实现掺水流量恒量控制 减轻掺水调节劳动强度

孤岛油田开发进入后期,难采储量不断动用,随着高凝、高含蜡及稠油油藏的开发,低产液量,低含水,低出油温度油井越来越多,这部分油井面临井筒与地面集输管线温降大、结蜡严重的问题,造成光杆缓下,油井回压高,导致油井抽油杆断脱、传动毛辫子断脱频次增加,地面集输困难,管理难度加大,生产成本不断上升。由于掺水计量装置不完备,靠掺水保证地面正常集输存在水量控制难,浪费严重的问题。掺水流量恒量控制装置的研制和应用,较好地解决了难动用储量在开采过程中出现的种种问题。     

单管环状掺水流程油井精确计量方法研究——以W油田为例

W油田主要采用单管环状掺水工艺流程,现阶段油井产液计量以功图法为主。但是由于井况以及其他外界环境因素影响悬点载荷,示功图数据的准确性受到影响,从而造成油井产量计量结果存在一定的偏差。本文从地面集输角度出发,用三相计量装置在集输末端实现计量功能,通过"减掺水"计算油井产量。利用该方法通过试验数据进一步优化了油井产量计量方式、计量时间以及计算方法等参数,提高了计量效率和精度,实现了单管环状掺水流程油井产量精确计量。结合示功图结果,提出功图系数,建立了一种适合单管环状掺水流程的产量计量工作机制,为W油田单井产液量的计量提供了新思路,实现了地面地下问题进行管控与分析,最终达到油田地下地面一体化的目的。     

掺水控制工艺分析

掺水输送是国内外广泛用于高凝、高粘原油采出井的一种集油工艺,这一工艺的关键环节是掺水量的调控。本文经过分析掺水温度、管道埋深、油井产液（产油/产水）、集油半径、井口出液温度等对集油环掺水量的影响,结合采用手动控制掺水量存在的问题,引出集油环定量掺水的必要性和重要性,通过分析正在使用的自控定量掺水阀的工作原理、数学模型,以及现场运行情况,同时分析自力式定量掺水工艺,通过比较,优选出适合我厂现状的掺水控制工艺。     

油田掺水集输系统掺水、回站双流程仿真的实现

为解决油田掺水集输系统仿真精度不高,掺水、回站双流程不能同时实现的弊端,基于拟牛顿的循环迭代方法,提出了一种在线算法。该方法把系统各节点的流量作为约束条件,以实际生产数据为基础,通过拟牛顿方法求出掺水流程节点和管线参数,根据计算结果及油井采出液参数,应用混合量热原理,构造回站流程仿真的初值及迭代公式,最终使其回站温度与联合站加热炉入口温度达到一致。     

中转站掺水集油能耗控制方法研究

油田目前采用的集输流程大部分为掺水加热流程。针对掺水加热集油流程,首先分析了中转站集输系统中掺水耗气现状。然后通过计算耗能成本,对该运行方式进行了规律摸索,确定了掺水集油的能耗控制方法。     

桑吉油气田稠油井掺水生产试验效果

桑吉油气田目前大部分稠油井采用加药生产,生产过程中药用量大,成本高。经过长远距离的集输后容易凝管,导致管线和地面系统堵塞,给生产和集输带来了巨大的困难。针对桑吉油气田后期出底油原油物性差、开采和集输困难、部分井亏空严重供液不足的问题,2017年2月展开了稠油开采的自主摸索和现场试验,通过工艺流程改造和掺水生产解决了现场稠油开采、集输、水合物冻堵的问题。现场取得了显著的效果,为作业区后期稠油开采提供了新的技术支持。     

双管掺水原油集输流程运行参数优化研究

为了降低双管掺水集油流程高耗气、高耗电问题,可通过调节掺水量、掺水温度等运行参数优化工艺流程,降低加热炉耗气量和泵机组耗电量。针对大庆油田某转油站集输流程的实际运行情况,通过PIPESIM软件建立管网水、热力计算模型,运行迭代法确定不同掺水温度下各单井最优掺水量,根据加热炉、泵机组基础数据确定不同方案下总运行费用。计算结果表明,该集油流程最优掺水温度为47℃,掺水量为840.72m3/d。此研究为原油集输系统提供了可靠的运行参数优化方法,可实现节能降耗的目标。     

掺水伴热简易井口流程的研究及应用

油井产量是油田开发的重要指标之一,为了能保障油井能持续稳定地为油田带来经济效益,我们需要处理自喷井、稠油井、高含蜡井、气井、装油嘴的放压井等所带来的不良影响,我们往往给它们做掺水伴热,尤其是在管线极易冻堵的冬季,井口掺水伴热流程就起到极其重要的作用。那么井口掺水伴热流程的选材和实用性就直接影响了油井的生产状况。本文针对现场掺水伴热流程的现状和遇到的难题提出几点改良措施。     

混输工艺在贝尔油田的应用

呼伦贝尔油田区块分散、单井产能低,地面系统按照常规的工艺规划设计百万吨产能地面建设投资达到20.9亿元。为降低地面建设投资,提高油田开发效益,2008年贝尔油田规模开发建设开始采用电加热管+油气混输油气集输工艺,简化地面集油流程、优化贝中油气集输工艺,贝中区块减少脱水站、污水站各1座。应用电加热集油后与掺水工艺相比减少掺水管道112km,减少集油阀组间8座。     

