百重7、九区稠油外输温度及方案优化
百重7油田开展多元热流复合注汽试验
百重7油田开展多元热流复合注汽试验发布时间：2021-09-03T02:49:12.555Z 来源：《科学与技术》2021年第13期作者：那比江·吐尔逊1 米纳瓦尔·阿不都卡德尔2 [导读] 多元热采技术是利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将柴油和空气在燃烧室密闭燃烧，产那比江·吐尔逊1 米纳瓦尔·阿不都卡德尔21.新疆油田公司重油开发公司采油作业六区2.西部钻探井下作业公司摘要: 多元热采技术是利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将柴油和空气在燃烧室密闭燃烧，产生高温高压气体将喷入燃烧室的水瞬间汽化产生多元气体。
多元热采技术具有增能、增压和波及范围广等特点，显著降粘提高采收率。
同时具有高效节能、注入阶段零排放，存水率低波及体积大。
百重7油田开展多元热流复合注汽试验,能降低油田配套设施和开发成本，同时解决克拉玛依地方就业。
主题词: 百重；多元热流；复合注汽；试验1.多元热采技术原理多元热流体发生器利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将注入的燃料（天然气、柴油、原油）和氧化剂（空气）在燃烧室中密闭燃烧，依靠产生的高温高压气体（体积系数二氧化碳15.27% 、氮气84.19% 、氧气0.54% ）将混合掺入的水汽化产生高压混合汽体，主要成分是二氧化碳、氮气、水蒸气/热水，直接注入油层。
国内外研究表明，多元热流体吞吐技术是利用氮气、二氧化碳与水蒸汽产生协同效应，通过加热降粘和气体溶解降粘、气体增压、扩大加热范围和减小热损失、气体辅助原油重力驱等机理来开采原油。
多元热流体中的氮气和二氧化碳在较高压力下可溶解于原油，从而降低原油粘度，提高原油膨胀系数。
通过对稠油样品进行室内试验，发现在油藏温度在56℃，饱和压力为10.2MPa条件下，二氧化碳溶解气油比为45，溶解二氧化碳的原油粘度从464mPa?s降低到79mPa?s，降幅约为83%。
在温度在180℃，饱和压力为18.2MPa条件下，二氧化碳溶解气油比为40，溶解二氧化碳的原油粘度从14.1mPa?s降低到7.3mPa?s，降幅约为48%。
新疆油田采油工艺主体技术介绍
注水工艺
一 新疆油田注水技术现状
汇 报 内 容
1.注水分注工艺现状 2.注水井带压作业 3.防腐工艺
二 存在问题分析
23
一、新疆油田注水技术现状
1、新疆油田注水分注工艺现状
2003年-2012年分注井数
注水井 总数 （口） 1929 2110 2285 2448 2554 2914 3127 3289 分注井数（口） 二层 552 549 553 602 649 826 943 975 三层 218 230 236 255 293 360 408 510 2 2 8 19 25 30 四层 小计 770 779 791 859 950 1205 1376 1515 分注 层数 （层） 1758 1788 1822 1977 2209 2808 3210 分注率（%） 39.9 36.9 34.6 35.1 37.2 41.4 44.0 46.1
完善和开发出适用于不同地层的 地锚系列和套管头结构，完全满足 了热采开发的安全生产需要。 推广应用节能抽油机调速电机、 变频调速器、液力耦合器以及抽油 机变冲次技术等，提高了稠油井举 升效率。
抽油杆 油管 抽油杆 注汽孔 油管
导汽罩
注汽孔
导汽罩
柱塞
柱塞
泵筒
泵筒
发展了多种类型的注、采两用泵， 完全满足了各类稠油油藏的生产需 注抽两用长柱塞泵示意图 要。
盲管
管内扶正器
盲 管 段
管内封隔器
1
1
深度
分注分采/分注合采管柱（带泵+封隔器）
FHW13172双管注汽水平段温度剖面
