一、稠油加热装置的热效率监控技术研究（论文文献综述）
李洪松[1]（2021）在《高凝原油加剂后管道流动特性研究及能耗分析》文中提出随着我国油田开采逐渐进入中后期,原油中含蜡量越来越高,导致凝点与粘度也普遍增大。我国原油大多采用管道输送,并且一般需要加热后才能进行外输,随着原油凝点与粘度逐渐增大,所需出站温度与出站压力也越来越高,由此所造成的管输系统能耗费用十分巨大。降凝剂能够有效降低高凝原油凝点与粘度,从而降低输油管道热能与动力消耗,有效降低管输系统能耗费用。本文针对高凝原油管输系统能耗特点,建立管道输送能耗优化模型,对加剂后原油物性变化进行了分析,通过室内试验对五种降凝剂进行筛选,结果证明SL-2#降凝剂对高凝原油降凝降粘效果最好。此外还对SL-2#降凝剂最优加剂参数进行了试验分析,结果表明当加剂浓度在100ppm-150ppm之间,加剂温度在55℃以上时SL-2#降凝剂能够发挥最大的降凝降粘作用。针对高凝原油加剂输送管道的传热与流动特性,利用PIPESIM软件分析了影响管道温降与压降的敏感因素,给出了出站温度,环境温度,加剂浓度与输量的变化对管道温降及压降的影响程度。结合能耗优化模型,在综合考虑各项约束条件前提下,分析了低温环境下不同加剂浓度的运行费用,分析结果表明加剂后管输系统的运行费用得到大幅度降低,当加剂浓度为100ppm时运行费用最低较之前未加剂时费用降低25%以上。对加剂后管输系统能耗费用进行计算分析,基于Python语言开发出高凝原油输送管道能耗计算软件并开展现场实验进行验证。结果表明,本文所提供的的加剂优化运行方案能够大幅度降低高凝原油管输系统的运行费用,节能降耗效果显着。
王振东[2]（2021）在《油页岩原位开采连续螺旋折流板式电加热器传热性能和加热效率研究》文中提出随着我国社会经济的高速发展,油气资源消费量和生产量存在巨大的不平衡。而我国的油页岩资源十分丰富,油页岩加热至裂解温度（450～550℃）可转化为油页岩油,是一种潜在的石油替代资源。油页岩原位转化是在地下将油页岩裂解为油页岩油,是油页岩清洁高效开发的必然趋势。温度（热量）是油页岩原位转化的关键因素,井下加热技术将加热器放置在井下,产生的高温热载体可直接加热油页岩层。井下加热器是井下加热技术的关键设备,现有燃烧式井下加热器存在燃烧稳定性差,火焰熄灭后不易再点燃的问题。此外,现有的电热式井下加热器以热传导方式加热油页岩层,加热效率低,且电加热棒表面无强化传热结构,加热器的寿命较短。因此,本文将连续螺旋折流板结构引入油页岩原位开采井下电加热器,以电加热棒为热源加热高温空气,对连续螺旋折流板式井下电加热器的传热性能和加热效率开展详细研究。首先,为研究螺距对加热器传热性能和加热效率的影响,开展了数值模拟和实验研究。对弓形折流板和连续螺旋折流板式加热器的壳程流场和温度场进行数值分析,发现弓形折流板加热器的壳程流态紊乱,而连续螺旋折流板加热器的壳程流动均匀,加热棒壁面温度分布均匀,因此,连续螺旋折流板结构更适合油页岩原位开采井下电加热器。通过搭建的井下电加热器实验系统,对螺距分别为50 mm、110 mm、160 mm和210 mm的四种连续螺旋折流板式井下电加热器（H50、H110、H160、H210）进行实验。结果表明,连续螺旋折流板的螺距越大,电加热棒的壁面平均温度越高,其变化速率越大,H50比H210低36.8%～44.4%。加热功率和质量流量对壁面平均温度的影响更为显着。综合性能指标K/△P随加热功率的变化无明显趋势,而随质量流量的增加却显着减小。在相同条件下,随着螺旋折流板螺距的减小,加热器的强化传热能力增强,修正熵产数和无量纲热阻逐渐减小。H110、H160和H210在低雷诺数区间的加热效率较高,而H50在高雷诺数区间内具有较高的加热效率。然后,研究了封隔器设置位置对井下电加热器传热性能和加热效率的影响。通过加热器样机的井下实验,发现仅在注热井的井头进行密封时,注热井中的高温空气将向油页岩顶板传递热量,同时在注热井底部形成局部冷热对流。因此,提出了井下电加热器和封隔器协同工作,提高高温空气的能量利用率。基于此,设计井下工况模拟装置,对在加热器的出口设置封隔器（方案1）和加热器的入口设置封隔器（方案2）两种方案分别进行实验。结果表明,加热器的出口温度在初始阶段上升较快,而在第二阶段逐渐下降,在最后阶段保持稳定。每个阶段的持续时间与螺旋折流板的螺距、加热功率和质量流量有关。方案2中的壳程空气温度高于方案1,因此,方案2中所有井下加热器的电加热棒壁面温度均高于方案1。除H50外,综合性指标随质量流量和加热功率的变化无明显趋势。总成本随着质量流量的增加先缓慢增加再急剧增长,而随加热功率的变化呈线性增长。方案1中,加热器的强化传热能力更强,因此其不可逆损失小于方案2。在高雷诺数区域,与H160和H210相比,H50的不可逆损失最小,其加热效率最高。就加热器的传热性能、经济性和加热效率而言,将封隔器设置在井下电加热器的出口是油页岩原位开采井下注热技术的最佳方案。最后,为进一步提高井下电加热器的加热效率,提出双壳体井下加热器结构。通过改变壳程空气的流动路径,回收并减少加热器壳体产生的热损失,进而提高电加热器的加热效率。对三种螺距的单壳体和双壳体加热器进行对比实验,研究壳体结构对加热器性能的影响。实验结果表明,质量流量对加热速率的影响大于加热功率。在壳程流场充分发展段,电加热棒壁面温度沿X轴线性增大。除加热器入口和出口处的壳体温度外,逆流双壳体加热器（CDS-DEH）和顺流双壳体加热器（PDS-DEH）的壳体温度分别比单壳体加热器（SS-DEH）低22.55%～80.00%和55.94%～74.43%。壳程空气以强制对流和热辐射两种方式从电加热棒壁面吸收热量,以强制对流传热为主。加热器壳体以热辐射和自然对流两种方式散失热量,以辐射传热为主。质量流量和加热功率对双壳体井下电加热器的加热效率无显着影响,而对单壳体井下电加热器影响较为显着。在实验范围内,PDS-DEH、CDS-DEH和SS-DEH的能量利用率分别为98.69%～99.80%、98.08%～99.65%和84.43%～94.25%,这表明,双壳体结构通过改变壳程空气的流动路径可有效的提高井下电加热器的加热效率。本文的研究结论可为我国油页岩原位转化技术,尤其对井下注热方案设计和注热工艺参数选择提供理论基础和技术指导。
