SAGD单井日产规律分析 |
| 第三章 组合式注汽分析及效果评价 |
| 3.1 多井整体蒸汽吞吐分析 |
| 3.2 间歇蒸汽吞吐分析 |
| 3.3 一注多采分析 |
| 3.4 三元复合吞吐分析 |
| 第四章 水平井应用分析及效果评价 |
| 4.1 部署分析 |
| 4.2 钻井设计分析 |
| 4.3 措施选择分析 |
| 4.4 油井大修恢复分析 |
| 4.5 多元化二次开发研究分析 |
| 第五章 SAGD应用分析及效果评价 |
| 5.1 SAGD动态调控馆陶油藏实例分析 |
| 5.2 SAGD动态调控兴Ⅵ油藏实例分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）超稠油集输处理工艺综述（论文提纲范文）
| 1 内蒙古探区稠油物性分析 |
| 2 稠油集输工艺 |
| 3 稠油集中脱水处理工艺 |
| 4 结论 |
（7）新疆油田红003井区稠油掺水集输工艺研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题提出及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油集输工艺现状及发展趋势 |
| 1.2.2 油水混输理论研究进展 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 1.6 小结 |
| 第2章 实验内容与方法 |
| 2.1 实验内容 |
| 2.2 稠油特性分析方法 |
| 2.3 掺水稠油环道实验方法 |
| 2.3.1 环道实验装置简介 |
| 2.3.2 环道油水混合液制备方法 |
| 2.3.3 油水混输反相点实验方法 |
| 2.3.4 环道实验数据处理方法 |
| 2.4 乳化油宏观及微观结构分析 |
| 2.4.1 宏观分析 |
| 2.4.2 微观分析 |
| 2.5 高含水低温油水流模拟 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 实验结果及分析 |
| 3.1 稠油特性分析 |
| 3.1.1 基本物性 |
| 3.1.2 流变特性 |
| 3.1.3 粘温特性 |
| 3.2 油水混合液管流特性 |
| 3.2.1 管流压降、流量与时间的变化规律 |
| 3.2.2 油水混合液管流粘度 |
| 3.3 低含水乳状液流变特性 |
| 3.4 油水混合液反相点 |
| 3.5 宏观及微观特性分析 |
| 3.5.1 宏观特性分析 |
| 3.5.2 微观结构分析 |
| 3.6 高含水低温流动特性 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 压降预测 |
| 4.1 理论依据 |
| 4.2 预测结果 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 掺水集输方案 |
| 5.1 红003井区现状 |
| 5.2 工艺方案 |
| 5.2.1 生产数据分析 |
| 5.2.2 掺水规模 |
| 5.2.3 掺水水源及工艺 |
| 5.2.4 掺水管网规划 |
| 5.2.5 掺水工程设施 |
| 5.2.6 改造后对原油处理工艺的影响(掺80℃污水) |
| 5.3 工程量及投资估算 |
| 5.4 节能效果测算 |
| 5.4.1 综合节能分析 |
| 5.4.2 节能量 |
| 5.4.3 改造前后能耗对照 |
| 5.4.4 经济效益评价 |
| 5.5 现场试验 |
| 5.5.1 掺水工艺 |
| 5.5.2 工程设施 |
| 5.5.3 现场试验结果 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附图1 红003乳化稠油掺水混合液管流压降规律 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（8）高干度注汽技术在SAGD开发中的应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 曙一区超稠油开发概况 |
| 1.1 地理位置及自然状况 |
| 1.2 地质简述 |