15
3 地面工艺技术
3.1 多通阀自动选井集油技术
采用12、14井式多通阀自动选井设施。 适用于各种模式下常规稠油、特稠油、超稠油油田的地面井口的集油工艺。 具有附属设施少，占用空间小，安装方便，可操控性强等优越性；与传统管汇工 艺比较，多通阀组可任意组合，实现了撬装化自动选井集油生产，综合投资可降低 30％。 目前在风城、红浅、九7+8等井区大规模使用。
克拉玛依九9区齐古组稠油提高开发效果研究
编辑 部 网址 ： ｔ ／ ｈｔ ／ ｐ：ｗｗｗ． ｕ ｂｃ ｍ ｓ ｗｐ ｘ ．ｏ
文 章 编 号 ：１７ —５ ８ （０ ２０ — ０ ６ ０ ６４ ０６ ２ １ ）２ ０ ８ — ５
中图分类号 ：Ｔ ３ ５ Ｅ ４
ＤＯ ： １．８ ３ ． ｓ．６ ４ ０ ６２ １．２０ ２ Ｉ ０３６ ￣ ｉ ｎ １７ —５８ ．０ ２０ ． １ ｓ 文 献 标 识码 ： Ａ
摘
要 ：克拉玛依 油田九 ９区齐古组油藏 由于埋藏浅 ， 地层胶结疏松 ， 汽窜 出砂严重 ， 影响 了油 井的 生产效果 。针 对
该油藏逐步进入 蒸汽吞吐的 中后 期 ， 出程度高 ， 采 油井高含水 ， 产能低 ， 边底水侵入 ， 开采难度加大 ， 产量递减加快 ， 开 发效益 下降等现状 ， 了改善油藏整体开发效果 ， 为 选择 该油藏 有代表性 的井组， 用数值模拟方 法对其进行 下步开发 利 方案设计与指标预测 。数值模拟结果符合 油田开发 实际。研 究表 明： 克拉玛依 油田九 ９区齐古组 油藏吞吐生产后 转连 续蒸汽驱对改善 生产效果 ， 高采收率具有一定的积极的作用。 提
克拉玛依九 ９ 区齐古组稠油提高开发效果研究 术
冯 国庆 郭 书 菊 郑 爱 萍 孙 术 汀 ， ， ，
１“ ．油气藏 地质及 开发 工程 ” 国家重 点实验 室 ． 南 石油大 学 ， 西 四川 成 都 ６００ ； １５０
２ 中 国石 油新疆 油 田分公 司重油 公 司 ， 疆 克拉 玛依 ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ４ ０ ；３ 中国石 油东 方地球 物理公 司装 备事业 部华北 作业 部 ， 新 ３０ ０ ． 河北 任 丘 ０２ ５ ６５ ２
百口泉油田百重7井区克上组沉积特征及油藏分布
序和沉积旋 回等沉积特征 的反映 ，是重要 的相标 志之一 。利用测井 曲线形态可 以有效地反馈成因标志在纵 、横方向上的变化 ，为识别沉
积相提 供有价值的资料 ， 并成为～种有效识 别沉积相的途径 。 （） １ 测井 曲线的幅度、接触关系及光滑程度 。测井 曲线 的幅度 可在一 定程度上反映沉积物的粒度和泥质含量 ，从而推测沉积介质 的 水动力 强度 。百重７ｔ ９ 区克上组 以中高幅 为主 ，尤其 以高幅所 占比 例最大 ．这与沉积物粒度较粗有关。研究区砂岩主要以 中砂和粗砂为 主 ，其次为细 砂、粉砂 ．同时地层 中砾岩和砂砾岩含量较高 。 澍 井曲线接触关系分为突变式和渐变式两类 。突变式显示沉积体 沉积前后水动 力条件和沉积物供应的剧烈变化 ，浙变式表 明砂 体沉积 过程的水动 力条件和沉积物供应状况的逐渐变化 。突变式接触在本 区 很发育 ，尤其是底部突变更为常见 ，百重 ７ 区克上 组以此种类型相 井 对较 多。 测井 曲线 的光滑程度可在一定程度上反映沉积 物的分选性 。可分 为光 滑 、 齿和齿化三种 ，百重７ 微 井区克上组 以后面两种 ，尤其以微
化 ，形成稠油油藏 。百重７ 井区三叠系克 上组含 油面积１ ． ｉ ，地质 ２ｋ￣ ７ｎ 储 量１ ３ ． ４２ ｌ ｔ ｘ Ｏ 。为确 定剩余 油的分布规 律 ，需明确各 油组 沉积微相
以前 扇三角洲泥沉积 为主 ，夹有 远砂坝沉积 。从沉积相分析可以 看 出，自下而上 ，分别沉积了扇 三角洲前缘碎屑流沉积一水下分 流河道一前三角洲泥。表明经历 了沉积物由粗到细 ，水体逐 渐变 深的过程 （ 图１ 见 ）。