王姝婧[3]（2021）在《海域天然气水合物开采气体流动保障用电磁加热器的研制》文中认为天然气水合物是一种具有极性分子的新型清洁能源。降压开采水合物法是常用的方法之一。研究表明,在降压法开采天然气水合物过程的前期阶段（或是后期）,由于开采过程中温度和压力的变化,水、天然气气体在低温高压条件下,极易使水合物在储层产气通道、井筒、防喷器（BOP）、节流管线等部位再次生成,堵塞情况严重会影响气体运移速率甚至堵塞气体运移通道,造成产气率下降或停产的风险。因此在开采过程中保证天然气水合物的气体流通性,防止水合物的二次生成是很重要的。为消除或抑制降压开采过程中的二次水合物,供给热量可从机理上恢复产气效率。传统的加热方式加热速率慢、热量损失大,相比之下,电磁波加热法可根据需要快速加热,且其在重油方面已经彰显了它的有效性从理论上讲,微波属于电磁波的一种。因此,可以使用微波加热加速气体水合物的分解,防止水合物的二次形成。本文在国家重点研发计划战略性国际科技创新合作重点专项“天然气水合物勘查开发技术联合研究”（SQ2018YFE020424）子课题“天然气水合物地下加热与置换开采器具”的资助下,对用于防止天然气水合物二次生成的微波加热系统开展了研究。本文根据微波加热系统的工作原理,及微波对天然气水合物的特性影响,研制了一套天然气水合物室内试验台系统,主要包括微波发生器、微波传输系统、微波加热器（即同轴裂缝微波加热天线）、微波防泄漏装置。微波加热器（即同轴裂缝微波加热天线）可插入反应釜中,用于模拟井段内微波对天然气水合物加热作用。天然气水合物室内试验台系统的关键部分是同轴裂缝微波加热天线的研制。基于电磁学和天线传输理论,设计加工了一种具有特殊形状的H型同轴裂缝微波加热天线,并计算出了该同轴裂缝微波加热天线的直径、裂缝尺寸等关键参数。该H型同轴裂缝微波加热天线包括有空心的外导体和实心的内导体,在外导体的表面开设有多个H型裂缝,并且在外导体与内导体的环状空间装配特氟龙。同轴H型裂缝天线的频率为2.45GHz,外导体的直径为30mm,内导体直径9mm,阻抗50Ω,裂缝长度径向12mm、轴向14mm,裂缝间距35mm,微波馈入端口到第一个裂缝的距离为16mm,裂缝宽度为2mm。该同轴裂缝微波加热天线尺寸较小可以很容易地将其降低到产气通道中,以防止水合物的二次形成。利用HFSS软件模拟分析设计的同轴裂缝微波加热天线中远场辐射的仿真结果来看,该天线具有良好的全向辐射。通过结合软件HFSS和ANSYS耦合模拟同轴裂缝微波加热天线（长1m,开设19*4个H型裂缝）对直径为100mm、长度为2m的圆柱体内二次水合物的加热效果,结果发现,天然气水合物可以在1800s内从-3.7℃加热到17.8℃。在3600s内,水合物可从-3.4℃加热到27.3℃。根据研制的微波加热系统及微波加热器为原型,结合实际南海试采井段数据,初步设计工程方案:拟定在直径为500mm的井段内,距离井段中心点200mm处轴向间隔90°均匀排布4根同轴裂缝微波加热天线（长500mm,开设9*4个H型裂缝）,通过HFSS软件和ANSYS软件数值模拟分析发现,同轴裂缝微波加热天线工作1800s,可将待加热天然气水合物从-3℃加热至17.3℃。
张琪琛[4]（2020）在《多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究》文中进行了进一步梳理蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术能够高效地开发稠油/油砂资源。随着稠油/油砂资源的深入开发,面临的储层地质条件也越复杂,尤其是储层内部渗流屏障发育时,严重影响了SAGD的开发效果,然而目前关于多渗流屏障影响下的SAGD产能预测理论及其开采特征研究尚且不足,如何合理、高效地应用SAGD技术开发此类型油藏成为亟待解决的问题。针对上述存在的问题,本论文利用室内物理模拟、渗流理论、油藏工程理论、传热学理论、数值分析理论及油藏数值模拟技术等方法,对多渗流屏障影响下SAGD全过程的流动机理以及汽腔发育模式进行了深入研究。结合实际油砂储层的地质特征,对渗流屏障进行了分类并分析了不同类型渗流屏障的成因及分布特征。通过室内三维物理模拟实验,对多渗流屏障不同分布特征下的SAGD过程进行了模拟,从屏障遮挡汽腔上升阶段和横向扩展阶段两个方面研究了多渗流屏障下SAGD汽腔发育模式及流动机理。考虑到三维物理模拟实验周期较长、耗能大的不利因素,通过建立与物理模型等比例的数值模型,对物理模拟进行数值模拟扩展研究。分析了不同渗流屏障分布特征以及不同屏障类型对SAGD汽腔发育模式的影响。针对多渗流屏障下SAGD产能预测问题,首先建立了SAGD不同阶段（预热、上升、横向扩展以及限制阶段）产能预测模型,在此基础上结合渗流屏障影响下的汽腔发育模式,建立了考虑渗流屏障影响的SAGD产能预测模型,揭示了渗流屏障下SAGD开发过程中汽腔发育与泄油规律的相互影响机理,研究了不同渗流屏障分布特征对产能变化规律的影响;采用数值模拟方法,建立了考虑不同渗流屏障类型的SAGD概念模型,分析渗流屏障不同渗透率对SAGD产能的影响。综合应用以上理论模型和数值模型,研究了不同渗流屏障分布特征及渗透率下SAGD的开发效果,并确定了渗流屏障影响下SAGD开发界限。针对典型油砂区块建立了实际区块地质模型,采用油藏数值模拟手段并结合前文确定的开发界限,分析不同布井方式对SAGD开发效果的影响,确定出最优井位部署方式,并在此基础上,开展了SAGD开发参数优化研究,确定了渗流屏障影响下SAGD的最优开发参数。
姚春雪[5]（2020）在《稠油集输系统能耗和油品损耗评价技术研究》文中认为在油价低迷的形势下,辽河油田从事关企业生存发展的大局出发,深化开源节流、降本增效工作,简化工艺流程,推广节能降耗技术。该油田高升采油厂稠油集输系统存在着油品损耗量大、系统效率低、能耗高等影响油田生产运行经济效益进一步提高的关键技术问题。因此,开展集输系统能耗损耗评价技术研究,找出在现行工艺流程中存在的能耗高的生产运行问题,进而提出具体的调整改造措施,对于提高油田生产运行经济效益具有重要意义。根据高升采油厂采油作业一区集输系统工艺流程和生产运行现状,将集输系统分为集输站场（计量站、转油站、联合站）、集输管线（集油管线、掺稀油管线）两大集输环节。综合采用能量分析方法和?分析方法,建立了集输系统各环节能量平衡模型及评价指标。针对集输工艺流程,将原油损耗分为井口罐呼吸损耗、转油站储油罐呼吸损耗、联合站储油罐和卸油台呼吸损耗、联合站污水带油损耗,建立了集输系统油品损耗评价方法及评价指标。利用Visual Studio Ultimate 2013软件开发平台,采用C#语言开发了“辽河油田高升采油厂集输系统能耗和油品损耗评价软件”。该软件能够针对稠油集输系统工艺流程,进行集输系统的能耗评价和油品损耗评价,以此判断系统运行的合理性,对运行不合理环节进行节能改造,并对改造调整后的集输系统进行节能潜力预测。对高升采油厂作业一区集输系统能耗和油品损耗进行了测试,并利用所开发的软件对测试结果进行分析与评价,归纳出该集输系统能耗规律和油品损耗规律。针对用能存在的薄弱环节,提出了相应的节能技改方案,包括提高系统各环节的热能利用率,包括改善集输管线保温状况、提高加热炉和机泵效率等措施。针对油品损耗,给出了减少原油损耗的技术措施。预测结果表明,改造后集输系统单位液量集输综合能耗下降10.80%、集输系统单位原油集输综合能耗下降10.93%;改造后系统年预计节气814088m3、年预计节电318547k W?h。