高凝油高含水期地面集油工艺优化研究

沈阳油田高凝油地面掺水集油工艺延承了原系统水力泵和闭式循环工艺,目前采取油井井筒电伴热,地面采取双管掺水工艺,开发26年来一直未进行系统改造。随着主力区块沈84-安12块开发的不断深入,区块进入高含水期,目前运行的掺水集油系统暴漏出很多与区块生产不相匹配的问题,例如掺水量多,耗气量大,设备老化腐蚀严重等。为了解决区块开发的突出矛盾,决定选取6个井站进行地面掺水集油工艺改造,将双管掺水集油工艺改造为环形掺水集油工艺,减少大量的管线改造工作量,节约大量掺水和天然气消耗。高凝油采油降能耗就是降成本,对地面系统进行优化改造不仅是节能问题,更关系到高凝油采油工艺的有效性和低成本战略的实施。     

抽油杆“三防”装置研究及应用

针对斜井数量的不断增加,油井采出液含水大幅度上升,且部分油井采出液含聚合物浓度较大,导致抽油杆偏磨、断脱严重的问题,我们设计了抽油杆"三防"装置,2007年在采油一厂、采油二厂,共推广100套"三防"装置的现场应用,使抽油杆断脱率比上年同期下降10%。     

某油田集油掺水系统优化效果分析

针对某油田产量递减快,捞油井、高含水关井数量增多,热水站加热炉运行年限长,热效率低、维修费用高导致集油系统的运行费用逐年升高的问题。通过对热水站、掺水系统进行改造,提高余热回收利用率,对集油系统进行优化,取得了较好节能降耗效果。     

提高榆树林油田集输系统运行效率的优化简化措施

榆树林油田是大庆外围"三特低"油田,随着油田开发的深入,稳产期短,油井单井产量逐年递减,地面集输系统负荷低、能耗高的问题日渐显露,为了改善油田地面集输系统适应性、提高系统运行负荷,榆树林油田在做好常规统筹规划、加强油藏钻井间协作的基础上,提出混输接力流程、大集油阀组间等多种优化简化措施。     

八面河油田面138区地下掺水计量与效果研究

通过对八面河油田面138稠油区块历年来单井地下掺水量控制方法、计量方式的对比评价,结合地下掺水对油井各项生产参数的影响,研究地下掺水在稠油降粘、增产、节能以及降低抽油机负荷等的效果,为面138区地下掺水油井下步科学、合理、经济的掺水工作及节能增效提供理论指导,改善掺水效果。     

提高榆树林油田集输系统运行效率的优化简化措施

榆树林油田是大庆外围“三特低”油田,随着油田开发的深入,稳产期短,油井单井产量逐年递减,地面集输系统负荷低、能耗高的问题日渐显露,为了改善油田地面集输系统适应性、提高系统运行负荷,榆树林油田在做好常规统筹规划、加强油藏钻井间协作的基础上,提出混输接力流程、大集油阀组间等多种优化简化措施.     

定量掺水工艺现状及应用展望

掺水输送广泛应用于大庆油田的集油工艺,此工艺的关键环节是掺水量的调控。本文就目前大庆油田应用的几类定量掺水工艺技术进行优化探讨,应用新工艺能够有效克服上述传统两种方法的不足,使掺水流量基本恒定,从而更加准确、合理地分配油井掺水流量,并有效地降低总掺水量,保障掺水压力,同时具有掺水定量稳定,投资和维护费用低,易于管理的优点。     

油井恒流掺水的探讨

油井恒流掺水是将研制的恒流堵塞器装入加工的配水器壳体内,并依据单井产量、出油温度及井间线长度及压差调整堵塞器排量,从而实现恒流、恒温掺水。现场应用4口井均能达到预期效果。应用恒流掺水有利于整个掺水系统的控制、达到节能降耗、免调整、降低设备损耗、减轻员工劳动强度的目的。     

掺水系统合理优化

掺水系统不仅影响油田耗气量,同时对耗电量也产生较大影响。因此掺水系统的优化调整可以为油田节能带来较大的经济效益。由于目前油田掺水系统的集输方式较多,如何分类型分季节制定管理措施成为优化掺水系统能耗的重要课题。     

集输管线的停掺水温降规律研究

为确定不加热掺水集输工艺的安全停输时间、再启动方案和停输检修安排,必须要掌握管线的停掺水降温规律。利用FLIUENT软件对不同季节和不同含水率下管线的停掺水温降过程进行了数值模拟,可知管段凝结时间与含水率和环境温度有关,为不加热掺水集输流程的工艺设计提供了相应的理论支持。     

抽油机井在线防盐装置的推广应用

在线防盐装置是在高矿化度产出液的抽油机井中,防盐、抑盐的一种新型的撬装设备,该设备克服了抽油井传统掺水洗盐中洗井液用量大、掺水量控制难、不能连续掺水等缺点,采用微电脑控制技术,通过对掺水泵排量的调节,可以实现定时、定量自动加水,具有工艺简单、适用性强、溶盐效果好、操作、维修方便等优点,在高矿化度产出液的抽油机井中,起到防盐的目的,延长了油井的洗盐周期,减少了原油产量的损失,延长了油井免修期。