定量低温掺输技术研究

为降低集输系统能耗,英台油田在高产液区块采取了常温输送和常温掺输工艺,但中低产液区块掺输系统能耗高的问题没有解决.为降低能耗、控制成本,英台油田又开展了卓有成效的技术攻关,研究应用中低产液油井定量低温掺输技术,此项技术的应用取得了理想的节能效果.同期对比,冬季掺输水温由65 ℃降低到42 ℃,单井集油温度由42 ℃降低到28 ℃,系统运行温度降低后,管线结垢腐蚀问题得到了解决,增效显著.     

定量掺水阀低温掺输技术

吉林油田乾安采油厂开发进入中后期,随着含水不断上升以及地面系统规模的扩大,原油生产过程能耗不断升高。为了控制能耗,降低原油生产成本,乾安采油厂工艺所在乾157站开展了低温掺输技术研究,研发了定量掺水工艺。实施后冬季只开1台掺输炉、1台掺输泵生产,掺水温度42℃,掺输水量由1561 m3/d降到725 m3/d,平均回油温度27℃。     

降温掺输技术在吉林油田的应用

目前,吉林油田集油多采用掺输流程,但掺输系统存在着运行温度高、管线设备腐蚀严重、掺水量无法精确控制等诸多问题,导致掺输系统能耗指标偏高。该油田于2006-2008年在3个接转站辖区开展降温掺输技术攻关,通过现场试验,采取了精确控制掺水量、降低掺水温度和接转站含水原油外输温度等相应措施,使试验区掺输系统耗气量和耗电量大幅度降低。若降温掺输技术得以推广,预计将创造出可观的经济效益。     

大庆外围油田单管环状掺水集油工艺参数试验研究

针对大庆外围低产、低渗透油田原油集输物性差、油井产量低、单位产能建设投资高和集输能耗大的特点，开展了单管掺常温水集油工艺参数确定的现场试验。试验研究了采用单管环形掺水简化集油工艺，在不同的掺水温度条件下，回油进站温度分别为47℃、42℃、40℃时，各集油环集输参数的特点，总结了不同掺水温度条件下，各参数边界条件和各工况稳定运行周期及能耗规律，为外围低产、低渗透油田低能耗油气集输莫定了基础。     

乌尔逊油田掺水集油系统降温集输效果分析

乌尔逊油田环状掺水集油系统受自然地理条件差(高寒),低产、低效井所占比例大,气油比低、原油凝固点高等因素影响,掺水集油系统生产能耗较高.在优选、控制掺水压力和温度不变的条件下,逐步降低单环瞬时掺水量,观察集油环回油压力、回油温度,单井回压的变化,研究影响降温集输的主控因素,摸索各集油环在不同季节的合理掺水量和极限回油温度.通过1年的现场试验,确定了影响乌尔逊油田降温集输的主控因素和各集油环在不同季节的合理掺水量,降低了掺水集油系统生产能耗     

定量掺水阀

在油田掺水输油过程中，针对油井单井掺水量难以控制，并可能因此造成井口回压超高及管线凝堵的问题。通过开展大量的研究和试验，成功地研制出了可使掺水量达到基本恒定的掺水工艺新产品定量掺水阀（已获实用新型国家专利：200520012551．6）。该产品能够为掺常温水不加热集油工艺的大面积推广应用，对保障掺常温水不加热集油工艺的大面积有效实施和系统的平稳运行创造有利条件，也能够为油田的掺水集油系统提供更加先进、完善的新型掺水工艺技术。     

低温集油技术应用研究

英台油田在研究应用低温集油技术前全部为传统的三管伴随和掺输流程,能耗大,管线腐蚀结垢严重。在集输系统能耗构成中,单井集油能耗占73%,是集输系统能耗的主体,所以应用低温集油技术是降低集输系统能耗的主要途径。由于英台油田开发区块多,原油物性多样化,单井产液差别大,应用一种手段不能适应所有油井,通过产液分级、原油凝固点分析、不同区块粘壁温度分析,结合地温数据,界定出适合不同低温集油技术的油井条件,形成了常温输送、季节性常温输送、原油改性技术和定量低温掺输等多种技术,实现了优化简化、节能降耗的目标,减缓了管线的腐蚀结垢速率,为油田低温集油提供了参考。     

掺水集油参数优化研究

在油田掺水集油流程中,掺水量越少则需要的掺水温度越高;掺水量越多则需要的掺水温度就越低。本文对某油田掺水集油系统中能耗进行分析,得出掺水温度在一定的温度范围内,集输系统的能耗最低。     

阿尔油田环状掺水集油工艺中各因素影响程度仿真研究

阿尔油田原油掺水集输系统主要是根据季节变化及现场经验调整掺水温度和掺水量,致使掺水系统能耗较高。为了节能降耗,以阿尔油田阿尔3断块90阀组集油环为试验对象,根据现场的实际情况,利用PIPESIM软件模拟掺水集油流程。在PIPESIM软件中以井口回压低于1.5MPa和回液温度高于原油凝固点5℃以上为集输约束条件,分别模拟试验了掺水量、掺水温度、产液量、环境温度、井口温度、综合含水率和回油温度之间相互关系和影响程度。通过软件模拟试验,为原油掺水集输系统的掺水温度和掺水量的调整提供参考数据,为其他区块油田的原油掺水集输参数的调节提供了理论依据。     

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.     