王正旭[6]（2020）在《井下射频加热技术基础研究》文中提出非常规油气资源是战略性接替能源,具有广阔的开发利用前景。传统的热采技术难以适应非常规油气资源高效绿色开发的新要求,亟需研发非常规油气资源高效开采新技术。井下射频加热技术,具有加热速率快、增产效果好、清洁环保及适用储层多等优点,在国内外备受关注。目前,该技术在国内尚处于初步探索阶段,缺乏相关的理论研究、模拟实验等。因此,本论文在广泛调研国外相关研究成果的基础上,从理论研究和模拟实验两方面出发,着重对单天线、天线阵列和多天线分布的射频加热特性及其影响因素开展研究,并对电阻加热与射频加热的性能差异进行对比分析,可概况如下:（1）基于射频加热机理,建立了电磁场与温度场耦合的射频加热数学模型,该模型考虑了储层性质随温度和频率动态变化的情况。确定了特定重油储层比热容和导热系数与温度的关系式,以及油砂电导率和相对介电常数随频率变化的规律。设计了垂直井和水平井射频加热工艺,评估了单天线射频加热性能,分析了影响重油储层温度分布的因素。（2）针对单天线射频加热范围有限和输出功率低的问题,提出了沿径向和轴向分布多天线的天线阵列式射频加热器结构,并通过数值模拟对其可行性进行了评估。此外,还研究了天线电压、频率和天线阵列加热器间距对温度分布的影响规律,并对比分析了等间距和非等间距天线阵列加热器的加热效率。（3）针对受关注度较高的电阻加热和射频加热技术,从温度分布、加热速率、间歇加热模式、增产效果及能效等方面,对比研究了两种电加热技术的工作性能,可为井下电加热方法的优选提供参考依据。（4）设计了一套井下射频加热模拟实验系统,制定了恒定功率和不同功率条件下射频加热油砂样品的实验方案,分析了影响油砂温度分布的因素。通过模拟实验获得的温度数据,初步验证了相应的温度计算模型。本论文为井下射频加热技术装备的研发、现场测试等后续工作奠定了基础。
韩建[7]（2020）在《注汽井蒸汽干度测试方法研究及传感器设计》文中指出随着我国常规石油储量和产量的持续下降,稠油的地位日益突出,因稠油粘度高,密度大给开采带来极大的困难。目前主要开采方法是稠油热采法,即向注汽井注入高温高压蒸汽,由于蒸汽中含有较高的热量,可使油层温度升高,降低稠油粘度,减少流层阻力,使稠油易于流动,然后利用常规方法加以开采。为了有效掌握油层的位置及油层的分布,明确各部分油层对注入蒸汽的吸收情况,提高采收率及节约能源,必须对注汽井蒸汽热效特性的关键参数蒸汽干度进行在线实时准确的测量。本文从水和水蒸汽的物性原理出发,考察了一定温度和压力条件下,水蒸气的介电常数和折射率与干度的对应关系,并利用该对应关系构建了相应的两种干度反演模型。首先设计了基于光子晶体光纤表面等离子体共振（PCF-SPR）的折射率传感结构,并对折射率测量灵敏度进行仿真分析,在理论上证实了该反演模型的可行性。其次对电容法干度测量模型进行误差分析,据此提出了多层筒式电容传感结构测量蒸汽干度的方案,并设计制作了电容法蒸汽干度传感器样机进行现场试验,实现了注汽井蒸汽干度的准确测量。从饱和蒸汽的物理属性出发,分析了蒸汽在不同温度和压力下的粘度、比容、介电常数、压缩系数等参数特性,以及注汽强度和速度对蒸汽干度的影响。重点研究了蒸汽干度与温度、压力、介电常数及折射率的内在联系,证实蒸汽的密度和介电常数随干度的精细变化规律,为折射率法和电容法蒸汽干度测量模型提供了理论支撑。构建了介电常数和干度测量理论模型,采用电容法分析了极板结构对测量精度的影响,提出了多层筒式电容结构。从待测介质的物理参数及分布特性出发,分析了该结构的测量误差,确立了模型的常量因子k,当温度误差为0.1℃,k=1/2时模型测量误差小于4%。同时,构建了折射率和干度测量理论模型,仿真计算了蒸汽干度与折射率的对应关系,并采用PCF-SPR技术测量折射率,设计了外围大通道Ag膜PCF-SPR传感结构,其折射率分辨率为1.538?10-5RIU。依据介电常数蒸汽干度反演模型,采用多层筒式电容传感结构,设计制作了注汽井井下蒸汽干度测量系统。综合考虑传感器的承压和密封工艺,采用四层筒式电容结构提高测试精度。对精密电容测试电路进行深入研究,对比分析了双谐波法、电容芯片直接测量法和三次频率法的优缺点,为保证系统稳定性和一致性采用频率三次测量法,有效滤除系统杂散电容和电磁干扰,并设计制作了检测和采集电路,编写了上位机软件对数据进行分析处理,经测试系统的电容测量精度达到0.01p F。对蒸汽干度测量系统进行室内实验和数据分析,对温度、压力、电容传感器进行标定,完成了传感器的校准。在辽河油田齐40-22-K36和锦99-杜H5等注汽井进行现场试验,经过数据处理后测得注汽井蒸汽干度大部分在0.55～0.65区间变化,与油田人工取样法测量结果基本一致,测试系统误差在5%以内,实现了注汽井蒸汽干度的在线测量。
朱孔飞[8]（2019）在《中频加热装置在欢二联合站外输管线中的应用》文中进行了进一步梳理在油田的开发生产中,天然气和套管气逐年递减,生产所用天然气日趋紧张,导致欢二联合站至欢一联合站外输油管线油温下降,冬季运行工况不稳定因素增加,外输困难。因此,改善外输温度成为解决欢二联合站外输困难的重要因素,中频辅助加热自控系统将完成管线油温的补充加热任务。欢二联合站主要承担采油二区、采油五区开采的进站液（油水混合物）的加热、油水分离和外输任务。欢二联到欢一联稠油外输管线,是由80AY100×2、75kW机组构成动力源,通过加
张洋洋[9]（2019）在《自生热开采天然气水合物的实验研究》文中认为天然气水合物具有分布广泛、储量大、能量密度高、清洁无污染等优点而被认为是未来的战略接替能源。天然气水合物开采方法主要有降压法、抑制剂注入法、热刺激法、二氧化碳置换法以及这些方法的组合。降压法产生的储层结冰及水合物二次生成问题、注热法中热流长距离运输热量损失的控制问题、原位加热法中储层的低导热系数、二氧化碳置换法的低置换率与置换反应速率问题使得目前的水合物开采面临着诸多难题与挑战。因此,进一步研究更有效的开采方法显得尤为必要,本文在自行设计实验设备基础上,尝试引入一种新型的水合物开采方法——“原位化学自生热体系注入法（简称自生热体系注入法）”以克服这些缺点。本文首先探究了自生热剂浓度、盐酸质量分数对自生热体系其生热能力的影响关系,通过纯石英砂分散体系的自生热实验对自生热开采水合物的注液参数进行了初选。根据初选参数首先进行合注形式下自生热体系热激法与自生热体系热吞吐法的水合物开采实验,分析了合注形式与自生热体系热激法的不足之处,结合分注形式的自生热体系热吞吐法探究了注入自生热体系开采水合物的可行性。