稠油开发方案
稠油开发方案引言稠油是指黏度较高的原油，常见于油田开发中。
稠油开发具有一定的挑战性，需要采用合理的工艺方案来提高采收率和生产效率。
本文将介绍一种稠油开发方案，包括稠油的性质、开发工艺、设备选择等内容。
稠油的性质稠油通常具有以下特点：1.高黏度：稠油的黏度较高，流动性差。
2.高比重：稠油的比重较大，常常伴随着高含油率。
3.高胶质含量：稠油中含有大量的胶质物质，降低了它的渗透性。
稠油开发工艺稠油开发可采用以下工艺：1. 稠油稠化改造稠化改造是指通过添加添加剂改善稠油流动性。
常用的添加剂包括溶剂、表面活性剂和聚合物等。
稠化改造不仅可以提高稠油的流动性，还可提高采收率。
2. 蒸汽吞吐蒸汽吞吐是一种常用的稠油开发工艺。
通过向井下注入高温高压蒸汽，使稠油温度升高，降低粘度，提高流动性。
蒸汽吞吐工艺需要合适的注汽量和注汽温度控制。
3. 加热和稀释加热和稀释是一种简单有效的稠油开发方法。
通过加热稠油，降低黏度，提高流动性。
稀释剂可用溶剂或轻质原油代替。
该方法适用于稠油比较浅，地下温度较低的情况。
4. 压裂压裂是一种常用的增产技术。
通过注入高压液体将岩石裂缝扩大，提高储层渗透性，增加原油的流动性。
压裂需要合适的注液量和注液压力控制。
设备选择稠油开发需要选择合适的设备来实施工艺方案：1.稠化改造设备：包括添加剂的储存和输送设备，稠化剂加注系统等。
2.蒸汽吞吐设备：包括蒸汽发生器、蒸汽管道、注汽阀门等。
3.加热和稀释设备：包括加热炉、加热管道、稀释剂添加系统等。
4.压裂设备：包括压裂液泵、压裂阀门、压裂管道等。
选择设备时需要考虑以下因素：设备性能、适应稠油特性、安全性和可靠性等。
结论稠油开发方案应充分考虑稠油的特性和采收效率，选择合适的工艺和设备。
稠油开发是一个复杂的过程，需要科学合理的规划和操作。
通过本文介绍的稠油开发方案，可以提高稠油的开发效果，实现更高的采收率和生产效率。
参考文献：[1] 莎莎. (2021). 化学联合稠油增产工艺及应用研究. 中国石油和化学工业, 48(2), 321-325.[2] 张三, & 李四. (2020). 蒸汽吞吐技术在稠油开发中的应用. 石油与化工, 49(3), 111-115.[3] 王五, & 赵六. (2019). 压裂技术在稠油开发中的应用研究. 中国石油勘探, 24(6), 98-102.。
六—九区浅层稠油改善开发效果挖潜技术应用及效果评价
六—九区浅层稠油改善开发效果挖潜技术应用及效果评价【摘要】克拉玛依油田六、九区浅层稠油开发过程中存在老区可采储量采出程度接近极限，后备经济可采储量不足；超稠油井比例高，生产管理难度大；井况恶化严重，汽窜、出砂影响单井产能；机采效率偏低等问题。
通过技术创新、新技术推广应用研究等手段，形成了一套满足生产需要的挖潜技术，最大限度地挖掘老区油藏生产潜力，改善开发效果，保证油田高效开发。
【关键词】浅层稠油开发效果挖潜技术1 地质概况克拉玛依油田六、九区稠油油藏主力油层为齐古组和八道湾组。
齐古组油藏地层主要岩性为中-细砂岩、砂砾岩、粉砂岩，中-细砂岩含油性好，其它含油性较差，非油层主要为泥岩和砂质泥岩及致密夹层。
油层厚度5-21m，平均油层孔隙度31%，平均渗透率1900×10-3μm2，，含油饱和度68%，地层水型多为NaHCO3型，矿化度3283mg/L，20℃原油粘度35000-320000 m Pa·s，原始地层压力1.58-2.45MPa，压力系数1.0，原始地层温度17.4-19℃，油藏类型为受构造和岩性控制的浅层层状超稠油油藏。
八道湾组油藏下盘油层中部埋深420-570m，平均为490m。
上盘油层中部埋深215-325m，平均为270m。