| 1.3 勘探简史 |
| 1.4 油藏地质特征 |
| 1.4.1 地层层序及层组划分 |
| 1.4.2 断裂构造特征 |
| 1.4.3 油藏主要特征 |
| 1.5 杜84块开发历程及开采现状 |
| 1.5.1 兴隆台油层开发历程及开采现状 |
| 1.5.2 馆陶油层开发历程及开采现状 |
| 1.6 超稠油生产特点 |
| 1.6.1 流动温度高,启动压差大 |
| 1.6.2 周期间产量变化规律 |
| 1.6.3 周期内日产油变化规律 |
| 1.6.4 累积采油量与累积注汽量之间存在线性关系 |
| 1.6.5 采注比、回采水率、油汽比变化趋势 |
| 第二章 超稠油的SAGD开发技术 |
| 2.1 国内外稠油开发技术现状 |
| 2.1.1 稠油热采技术现状 |
| 2.1.2 国内外超稠油热采技术发展趋势 |
| 2.2 超稠油的SAGD开发技术 |
| 2.2.1 SAGD工艺原理 |
| 2.2.2 SAGD主要技术参数 |
| 2.2.3 SAGD工艺方案 |
| 第三章 SAGD开发中的高干度注汽技术 |
| 3.1 注汽锅炉 |
| 3.1.1 注汽锅炉分类 |
| 3.1.2 注汽锅炉特点 |
| 3.1.3 注汽锅炉结构组成 |
| 3.1.4 注汽锅炉工作过程 |
| 3.1.5 集中式注汽的推广使用 |
| 3.1.6 新型保温材料在注汽管网上的应用 |
| 3.2 国内外提高蒸汽干度的方式 |
| 3.3 球型汽水分离器 |
| 3.3.1 结构组成 |
| 3.3.2 工艺原理 |
| 3.3.3 结构设计 |
| 3.3.4 设备型号 |
| 3.3.5 技术参数 |
| 3.3.6 安全性 |
| 3.3.7 其它相关技术 |
| 3.4 球型汽水分离器的运行 |
| 3.4.1 运行条件 |
| 3.4.2 电源条件 |
| 3.4.3 安全保护 |
| 3.4.4 控制系统 |
| 3.5 效果分析 |
| 第四章 等干度蒸汽分配计量技术 |
| 4.1 汽-液两相流计量技术发展概况 |
| 4.1.1 汽-液两相流计量的原理 |
| 4.1.2 国内外汽-液两相流计量的现状 |
| 4.1.3 汽-液两相流计量的分类 |
| 4.2 等干度蒸汽分配计量装置 |
| 4.2.1 装置原理 |
| 4.2.2 数学模型 |
| 4.2.3 数学模型修正 |
| 4.2.4 结构特点及组成 |
| 4.3 效果分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（9）油田集输系统利用地热伴热技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 地热资源概述 |
| 1.2 课题研究背景和意义 |
| 1.3 研究现状及存在的问题 |
| 1.3.1 国内外研究现状 |
| 1.3.2 油田地热利用现状 |
| 1.3.3 存在的主要问题 |
| 1.4 本文研究的主要目的和内容 |
| 第二章 地热水加热原油可行性研究 |
| 2.1 油田集输系统工艺用能现状 |
| 2.1.1 留北油田地面工艺现状 |
| 2.1.2 能耗状况分析 |
| 2.2 华北油田地热资源现状 |
| 2.2.1 地热资源利用现状 |
| 2.2.2 地热可供资源量的计算 |
| 2.3 地热水输送优化计算 |
| 第三章 留北油田地热利用技术 |
| 3.1 油田集输系统热耗分析 |
| 3.2 利用地热替代燃油方案设计 |
| 3.2.1 利用原则及地热水水量计算 |
| 3.2.2 工艺方案设计 |
| 3.3 地热水换热设计 |
| 3.3.1 留北油田地热水水质分析 |
| 3.3.2 换热器选择 |
| 3.3.3 板式换热器设计 |
| 3.3.4 原油加热系统设计 |
| 3.4 储油罐保温设计 |
| 3.4.1 储油罐热力计算 |
| 3.4.2 储油罐保温计算 |
| 3.5 热泵辅助系统 |
| 3.5.1 热泵工作原理 |
| 3.5.2 留一联热泵参数计算 |
| 3.5.3 余热水对热泵性能的影响 |
| 第四章 管道伴热模拟计算 |
| 4.1 管道伴热计算模型 |
| 4.2 双管顺流伴热 |
| 4.3 双管逆流伴热 |
| 4.4 三管顺流伴热 |