通过对比三组分注形式的自生热特吞吐水合物开采实验,分析了水合物饱和度及水合物储层尺度对开采过程各个参数的影响,并初步评价了自生热开采的适用性及优势。研究成果主要包括:（1）自生热体系在纯石英砂分散体系中具有一定程度的产热滞后性,该滞后性本质是化学反应及热流的运输分散均存在时间过程。纯自生热体系与纯石英砂分散体系中温度峰值的巨大差异归因于（ⅰ）分注时自身热体系在反应釜内较低的混合效率和（ⅱ）集中状态的自生热体系被石英砂分散体系隔开而变成分散状态,导致生成热量分散。（2）合注时注液速率对反应釜釜内温度变化具有很大影响。较小的注液速率导致较长的注液时间和自生热试剂化学反应时间,因此自生热体系在注入反应釜前能达到较高的温度,注入反应釜后因热流的高温惯性而出现峰值,但较长的注液时间会造成注入过程较大的热量损失。反之,较大的注液速率使注液时间较短,自生热体系反应时间较短,因此注入釜内后温度不会出现峰值,注液过程中热损较低。（3）从能量效率及热效率角度来看,分注形式的热吞吐法优于合注形式的自生热热激法/热吞吐法。合注形式的热激法/热吞吐法、分注形式的热吞吐法开采过程中累计产气量均随开采时间的推进不断增大,说明自生热体系注入法对水合物开采具有可行性。热吞吐法焖井阶段的系统压力随时间增加也证实了注入自生热体系对水合物分解具有积极影响;采用分注形式的自生热热吞吐法开采水合物时,较高水合物饱和度的储层具有更持久的产气能力,进行多个开采循环仍能保证一定的产气量。全填砂尺度的水合物藏因具有较大质量的水合物同样具有持久的产气能力。（4）相较传统的热吞吐、注热盐水法,分注形式的自生热吞吐法在前几个开采循环具有较大的优势,且初步推断该法在大储层尺度、高水合物饱和度下的开采热效率会更高,前几个循环的开采优势更大,因此,应用自生热热吞吐法时对前几个开采循环进行优化可以得到更好的开采效果。
黄轶[10]（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。
二、稠油加热装置的热效率监控技术研究（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、稠油加热装置的热效率监控技术研究（论文提纲范文）
（1）高凝原油加剂后管道流动特性研究及能耗分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 符号说明 |
| 1 绪论 |
| 1.1 课题研究的背景和意义 |
| 1.1.1 高凝原油输送过程中能耗大 |
| 1.1.2 高凝原油管道运行参数的优化 |
| 1.2 降凝剂综述 |
| 1.2.1 降凝剂的基本类型 |
| 1.2.2 降凝剂的降凝机理分析 |
| 1.3 高凝原油管道优化研究 |
| 1.3.1 国内外原油管道传热与流动特性研究现状 |
| 1.3.2 国内外原油管道优化研究现状 |
| 1.3.2.1 国内研究现状 |
| 1.3.2.2 国外研究现状 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 2 高凝原油加剂管道低温输送能耗优化模型 |
| 2.1 基本假设 |
| 2.2 高凝原油加剂管道系统能耗分析 |
| 2.2.1 高凝原油加剂管输系统的热能消耗 |
| 2.2.2 高凝原油加剂管输系统的压能消耗 |
| 2.2.3 高凝原油加剂管输系统的药剂费用消耗 |
| 2.3 优化变量 |
| 2.4 约束条件 |
| 2.4.1 水力约束 |
| 2.4.2 热力约束 |
| 2.4.3 降凝剂浓度约束 |
| 2.5 高凝原油加剂管道优化数学模型 |
| 2.6 本章小结 |
| 3 高凝原油降凝剂优选及加剂条件实验研究 |
| 3.1 实验材料 |
| 3.1.1 实验油样 |
| 3.1.2 .实验药剂 |
| 3.1.3 主要实验仪器 |
| 3.1.4 加剂原油制备 |
| 3.2 降凝剂降凝效果实验研究 |
| 3.2.1 加剂种类及浓度对降凝效果的影响 |
| 3.2.2 加剂温度对降凝效果的影响 |
| 3.3 降凝剂降粘效果实验研究 |
| 3.3.1 加剂类型对降凝剂降粘效果的影响 |
| 3.3.2 加剂浓度对降凝剂降粘效果的影响 |
| 3.4 加剂原油粘温方程的建立 |
| 3.4.1 粘温方程的确定 |
| 3.4.2 粘温方程参数的确定 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 高凝原油输送管道传热与流动特性分析 |
| 4.1 高凝原油基本物性参数 |
| 4.1.1 高凝原油相对密度 |
| 4.1.2 高凝原油比热容 |
| 4.1.3 高凝原油凝点 |
| 4.1.4 高凝原油粘度 |
| 4.2 高凝原油管道加剂优化运行参数分析 |
| 4.2.1 埋地管道径向传热特性分析 |
| 4.2.1.1 物理模型的建立 |
| 4.2.1.2 非稳态热力管道导热微分方程及边界条件的建立 |
| 4.2.1.3 几何模型的建立及网格划分 |
| 4.2.1.4 模拟结果分析 |
| 4.2.2 高凝原油输送管道沿程温降分析 |
| 4.2.2.1 总传热系数 |
| 4.2.2.2 运行参数对管道沿程温降影响 |
| 4.2.4 高凝原油输送管道沿程压降分析 |
| 4.2.4.1 输油管道沿程流态分析 |
| 4.2.2.2 运行参数对管道沿程压降影响 |
| 4.3 高凝原油加剂管道输送系统能耗费用分析 |
| 4.3.1 加热炉能耗分析 |
| 4.3.1.1 热负荷 |
| 4.3.1.2 加热炉热效率 |
| 4.3.1.3 燃料消耗量 |
| 4.3.2 输油泵能耗分析 |
| 4.3.2.1 输油泵耗电量计算 |
| 4.3.2.2 输油泵特性方程拟合 |
| 4.3.2.3 输油泵扬程 |
| 4.3.3 降凝剂加剂量计算 |
| 4.3.4 加剂管输系统综合费用分析 |
| 4.3.4.1 不同加剂条件下的综合能耗费用 |
| 4.3.4.2 低温环境下加剂管输综合能耗费用 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 高凝原油管输系统加剂运行优化计算软件 |
| 5.1 软件概述 |
| 5.1.1 软件配置 |
| 5.1.1.1 软件要求 |
| 5.1.1.2 硬件要求 |
| 5.1.2 软件结构 |
| 5.1.3 软件功能 |
| 5.2 软件工作界面 |
| 5.2.1 软件主界面 |
| 5.2.2 数据输入界面 |