该区八道湾组下盘平均有效厚度8m，上盘平均有效厚度4.7m，平均油层孔隙度27.6%，平均渗透率890×10-3μm2，含油饱和度66%，20℃地面脱气油粘度在3500-290000mPa·s之间，平均73000 mPa·s；原油密度平均0.946g/cm3。
地层水型为NaHC03型，矿化度平均5822.9mg/L。
断裂下盘油层原始地层压力5.04MPa，压力系数1.03，地层温度为21.1℃；断裂上盘油层原始地层压力3.0MPa。
2 生产现状目前老油区可采储量采出程度高达76.8%，已接近经济可采极限，后备接替资源匮乏。
新疆百重7油田破乳剂ZJJ室内评价与研究
３３ 二 次 添 加破 乳 剂 脱水 效 果 评 价 ．
取 站 内经 过 约 ６ ｍｇ ０ ／ 剂脱 预 处理 原 油 样 品 ， Ｌ乳
分 别在 ６ 、５ ８ ℃三个 温度 点 ，分 别添加 破 乳剂 ０ ５ ７ 、０ 、 ２ 、０ ６ 、０ ｇ 进 行 原 油 脱 水 率 试 验 ， 图 ５ ６ ０ ４ 、０ ８ ｍ ／ Ｌ， 见 、、
即非常 细小 滴 （ ） 珠 的形 式存 在 ， 成 油包 水 乳状 液 ， 形 这 对 原油 的交 接 、 提炼 加 工造 成 非 常大 的影 响 。 目前 世
界 上 开采 出 的原 油 有 近 ８ ％是 以原 油 乳 状 液形 式 存 ０
在 。 由于原 油乳 状 液 含水会 增 加 泵 、 管线 和储 罐 的 负 荷 ， 起金 属表 面 腐蚀 和 结垢 ， 引 因此 原 油乳 状 液在 外 输 之 前， 要 破乳 脱 水 。工 业 上 采用 最 多 的是 化 学 破 乳 都 法， 即破乳 剂破 乳 。本 文 主要 针对 寻找 摸索 破乳 剂 Ｚ Ｊ Ｊ 对 于新疆 百 重 ７油 田原 油破 乳 最佳 效果 工 艺 条件 ， 对
水 效果 影 响 ， 结果 见 图 １ 。
剂 浓度 、 油 含砂 等 因素 对脱 水 效 果 影 响 ， 定 破 乳 原 确 剂最 佳工 艺 条件 ， 为新疆 百 重 ７油 田原 油 集输 提 供 科
学依 据 。
１材 料 和 仪 器 ．
材 料 ： 重 ７单 井 未 加 破 乳 剂 原 油 样 品 ； 处 理 百 预
新 疆 石 油 科 技
２ ０ 第 ４期 （ １ ） ０ ８年 第 ８卷
・ ７・ ２
新疆百重 ７油 田破 乳剂 ＺＪ 内评价 与研 究 Ｊ室
提高六、九区稠油净化污水利用工艺技术研究与应用
周建平（ 重油开发 公司集输联合站 ， 新疆
摘 要： 重 油开发公 司六 、 九 区污水 处理站 给供热 站锅 炉供
克拉玛依
８ ３ ４ ０ ０ ０ ）
净化油 田污水 以来 ， 取得 较好 的社会 及 经济效益 。但 是 由于原 有管网布局不符合发展 需要、 管网老化、 设备设施布局不合理 等 因素 ， 造成 六九 区污水 处理站每 天有温度 ７ ０ ＇ （ ３ 左右净化 污水 ０ ． ５ ｘ １ ０ ４ ｍ ３ － ０ ． ７ ｘ １ ０ ４ ｍ 外排 ， 而公 司共有 ３ １ 锅 炉使 用清水 ， 实际 点炉 １ ６ 台。 每天 消耗 温度 ２ ０ ￣ Ｃ左右的清 水在 ０ ． ８ ￣ １ ０ ４ ｍ３ 左右 ， 为降低污水外排 ， 减少清水消耗 ， 在对公司管网、 设备设施 现状 充分调 查 分析 的基 础上 ， 对 管 网进行 优化 调整 ， 增加 可使 用 净化 污 水锅 炉 台数 ， 提 高 污水 利 用 率 。 年 节 约 清 水 １ ０ ５ × １ ０ ４ ｍ３ 左右。 年 节约天然 气３ ８ ８ ． ９ ４ ×１ ０ ４ ｍ３ 左右， 年 节 约 电量 ５ ７ ． ８ ２ ｋ ｗｈ ， 节 约成本 ９ ４ ３ ． ５ ８万元 。经济效 益显著 。减 少污水外 排， 减 少锅 炉废 气排 放 ， 降低 员工劳动 强度 ， 提 高管理水 平 ， 具 有较 大的社会 效益。 关键词 ： 稠 油污水： 工艺管网； 节能减排