大港南部油田集油工艺优化研究

随着大港南部油田综合含水的不断上升,地面系统生产设施经过多年的运行,加热集输负荷大,系统能耗呈现大幅上升趋势.结合南部油田掺水井的产液、含水、温度等生产参数,优化出适合高凝高黏油田高含水期的四种集油工艺,分别为单管串接常温输送、高温电泵井反带掺水、远端井掺水串带和油井就地切水回掺.在对集油工艺技术的优化研究及试验区试验成功的基础上,通过应用效果的跟踪分析总结认为,大港南部油田高含水开发期优化的四种集油工艺,比目前南部油田运行的掺水工艺有较大的优势,即在满足正常生产的前提下,运行费用减少,系统规模缩小,工人劳动强度下降.     

双管掺水集油工艺能耗测试及灰色关联分析

油田双管掺水集油方式能耗较高,为了解决影响掺水集油能耗的主要因素,针对某油田集油能耗建立了模型并进行了计算分析,找到了高能耗产生的主要原因并进行了灰色关联度计算,得到了影响双管掺水集油工艺总能耗的因素,并从大到小对影响因素进行了排序,该计算结果可为降低集油能耗提供理论依据。     

海塔油田原油集输处理工艺的简化

2001年,从呼伦贝尔油田开发初期便开始应用单管环状掺水集油工艺,先后在苏仁诺尔油田、呼和诺仁油田和苏德尔特油田应用543口井.其集油参数为:转油站进站温度高于凝固点3～5 ℃,最高井口回压1.0 MPd,3～5口井串联掺水、集油的建设模式,平均单井掺水量为0.8 m<'3>/h.与双管环状掺水集油流程相比,基建投资降低10%左右,节约能耗20%左右.     

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。     

油田环状集输流程节能运行研究

大庆油田部分采油厂采用环状集输流程,集输吨油耗气50 m3以上,大大超过了油田的平均油气集输能耗,节能降耗是这类油田降低生产成本的关键.在较为宽广的试验参数范围内,对油气水环状集输流程不同掺水温度、掺水量的集油能耗进行了测试和理论计算.研究结果表明,环状集输流程最节能的运行方式是在保证安全混输的前提下,尽可能地降低掺水温度.     

电加热集油工艺节能技术应用

为降低地面投资,近几年加大了电热集油工艺在油田地面建设中的应用力度,应用电热带伴热管和井口安装电加热器等配套设施代替常规集油掺水管道,从现场运行情况看,电加热集油工艺和常规掺水集油工艺相比,运行费用基本持平,运行能耗降低38.2％.通过分析对比,得出了电加热集油工艺较常规掺水集油工艺可有效降低集油系统能耗的结论.     

一掺多回流程掺水集中自动控制系统

齐家北油田掺水系统采用一掺多回流程,集油环长、掺水调节困难,且常规掺水流量自动控制装置不适用于该流程。为此对常规掺水流量自动控制装置进行改进,在站内阀组间回油管线上安装温度变送器,将各环回油温度输送至站内控制系统,并在掺水间各环掺水管线上安装掺水流量自动控制装置,各参数信号通过无线远传至站内控制系统。站内控制系统将调节指令远程发送至掺水间各掺水流量自动控制装置,根据指令进行掺水量的调节,实现了一掺多回掺水系统的集中自动控制,从而减少操作人员的劳动强度,降低掺水系统能耗。     

大港油田集输系统工艺分析

1．集油工艺 大港油田根据各地区特点和原油物性主要采用 三种不同的集油工艺流程:①板桥油气田原油物性 较好,产气量较高,采用单管加热、高低压分输密 闭集油工艺;②大港中北部油田原油物性较好,含 水较高约90％,普遍采用双管掺常温水不保温工 艺,冬季根据需要掺水适当加热;③南部油田所产 原油密度、粘度、凝固点都较高,伴生气量很少,     

岔河集油田支环状掺水集油工艺

岔河集油田南部区块原油黏度高,凝固点高,含蜡量高,先导试验发现多数井无法实施单管冷输集油,因此地面系统简化改造时选用了掺水集油流程。为降低改造投资,便于掺水量的调控,设计了支环状掺水集油工艺。应用结果表明,与单井双管掺水流程方案相比,支环状掺水集油工艺可节约改造投资15%～20%,较改造前的三管伴热流程年节省燃气78×104 m3。     

大庆油田集输工艺低温集输技术试验研究

大庆油田分别于2003年和2004年在老区双管掺水流程和外围环状掺水流程中开展了低温集输研究.由试验得出结论:双管掺水流程采用掺常温水不加热集输方式,在投入方面较合理,节能效果明显;环状掺水流程低温集输可通过控制掺水温度和掺水量实现节气目标;双管掺水流程的单井回油温度可控制在原油凝固点以下10℃左右;环状流程集油环回油温度应控制在原油凝固点附近.