| 5.2.3 计算结果显示 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 高凝原油输送管线加剂运行实验测试 |
| 6.1 丁义线运行概况简介 |
| 6.2 现场管路实验方案设计 |
| 6.2.1 实验对象及所需实验装置 |
| 6.2.2 实验前注意事项 |
| 6.2.3 实验步骤 |
| 6.2.4 实验不足 |
| 6.3 实验结果及分析 |
| 6.3.1 实验数据采集 |
| 6.3.2 实验数据分析 |
| 6.4 降凝剂对原油破乳影响实验 |
| 6.4.1 实验目的 |
| 6.4.2 实验步骤 |
| 6.4.3 实验数据 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士期间所发表的学术论文 |
（2）油页岩原位开采连续螺旋折流板式电加热器传热性能和加热效率研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 符号说明 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题的背景和意义 |
| 1.2 油页岩资源开发利用现状 |
| 1.3 井下加热器研究现状 |
| 1.3.1 燃烧加热式井下加热器研究现状 |
| 1.3.2 电加热式井下加热器研究现状 |
| 1.4 强化传热结构研究现状 |
| 1.4.1 搭接螺旋折流板结构研究现状 |
| 1.4.2 连续螺旋折流板结构研究现状 |
| 1.4.3 熵产理论研究现状 |
| 1.5 研究内容和技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 连续螺旋折流板式井下电加热器传热性能研究 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 井下电加热器壳程流场和温度场分析 |
| 2.2.1 井下电加热器模型 |
| 2.2.2 控制方程与湍流模型 |
| 2.2.3 网格划分与求解方法 |
| 2.2.4 壳程流体与边界条件 |
| 2.2.5 加热器壳程流场和温度场分布特性 |
| 2.3 连续螺旋折流板式井下电加热器传热性能实验 |
| 2.3.1 实验装置 |
| 2.3.2 实验方案与步骤 |
| 2.3.3 实验数据处理 |
| 2.3.4 实验不确定度 |
| 2.4 连续螺旋折流板式井下电加热器传热性能和加热效率分析 |
| 2.4.1 螺距对电加热棒壁面温度的影响 |
| 2.4.2 螺距对加热器综合性能的影响 |
| 2.4.3 螺距对加热器熵产和热阻的影响 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 连续螺旋折流板式电加热器样机井下实验 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 加热器井下实验装置 |
| 3.2.1 加热器样机 |
| 3.2.2 加热器密封结构设计 |
| 3.2.3 井下实验系统 |
| 3.3 井下实验方案与步骤 |
| 3.4 井下加热实验结果与分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 封隔器位置对井下电加热器传热性能的影响 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 封隔器位置对井下电加热器传热性能的影响实验 |
| 4.2.1 实验装置 |
| 4.2.2 实验方案与步骤 |
| 4.3 实验数据处理 |
| 4.3.1 电加热器壳程传热性能 |
| 4.3.2 电加热器经济性 |
| 4.3.3 实验不确定度 |
| 4.4 封隔器位置对井下电加热器传热性能的影响分析 |
| 4.4.1 封隔器位置对加热器温度的影响 |
| 4.4.2 封隔器位置对加热器综合性能的影响 |
| 4.4.3 封隔器位置对加热器经济性的影响 |
| 4.4.4 封隔器位置对加热器熵产和热阻的影响 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 双壳体结构井下电加热器传热性能研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 双壳体加热器实验 |
| 5.2.1 实验装置 |
| 5.2.2 实验方案与步骤 |
| 5.3 加热器实验数据处理 |
| 5.3.1 壳体自然对流和热辐射 |
| 5.3.2 加热器壳程强化传热 |
| 5.3.3 实验不确定度 |
| 5.4 壳体结构对加热器传热性能的影响分析 |
| 5.4.1 壳体结构对加热器温度特性的影响 |
| 5.4.2 壳体结构对加热器综合性能的影响 |
| 5.4.3 壳体结构对加热器壳程与壳体传热特性的影响 |
| 5.4.4 壳体结构对加热器能量利用率的影响 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 论文创新点 |
| 6.3 展望 |
| 参考文献 |
| 作者简介及在学期间所取得的科研成果 |
| 一、作者简介 |
| 二、发表学术论文 |
| 三、授权专利 |
| 四、参与的科研项目 |
| 五、参与的学术活动及获奖情况 |
| 致谢 |
（3）海域天然气水合物开采气体流动保障用电磁加热器的研制（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.3 研究目的与内容 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第2章 电磁波加热系统的工作原理与组成 |
| 2.1 电磁波加热系统的工作原理 |
| 2.2 常见电磁波加热系统的组成 |
| 2.2.1 微波发生器组成 |
| 2.2.2 微波传输系统组成(包含加热器) |
| 2.2.3 微波控制系统组成 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 电磁波加热天线设计与数值模拟 |
| 3.1 电磁波加热天线的设计原理 |
| 3.2 天线的工作原理 |
| 3.2.1 天线的辐射特性 |
| 3.2.2 天线设计的性能参数 |
| 3.2.3 天线设计流程 |
| 3.3 同轴裂缝微波加热天线的结构设计与数学计算 |
| 3.4 同轴裂缝微波加热天线的电磁场与温度场数值模拟 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 天然气水合物微波加热系统的室内试验台研制 |