| 4.5 三种伴热方式比较 |
| 4.6 留北油田管道伴热 |
| 4.6.1 单井集油管线参数计算 |
| 4.6.2 污垢对伴热的影响 |
| 4.6.3 含气率对伴热的影响 |
| 第五章 能流分析及经济评价 |
| 5.1 系统技术性能 |
| 5.2 能流分析 |
| 5.3 经济评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 地热井传热计算模型 |
| 附录B 地面管线保温热力计算模型 |
| 致谢 |
（10）特石管线建设项目后评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 项目后评价的基本概念和内容 |
| 1.1.1 项目后评价的基本概念 |
| 1.1.2 项目后评价的内容 |
| 1.1.3 项目后评价的特点 |
| 1.2 项目后评价的方法、作用和意义 |
| 1.2.1 项目后评价的方法 |
| 1.2.2 后评价的原则和一般程序 |
| 1.2.3 项目后评价的作用 |
| 1.2.4 项目后评价的意义 |
| 1.3 国内外项目后评价研究的现状及其评述 |
| 1.3.1 项目后评价的发展 |
| 1.3.2 我国项目后评价的发展 |
| 1.4 本文研究的主要内容和框架结构 |
| 2 特石管线项目实施评价 |
| 2.1 项目概况 |
| 2.2 特石管线工程实施进度 |
| 2.3 特石管线项目实施过程评价 |
| 2.3.1 项目前期工作 |
| 2.3.2 项目建设实施 |
| 2.3.3 项目生产运行 |
| 3 特石管线项目经济效益后评价 |
| 3.1 项目经济效益后评价的依据 |
| 3.2 项目投资和执行情况评价 |
| 3.2.1 资金来源及到位情况 |
| 3.2.2 投资预算与变动分析 |
| 3.2.3 投资控制的经验和教训 |
| 3.3 项目主要经济指标实现程度评价 |
| 3.4 项目经济效益分析与评价 |
| 3.4.1 赢利能力和不确定性分析 |
| 3.4.2 经济效益分析及评价 |
| 4 项目影响与持续性评价 |
| 4.1 项目环境影响评价 |
| 4.2 项目社会影响评价 |
| 4.2.1 科技进步影响评价 |
| 4.2.2 社会效益影响评价 |
| 4.3 项目持续性评价 |
| 4.3.1 项目竞争力的综合分析 |
| 4.3.2 项目推广价值分析 |
| 4.4 项目影响与持续性评价结论 |
| 5 结论及建议 |
| 5.1 项目综合评价结论 |
| 5.2 项目的经验教训和问题 |
| 5.2.1 项目的主要经验 |
| 5.2.2 项目的主要教训及问题 |
| 5.2.3 项目的建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、超稠油燃煤介质炉地面保温伴热工艺技术研究（论文参考文献）
- [1]提高SAGD热效率技术研究[J]. 任宝铭. 石油石化节能, 2019(05)
- [2]超稠油脱水处理工艺优化研究[D]. 黄轶. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]河口采油厂沾18块稠油空心杆泵上掺水降粘技术研究[D]. 王田田. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [4]辽河JM油田开发公司稠油开采成本控制研究[D]. 庞阔. 西安石油大学, 2015(12)
- [5]曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究[D]. 刘梦. 东北石油大学, 2015(04)
- [6]超稠油集输处理工艺综述[J]. 付玉亮,李德选. 油气田地面工程, 2014(12)
- [7]新疆油田红003井区稠油掺水集输工艺研究[D]. 聂晶. 西南石油大学, 2014(02)
- [8]高干度注汽技术在SAGD开发中的应用研究[D]. 李宗生. 东北石油大学, 2013(05)
- [9]油田集输系统利用地热伴热技术研究[D]. 田玉江. 中国石油大学, 2009(03)
- [10]特石管线建设项目后评价[D]. 刘华勇. 大连理工大学, 2008(05)