常温输送技术在冬季的应用

喇嘛甸油田已进入特高含水开发期,全油田综合含水已达93%以上,原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势,使原油生产操作成本也相应逐渐增加.由于喇嘛甸油田集油工艺采用双管掺水热洗分开流程,虽在2000年以来大面积开展了季节性常温输送,但冬季集输吨油耗气仍居高不下.为了探索降低油气集输能耗的新途径,2003年,在喇I-1联合站5座转油站开展了大规模掺常温水和不掺水冬季常温输送试验.通过建立特高含水条件下油井冬季常温输送规模化示范区,为喇嘛甸油田实现全面常温输送奠定了基础.     

特高含水井单管不加热集油技术试验

大庆萨南油田已进入高含水开采阶段，随着采油站采油井数量的逐年增加，集输系统的总能耗也增加。文中介绍了大庆第二采油厂针对高含水井的现状．采取了单管不加热集油技术，进行了现场试验．为高含水井集输系统节能降耗提供了新的途径。     

不加热集油技术在大庆高含水油田中的应用

大庆油田已经进入高含水采油期,导致原油集输热力系统自耗天然气呈上升趋势.为最大限度地节约能源,降低原油生产成本,开展了喇萨杏水驱高含水油田不加热集油节气技术研究.2007~2011年,在现场试验取得较好效果的基础上,低温集油技术在大庆油田大规模推广,先后有42座联合站系统、392座转油站系统和37200口油井实施了采出液低温集输处理工艺技术,累计节约天然气6.57×108 m3,取得经济效益10.58亿元.     

浅谈萨南油田不加热集油技术

大庆萨南油田已进入高含水采油期，导致原油集输热力系统自耗天然气呈上升趋势。目前在萨南油田采用的不加热集油方式有多种。其中掺常（低）温水不加热集油方式适合于在中转站内所辖的电泵井或高产液井较多及含有部分低产液井的情况。“一站、两制”不加热集油方式则既能满足掺常（低）温水—老井的不加热集油需要，又可以保证低产液、低合水的油井的安全生产。1996年在萨南油田又进行了“三不”复合试验，对产液量较高的油井采用掺常温水不加热集油方式。萨南油田采用的常规单管不加热集油方式适用于单井回油温度不低于32℃、回压不超过0．5MPa外情况。此外萨南油田还采用双管不加热集油、单管电加热环状不加热集油等不加热集油方式。     

过渡带地区油井冬季降温集输可行性研究

目前大庆油田已进入高含水开发后期,油井采出液的气液分离和流动性发生了较大的变化,为降低油井集油温度创造了有利条件,低温集油和不加热集油技术已逐步推广。但过渡带地区因其地质特性,一直视为低温集油、不加热集油技术应用的禁区,本文重点对过渡带地区油井实现冬季降温集输可行性进行探讨。从试验情况看,产液10t以上,含水70%以上井可实现降温集油;在掺降温水60℃时,日掺量在15m3以上可以正常生产。     

老油田开发后期油田地面集输工艺优化

华北油田榆科油田经过30年的开发,目前已经进入高含水开发期,油井平均含水达81%以上,单井集油仍然采用传统的三管伴热方式,地面油气集输系统存在着腐蚀穿孔严重、设备老化等制约油田生产发展的瓶颈问题。在深入分析油田开发状况和现有地面集输工艺现状的基础上,针对站外单井集油管线腐蚀严重、能耗高等问题,采用端点掺水、环状集油的新工艺,对地面集输工艺进行简化优化,实现节能降耗。     

转油站集输系统能耗分析与评价软件开发

高含水量开发阶段是目前国内各大油田开采石油所面临的阶段。随着油田进入高含水开发阶段,油气集输系统运行效率较低、耗能较高的情况日趋严重。及时通过能耗分析与评价,提出改造方案来优化集输系统的运行是最重要的手段。针对该问题,研究开发了转油站集输系统能耗分析与评价软件,结合大庆某油田6号转油站集输系统实际运行情况进行了具体的能耗测试、计算、分析与评价,总结出系统的能耗分布状况,提出相应技改办法,实现系统高效运行。现场应用结果良好,系统耗气量下降28. 44%,耗电量下降31. 97%。该软件可供类似油田参考使用。     

特高含水期不加热集油方式问题探讨

萨南油田已经开发40多年，生产工艺流程基本上为双管掺水、热洗分开流程，油井单井日产液量一般在10～400t／d，含水在51％～98％。随着原油含水率不断上升，继续采用加热集输流程，势必导致原油集输能耗升高，造成能源大量消耗，为此，探索实施了不加热集油集输方式。萨南油田开展不加热集油主要采取三种方式：即单管不加热集油、双管不加热集油、掺常温水不加热集油。     

利用临界粘壁温度指导高含水油田不加热集输现场试验

随着油田进入高含水开发后期，采出液含水率不断升高，凝固点、黏度随之降低。经现场实验，高含水油井可实现低于原油凝固点集输，凝固点已经不适宜作为指导集输温度的唯一条件。为了在安全生产的前提下最大限度地降低集油温度，通过室内试验明确某油田原油粘壁特性，并根据所得的结果指导现场开展不加热集输试验，取得了试验区掺水量下降90%以上、回压控制在0.8 MPa内的效果。试验结果表明，可以利用临界粘壁温度指导高含水油田采油井不加热集输，为油田低能耗生产提供了依据。     