| 4.1 微波加热系统的设计方案 |
| 4.2 室内试验台部件的选择与设计 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 用于保障开采气体流动性的工程方案初步设计 |
| 5.1 初步工程方案设计 |
| 5.2 数值模拟结果与分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 论文创新点 |
| 6.3 展望 |
| 参考文献 |
| 作者简介 |
| 致谢 |
（4）多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏SAGD技术应用现状 |
| 1.2.2 渗流屏障对SAGD开发影响研究现状 |
| 1.2.3 SAGD物理模拟研究现状 |
| 1.2.4 SAGD产能预测模型研究现状 |
| 1.2.5 目前存在的主要问题 |
| 1.3 本文的主要研究内容 |
| 1.4 本文技术路线及逻辑框图 |
| 第2章 渗流屏障下油砂SAGD汽腔发育模式研究 |
| 2.1 渗流屏障的类型及特征 |
| 2.1.1 渗流屏障的分类 |
| 2.1.2 渗流屏障的特征 |
| 2.2 油砂SAGD物理模拟实验设计 |
| 2.2.1 相似准则数 |
| 2.2.2 实验方案设计 |
| 2.2.3 实验设备及材料 |
| 2.2.4 实验流程设计 |
| 2.3 多渗流屏障下SAGD渗流规律及汽腔发育模式 |
| 2.3.1 实验参数设计 |
| 2.3.2 实验结果分析 |
| 2.4 多渗流屏障下SAGD汽腔发育模式影响因素 |
| 2.4.1 物理模拟实验等比例数值模型建立 |
| 2.4.2 不同渗流屏障分布特征对SAGD汽腔发育模式的影响 |
| 2.4.3 不同渗流屏障类型对SAGD汽腔发育模式的影响 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 多夹层油砂SAGD产能预测模型 |
| 3.1 SAGD不同阶段产能预测模型 |
| 3.1.1 模型假设 |
| 3.1.2 热传导与流动方程 |
| 3.1.3 上升阶段产能预测模型 |
| 3.1.4 横向扩展及限制阶段产能预测模型 |
| 3.1.5 模型计算程序设计 |
| 3.2 考虑夹层影响的SAGD产能预测模型 |
| 3.2.1 模型假设 |
| 3.2.2 单夹层下的SAGD产能预测模型 |
| 3.2.3 多夹层下SAGD产能预测模型 |
| 3.2.4 模型计算程序设计 |
| 3.3 多夹层SAGD产能计算分析 |
| 3.3.1 模型的验证 |
| 3.3.2 多夹层SAGD产能预测结果分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 渗流屏障对SAGD产能的影响及开发界限的确定 |
| 4.1 渗流屏障分布特征对SAGD产能的影响 |
| 4.1.1 单渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.1.2 多渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.2 渗流屏障类型对SAGD产能的影响 |
| 4.2.1 油藏模型的建立 |
| 4.2.2 单渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.2.3 多渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.3 渗流屏障下油砂SAGD开发界限确定 |
| 4.3.1 渗流屏障下油砂SAGD开发效果评价指标 |
| 4.3.2 单渗流屏障下油砂SAGD开发界限 |
| 4.3.3 多渗流屏障下油砂SAGD开发界限 |
| 4.3.4 界限对比与分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 典型油砂区块SAGD技术应用研究 |
| 5.1 实际油砂区块地质背景概况 |
| 5.2 油砂区块SAGD生产参数优化 |
| 5.2.1 油砂区块油藏数值模型的建立 |
| 5.2.2 SAGD布井方式优化 |
| 5.2.3 SAGD开发参数优化 |
| 5.2.4 最优生产参数下SAGD开发效果分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（5）稠油集输系统能耗和油品损耗评价技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 油气集输系统能耗评价研究现状 |
| 1.3 油气集输系统原油损耗研究现状 |
| 1.4 本文主要研究内容 |
| 第二章 集输系统能耗和油品损耗评价技术研究 |
| 2.1 油气集输工艺 |
| 2.2 集输系统能耗评价方法 |
| 2.2.1 能量系统平衡方法 |
| 2.2.2 集输站场能耗评价分析指标 |
| 2.2.3 集输管线能耗评价分析指标 |
| 2.2.4 地面集输系统能耗评价分析指标 |
| 2.2.5 集输耗能设备评价分析指标 |
| 2.3 集输系统油品损耗评价方法 |
| 2.3.1 原油损耗说明 |
| 2.3.2 原油集输过程中的油气损耗 |
| 2.3.3 原油损耗计算方法 |
| 第三章 高升采油厂集输系统能耗损耗评价平台开发 |
| 3.1 软件开发环境 |
| 3.2 软件基本情况介绍 |
| 3.3 数据结构介绍 |
| 3.4 软件功能模块 |
| 3.4.1 项目管理模块 |
| 3.4.2 基础数据管理模块 |
| 3.4.3 能耗评价分析模块 |
| 3.4.4 节能预测分析模块 |
| 3.4.5 油气损耗分析模块 |
| 3.4.6 全局参数维护模块 |
| 3.4.7 结果输出模块 |
| 第四章 高升采油厂集输系统能耗测算与节能分析 |
| 4.1 加热炉能耗测算与节能分析 |
| 4.1.1 加热炉能耗测试计算结果 |
| 4.1.2 加热炉能耗测试计算结果评价 |
| 4.1.3 加热炉能耗测试计算结果分析 |
| 4.1.4 加热炉改造建议 |
| 4.2 机泵能耗测算与节能分析 |
| 4.2.1 机泵能耗测试计算结果 |
| 4.2.2 机泵能耗测试计算结果评价 |
| 4.2.3 机泵能耗测试计算结果分析 |
| 4.2.4 机泵改造建议 |
| 4.3 集输站场能耗测算与节能改造预测 |
| 4.3.1 计量站能耗测算与节能改造预测 |
| 4.3.2 转油站能耗测算与节能改造预测 |
| 4.3.3 联合站能耗测算与节能改造预测 |