１ ０ ＃ 供热站 的净化水共用此管线前段 、 中段及后段部分管 段 （ ２ ４ ０ ｍ） 。该管 线 已经过 多次改造 ， 其中， 中段 Ｄ ２ ７ ３ ￣ ７ 钢 管改造 时 间为 ２ ０ ０ ７ 年， 在改造 过程 中将管 线上提 到地面 ， 目前运 行状 况较好 ， 前段和后 段老化 ， 破 裂严重 ， 从２ ０ ０ ６ — ２ ０ ０ ９ 年， 管线破裂
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百重7、九区稠油外输温度及方案优化【摘要】本论文主要介绍了稠油加热输送时，原油破乳剂脱水所需温度和各站输量变化对其外输温度的影响，以此为基础对百重7-92号站-克炼稠油管道外输工况进行分析及计算，并提出多种解决方案加以比较以找出最佳经济方案。
【关键词】加热输送破乳剂输量
近年来随着稠油开采量的增加，输送问题也越来越突出。
由于稠油的密度大、粘度高、流动性差，不易实现经济、安全、稳定地管输。
输送稠油时管路的压降大，泵送设备也比输送低粘度的常规原油要大得多，这就大大增加了原始基础建设投资及维护和运行费用。
为了合理地开发利用巨大的稠油资源，适应稠油产量的不断增长，必须解决许多复杂的技术和经济问题，寻求更经济、有效并安全可靠的稠油输送方法[1]。
经过近几十年石油科技工作者的不懈努力，稠油输送技术取得了长足的进步。
目前稠油输送工艺主要包括：加热法、稀释法、掺热水或活性水法、乳化降粘法、低粘液环法、改质降粘法等[2]。
其中加热输送方法是传统的方法，目前也仍是国内外稠油主要输送方法，而稠油最佳输送温度的选取，直接影响着稠油加热输送的经济效益[3]。
在此基础上石油工作者开发研制了破乳剂，利用其破乳作用沉淀出稠油中的水份，以降低水份加热、输送消耗的能量，近年来随着原油破乳剂的进一步研制开发，其脱水所需温度逐渐降低，计量站加热消耗的热量减少，因此输油站所需输油温度也将随
之发生变化，且随着各站输量的变化也将影响稠油的输送温度[4]。
现以此为基础对百重7-92号站-克炼稠油输送管道的外输工况进行分析及处理方案的比较，以合理配置站内设施，节约能耗。
1 工程概况
1.1 百重7-92号站-克炼厂稠油管道
百重7-92号站-克炼稠油管道分为百重7-92号站及92号站-克炼厂两段，其中百重7-92号站稠油管道起点位于百重7原油交接点，终点位于92号原油交接点，管道长度22km，采用d273.1×5.6钢管，设计压力为4.5mpa，设计输送能力60×104t/a；92号站-
克炼厂管道起点为92号原油交接点，途中接入91号原油交接点来的净化原油（91号站-91节点输油管道为d273×7，长度0.16km），经克-乌输油管道的701首站，终点为克石化厂，管道全长32.87km，采用d426×7管道，设计输送能力250×104t/a，设计压力4.0mpa。
百重7-92号站-克炼厂稠油管道节点示意图如图1所示。
1.2 管道沿线现有机泵与加热设施
（1）百重7原油交接点
百重7原油交接点位于百重7处理站内，设计输量为60×
104t/a，设计压力为4.5mpa。
目前站内建有2台smh2900r40e15tw21型三螺杆泵，q=90m3/h p=4.5mpa，一用一备；建有2台热负荷为850kw、换热面积为105m2的蒸汽换热器，串、并联运行。
（2）92号原油交接点
92#原油交接点既为百重7-92号站稠油管道（d273.1×5.6）的
末站，又为92号站-克炼厂管道（d426）的首站。
站内建有4台外输螺杆泵，其中2台q=50m3/h、p=4.0mpa，2台q=160m3/h、p=4.5mpa。
目前该交接点没有加热设施。
（3）91号原油交接点
91号原油交接点位于91号稠油处理站内，站内建有4台外输泵，其中2台smh2900r40e15tw29l1/2型螺杆泵，q=160m3/h p=4.5mpa；2台w7.3zk-2820miw80型三螺杆泵，q=60m3/h p=4.0mpa。