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。     

转油站改造的总体思路及方案探讨

"十五"期间,大庆萨南油田进入了高含水开发后期,原油集输系统存在设施老化、负荷不均衡、能耗高及运行效率低等严重问题.针对这些问题,从"九五"期间就开始不断探索转油站系统调整改造的措施和办法,经过多年的努力,形成了一系列针对不同开发形势的优化调整和维修改造的原则、思路和做法.几年来,在部分区块和转油站进行了推广实施应用,取得了良好的技术和经济效果.     

常温输送转油站节能采暖方式改进

喇嘛甸油田已进入特高含水期，全油田2002年末综合含水91．68％，水油比高达14：1，吨油耗气及生产操作成本逐年增加。为了降本增效，2003年开展冬季常温输送，由于实施冬季全站常温输送转油站的室内采暖及场区伴热均由掺水炉负担，无独立采暖伴热系统，转油站掺水炉停运后，站内的采暖及伴热问题无法解决。如新建采暖炉一     

降温集油技术应用于朝阳沟油田

针对朝阳沟油田集油系统回油温度高、吨油耗气高的现状,在降温集输基本理论的指导下,结合温度界限分析仪和流量自动控制装置,应用降温集输温度界限分析技术,建立数学模型,摸索油井的温度界限值,并对温度界限模型进行现场拟合,使单井(单环)回油温度有所降低,也降低了吨油耗气。     

葡北油田单管冷输集油技术的优化

葡北油田10号站地区的2座转油站分别建于1980、1987年,负荷率分别为56.0%、87.3%,负荷率较低,且设备老化腐蚀严重,系统效率偏低。葡北10号站地区地面系统优化新建转油站1座,拆除已建2座转油站。集油系统调整共有112口已建油井,新建7座阀组间,将现有的双管掺水热洗分开流程改为单管多井串联不掺水集油流程。与双管掺水热洗分开流程相比,应用单管多井串联不掺水集油流程,112口油井综合投资可减少952万元。     

油田开发后期油气集输系统优化调整技术研究

大庆油田经过40多年的开发,油气集输系统已进入一个优化调整的阶段.本文以简化油气集输系统的单井集油流程为基础,提出了计量间和转油站优化调整、新建产能与油田已建设施如何衔接的思路,通过集输系统简化流程、优化调整,达到布局合理、负荷适中、节能降耗的目的.     

单管通球不加热集油工艺

2010年4月,在大庆油田采油一厂北一区断东产能工程建设中,开展了单管集油工艺试验,部分集油工艺采用了单管深埋、通球或单管不掺水工艺.新中208转油站单管通球集油工艺油井已经平稳运行2年,运行情况良好.单管通球集油技术工艺简化,投资较低,且能大幅度降低运行能耗,适合高含水期油田.     

不同气量高含水油井低温输送试验研究

随着我国油田的深入开发,油田的大部分油井已进入高含水期,对高含水原油采用加热或伴热的方式会使得集输能耗大幅上升,造成热能浪费。针对这一问题,在现场对不同气量的高含水油井开展了降温试验,对降温过程中的流型和压降变化进行了监测和分析,得出当温度较高时低含气量油井采出液为油水分层波浪流型,高含气量油井采出液为气液分层流型;当温度较低时,两种油井都出现了原油凝堵现象,可将第一个压降峰值定义为安全输送的温度界限,温度界限可比原油凝点低2～8℃。研究结果可为高含水原油不加热输送提供理论依据。     

大庆油田原油集输系统集输耗气预测

大庆油田自从1960年开发建设以来，油田综合含水经历了低、中、高含水期，发展到目前特高含水开发阶段，原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势，通过对大庆油田原油集输系统集输耗气预测可以找出油田原油集输系统耗气的发展规律，从而为下一步原油集输系统节能降耗流程调整及天然气下游利用工程产业化调整的研究指明方向，同时也有利于油田的高效益、高水平、可持续发展。     

低渗透油田油井低能耗集油技术

随着大庆外围油田进入高含水后期开发,采出液含水逐渐升高,采出液的流动性向有利于集输方面发展.因此,为达到节能降耗的目的,选取计量间进行降低掺水温度和集油温度等现场试验,研究不同掺水量、掺水温度、回油进站温度集油环回压之间的变化规律,确定出适合于大庆外围低产低渗透油田的掺水集油参数,并对现场节气效果进行分析,节约天然气30%以上.     

胜利油田集输系统工艺配套技术的发展与应用（上）

随着胜利油田开发的不断深入原油生产已进入特高含水开发期原油综合含水逐年上升目前全油田综合含水已达89.7 油田围绕节能降耗环境保护提高集输工艺系统效率等方面采用了游离水脱除液-液旋流分离水力旋流除砂变频调速等一系列新技术提高了集输工艺技术水平达到了节能降耗的目的形成了具有一定特色的油田集输系统节能降耗配套技术