| 4.4 集输管线能耗测算与节能分析 |
| 4.4.1 集油管线能耗测试计算结果 |
| 4.4.2 掺稀油管线能耗测试计算结果 |
| 4.4.3 集输管线能耗测试计算结果分析 |
| 4.5 集输系统能耗分析与节能改造预测 |
| 4.5.1 集输系统能损分布规律 |
| 4.5.2 集输系统节能改造预测 |
| 第五章 高升采油厂集输系统原油损耗测试结果分析与评价 |
| 5.1 原油损耗测试 |
| 5.2 原油损耗测试结果 |
| 5.3 原油损耗测试结果分析 |
| 5.3.1 井口损耗分析 |
| 5.3.2 转油站损耗分析 |
| 5.3.3 联合站损耗分析 |
| 5.3.4 集输系统损耗分析 |
| 5.4 减少原油损耗技术措施 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（6）井下射频加热技术基础研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 工程背景及研究意义 |
| 1.2 井下电加热技术概况 |
| 1.3 井下射频加热技术国内外研究现状 |
| 1.3.1 射频加热数值模拟研究现状 |
| 1.3.2 射频加热模拟实验研究现状 |
| 1.3.3 射频加热现场测试研究现状 |
| 1.4 存在的问题 |
| 1.5 本文研究内容与思路 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 研究思路 |
| 1.5.3 技术路线 |
| 第2章 射频加热机理与电热耦合模型 |
| 2.1 加热机理 |
| 2.2 储层的热-电特性 |
| 2.2.1 重油储层的热性质 |
| 2.2.2 油砂储层的电性质 |
| 2.3 电磁场和温度场耦合的射频加热数学模型 |
| 2.4 井下射频加热产能预测模型 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 单天线射频加热数值模拟研究 |
| 3.1 井下射频加热工艺概念设计 |
| 3.2 单天线射频加热模型 |
| 3.2.1 几何模型 |
| 3.2.2 数学模型 |
| 3.3 计算结果及影响因素分析 |
| 3.3.1 储层电场与温度场分布 |
| 3.3.2 影响储层温度分布的因素 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 垂直井内天线阵列式射频加热性能评估 |
| 4.1 天线阵列式射频加热器设计 |
| 4.2 基于天线阵列的射频加热重油储层计算模型 |
| 4.3 射频加热性能评估及影响因素分析 |
| 4.3.1 单天线与天线阵列射频加热性能对比 |
| 4.3.2 储层热物理性质对温度分布的影响 |
| 4.3.3 套管相对介电常数对温度分布的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 水平井内分布多天线的射频加热性能评估 |
| 5.1 多天线分布设计 |
| 5.1.1 径向分布 |
| 5.1.2 轴向分布 |
| 5.2 模型描述 |
| 5.3 射频加热性能评估 |
| 5.3.1 天线电压和频率的影响 |
| 5.3.2 相邻天线阵列加热器间距的影响 |
| 5.3.3 天线阵列加热器等间距和非等间距的影响 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 射频加热与电阻加热性能对比研究 |
| 6.1 电阻加热与射频加热模型描述 |
| 6.1.1 几何模型和储层性质 |
| 6.1.2 数学模型描述 |
| 6.2 温度分布结果 |
| 6.3 两种加热方法性能对比 |
| 6.3.1 间歇加热时间 |
| 6.3.2 油产量 |
| 6.3.3 能油比 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 井下射频加热模拟实验研究 |
| 7.1 井下射频加热模拟实验系统设计 |
| 7.2 实验方案、结果及影响因素分析 |
| 7.2.1 实验方案一 |
| 7.2.2 实验方案二 |
| 7.2.3 实验方案三 |
| 7.2.4 实验方案四 |
| 7.3 实验结果与数学模型求解值对比 |
| 7.4 本章小结 |
| 第8章 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 攻读博士学位期间发表学术论文 |
| 攻读博士学位期间授权或申请的专利 |
| 攻读博士学位期间承担或参与的课题 |
| 学位论文数据集 |
（7）注汽井蒸汽干度测试方法研究及传感器设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究的背景及意义 |
| 1.2 蒸汽干度测量技术发展现状 |
| 1.2.1 蒸汽干度研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽干度测量方法 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第二章 蒸汽特性分析 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 注汽井蒸汽注入参数及影响 |
| 2.2.1 注入蒸汽干度 |
| 2.2.2 注汽强度 |
| 2.2.3 注汽速度 |
| 2.3 蒸汽特性分析 |
| 2.3.1 蒸汽分类 |
| 2.3.2 水和蒸汽的关系模型 |
| 2.3.3 水和蒸汽的热力学参数分析 |
| 2.3.4 水和蒸汽的迁移参数分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 蒸汽干度测量模型设计 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 电容法干度测量理论模型 |
| 3.3 电容传感器测量原理 |
| 3.3.1 单层筒式电容传感器模型建立 |
| 3.3.2 多层筒式电容传感器模型建立 |
| 3.4 电容测量模型误差分析 |
| 3.5 光子晶体光纤表面等离子体共振测量模型 |
| 3.5.1 蒸汽折射率与干度的关系 |
| 3.5.2 表面等离子体共振激发原理 |
| 3.5.3 光子晶体光纤SPR折射率传感结构设计 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 注汽井蒸汽干度测量系统设计 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 系统总体方案设计 |