目前该交接点没有加热设施。
（4）克炼厂原油交接点
克炼厂原油交接点位于克炼厂内，由于站内工艺流程和设施的需要，要求进站温度不得低于50℃，进站压力不得低于0.5 mpa。
1.3 任务输量
根据2007年-2010年原油商品产量，确定基础任务输量：百重7稠油外输量60万t/a，91号站稠油外输量70万t/a，92号站稠油外输量120万t/a。
1.4 油品物性
百重7油品密度935.1 kg/m3、粘度590.9 mpa·s（50℃），91号站油品密度930.6kg/m3、粘度275.21 mpa·s（50℃），92号站油品密度938.6 kg/m3、粘度754.16mpa·s（50℃），均为重质油。
2 优化方案
2.1 方案一
目前百重7、91号及92号原油交接点的外输温度分别为70℃、
63℃、80℃，这很大程度上受稠油脱水温度的影响。
近年来随着原油破乳剂技术的进一步发展，原油脱水温度也将逐渐降低，原油低温脱水后，减少了油中水分加热所需要的能量，可提高油田综合开采效益，考虑到低温破乳剂的研究发展，确定本论文原油的脱水温度即各站点交油计量温度为55℃。
已知管道终点稠油到达克炼厂要求温度大于50℃，压力大于0.5mpa，91号及92号原油交接点均为不加热外输，推导出各交接点均为任务输量时百重7稠油的最低外输温度，计算[5]结果见表1。
2.2 方案二
随着稠油开发的深入，各产能区块稠油产量均有所变化，根据目前各原油交接点日输量情况及经济危机对石油行业的影响，2011年各原油交接点的原油外输量，百重7稠油外输量34万t/a，91
号站稠油外输量70万t/a，92号站稠油外输量78万t/a。
已知管道终点稠油到达克炼厂要求温度大于50℃，压力大于0.5mpa，91号及92号原油交接点均为不加热外输，推导出各交接点均为2009年预测输量时百重7稠油的最低外输温度，计算[5]结果见表2。
2.3 结论分析
2.3.1 方案一结论分析
由表1可知，若原油脱水温度降为55℃，在任务输量情况下，百重7-92号站-克炼厂稠油管道为满足管道安全运行，并充分利用管道沿线各原油交接点已建设施，百重7原油交接点稠油加热升温
70℃、91号及92号原油交接点稠油外输温度均为55℃的情况下即可满足管道安全运行。
2.3.2方案二结论分析
由表2可知，随着各原油交接点稠油外输量的降低，在91号及92号原油交接点稠油外输温度均为55℃的情况下，为满足稠油进克炼厂温度、压力的要求，2009年预测百重7稠油的最低外输温度为109.53℃，也就是说需要将百重7稠油由55℃加热到109.53℃外输，但目前站内已建换热器管程的设计温度为95℃，无法满足原油加热外输的要求，各站点的起点管压及所需泵的扬程均能满足管道运行要求。
考虑到百重7原油交接点已建有2台蒸汽换热器，将百重7稠油加热升温后外输，可减少百重7-92号站管道起点压力，若将百重7稠油加热到换热器管程设计温度即95℃后外输，则管道的水力热力计算[5]详表3。
由表3可知，随着各原油交接点稠油外输量的降低，若稠油脱水温度降为55℃，为保证百重7-92号站-克炼厂稠油管道的安全运行，不仅需要启用百重7原油交接点的换热器，同时还要在92号原油交接点增设原油加热设施。
参考文献：
[1] 刘文胜，郭东旭.稠油输送技术及方法.中石化西北油田分公司油田特种工程管理中心，2008.
[2] 高婷，刘明.稠油超稠油管道输送降粘方法研究现状.西安
石油大学石油工程学院， 2012
[3] 王晓宇，宋天民.稠油降粘方法研究现状.河北化工，2009.
[4] 郭劲松，韩庆生.稠油管输节能技术研究与应用.中国石油辽河工程有限公司，2011.
[5] 杨筱蘅.输油管道设计与管理.石油大学出版社，2006.
作者简介：
骆娜薇（1985——），助理工程师，2008年毕业于长江大学油气储运专业，现主要从事油气储运设计工作。