| 4.3 多层筒式电容传感器工艺研究 |
| 4.4 硬件系统设计 |
| 4.4.1 数据采集处理系统设计 |
| 4.4.2 温度信号采集 |
| 4.4.3 压力信号采集 |
| 4.5 电容信号采集 |
| 4.5.1 双斜波法 |
| 4.5.2 采用电容测量芯片 |
| 4.5.3 三次频率法 |
| 4.5.4 整体电路模块 |
| 4.6 PCB布线 |
| 4.7 系统软件设计 |
| 4.7.1 上位机软件系统构成 |
| 4.7.2 通信协议模块 |
| 4.7.3 上位机软件 |
| 4.8 系统性能测试 |
| 4.9 本章小结 |
| 第五章 注汽井干度测量试验研究与数据分析 |
| 5.1 注汽井测量蒸汽干度试验 |
| 5.2 室内试验及标定 |
| 5.3 注汽井试验 |
| 5.3.1 齐40-22-K36干度测量现场试验 |
| 5.3.2 锦99-杜H5干度测量现场试验 |
| 5.4 测量数据处理及分析 |
| 5.4.1 数据预处理 |
| 5.4.2 数据分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士期间发表论文及参加的科研 |
| 致谢 |
（8）中频加热装置在欢二联合站外输管线中的应用（论文提纲范文）
| 1 运行中存在的问题及分析 |
| 1.1 加热炉热效率低 |
| 1.2 天然气量不足 |
| 1.3 外输泵超负荷运转 |
| 1.4 外输油温低 |
| 2 中频加热技术 |
| 2.1 中频加热原理 |
| 2.2 温度与门采样 |
| 2.3 中频加热工艺系统结构 |
| 2.4 系统主要设备 |
| 2.5 中频加热的优点 |
| 3 中频加热技术现场应用及效果评价 |
| 3.1 中频加热装置现场应用 |
| 3.2 效果评价 |
| 4 结束语 |
（9）自生热开采天然气水合物的实验研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| 英文摘要 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 天然气水合物特性 |
| 1.3 研究现状 |
| 1.3.1 天然气水合物开采技术研究 |
| 1.3.2 天然气水合物现场试开采 |
| 1.3.3 自生热体系油气开采研究 |
| 1.4 研究目的 |
| 1.5 研究内容及技术路线 |
| 2 天然气水合物开采模拟实验装置 |
| 2.1 实验装置 |
| 2.1.1 实验装置系统 |
| 2.1.2 反应釜内部布置 |
| 2.2 实验材料 |
| 3 自生热体系及其产热性能 |
| 3.1 原位化学自生热体系分类 |
| 3.1.1 铵盐与亚硝酸盐生热体系 |
| 3.1.2 尿素与亚硝酸盐生热体系 |
| 3.1.3 多羟基醛生热体系 |
| 3.1.4 过氧化氢生热体系 |
| 3.1.5 酸性催化剂 |
| 3.2 自生热产热实验方案 |
| 3.2.1 自生热体系及酸性催化剂的选择 |
| 3.2.2 自生热实验方案 |
| 3.2.3 实验步骤 |
| 3.3 实验结果及分析 |
| 3.3.1 自生热剂浓度影响 |
| 3.3.2 盐酸质量分数的影响 |
| 3.3.3 纯石英砂生热实验 |
| 3.3.4 自生热开采水合物注液参数初选 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 自生热开采水合物的可行性分析 |
| 4.1 实验流程 |
| 4.1.1 水合物生成实验流程 |
| 4.1.2 自生热开采水合物实验流程 |
| 4.2 实验方案 |
| 4.3 合注形式的自生热开采 |
| 4.3.1 压力与温度变化 |
| 4.3.2 产气性能 |
| 4.3.3 能量效率与热效率 |
| 4.4 分注形式的热吞吐开采 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 水合物饱和度及储层尺度对开采过程的影响 |
| 5.1 实验方案 |
| 5.2 实验结果及分析 |
| 5.2.1 产气规律 |
| 5.2.2 温度影响 |
| 5.2.3 热效率影响 |
| 5.2.4 自生热体系产生氮气的作用 |
| 5.2.5 自生热开采的适用性及优势 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 创新点 |
| 6.3 展望 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| A.作者在校攻读硕士学位期间发表的论文目录 |
| B.作者在校攻读硕士学位期间申请的专利 |
| C.作者在校攻读硕士学位期间获得的奖励 |
| D.作者在校攻读硕士学位期间参与的科研项目 |
| E.学位论文数据集 |
| 致谢 |
（10）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 |
四、稠油加热装置的热效率监控技术研究（论文参考文献）
- [1]高凝原油加剂后管道流动特性研究及能耗分析[D]. 李洪松. 青岛科技大学, 2021(01)
- [2]油页岩原位开采连续螺旋折流板式电加热器传热性能和加热效率研究[D]. 王振东. 吉林大学, 2021(01)
- [3]海域天然气水合物开采气体流动保障用电磁加热器的研制[D]. 王姝婧. 吉林大学, 2021(01)
- [4]多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究[D]. 张琪琛. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [5]稠油集输系统能耗和油品损耗评价技术研究[D]. 姚春雪. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]井下射频加热技术基础研究[D]. 王正旭. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [7]注汽井蒸汽干度测试方法研究及传感器设计[D]. 韩建. 东北石油大学, 2020(03)
- [8]中频加热装置在欢二联合站外输管线中的应用[J]. 朱孔飞. 石油技师, 2019(02)
- [9]自生热开采天然气水合物的实验研究[D]. 张洋洋. 重庆大学, 2019
- [10]超稠油脱水处理工艺优化研究[D]. 黄轶. 东北石油大学, 2020(03)