长庆姬塬油田集输系统结垢原因及防垢措施

长庆姬塬油田属于多层系复合开发典型油区,地面集输系统采用多层开采、混层集输以及多层开采、分层集输两种工艺。由于多层系油田开发采出液物性差异大,易造成井筒及地面集输系统结垢。本文介绍了姬塬油田集输系统的结垢现状,通过对结垢物生成机理的分析研究,找到了影响集输系统结垢的主要因素,结合垢物形成的主要因素与形成位置,对地面集输系统采取防垢措施、相应的技术特点进行了总结和说明。     

锦607块地面集输工艺优化技术

锦607块地面集输工艺运用自动化平台计量、自控掺液、油气混榆、集中加热等新技术,形成了新的稠油区块地面油气集输模式,克服了传统平台井集输工艺存在的集油半径大、工艺复杂、工作量大、能源浪费严重问题,实现了减少地面建设投资、缩短集油半径、节能降耗的目的.其成功经验和管理模式,在油田集输工艺"优化、简化"工作上,具有十分重要的意义.     

超稠油集输技术在辽河油田的研究与应用

超稠油的油品特性决定了其脱水、储存、运输、输送等工艺的复杂性。文章结合近年来辽河油田在超稠油集输工艺技术方面的研究与应用,介绍了不同时期对超稠油物性的认识以及形成的3种不同集输技术工艺:开采初期地面集输工艺、大面积开采地面集输工艺、超稠油脱水以及超稠油管道长距离输送技术的最新研究成果与应用情况。     

风城油田稠油开发地面集输与处理工艺技术

新疆风城油田稠油资源丰富,稠油种类涵盖普通稠油、特稠油、超稠油,开发方式有蒸汽吞吐、汽驱、SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开采、火驱开采工艺等.目前,风城地区稠油主要采用蒸汽吞吐的方法进行热采,同时,开展了蒸汽辅助重力泄油先导试验,并取得了阶段性成果.针对不同开发方式,新疆风城油田开展了稠油集输及处理地面配套工程技术研究,形成了具有新疆油田特色的稠油地面技术.对风城油田稠油吞吐开发集输及处理工艺技术进行了论述,总结了风城油田在稠油SAGD开发集输及处理配套地面工艺技术中取得的经验,并对风城油田稠油开发地面工艺技术的发展趋势进行了展望.     

煤层气地面集输管网优化

由于煤层气开采具有“低产、低压、低渗、井多”等特点,国内煤层气田的开发主要参考苏里格气田等低压气田的地面集输工程设计,其地面集输工程主要存在集输管网布局及工艺参数不合理、投资较大、能耗较高等问题。因此针对煤层气地面集输工艺特点,对煤层气集输管网优化方法进行研究,分析了煤层气地面集输工艺和特点以及不同集输管网形式的适应性,发现应用分级优化方法能很好解决集输管网优化问题,提出基于集输管网等效水力模拟图的集输管网管径优化方法,在煤层气地面集输工程设计中得到了实践应用。     

长庆低渗透油田油气集输工艺技术发展综述

针对长庆油田低渗透复杂油藏及恶劣的自然环境,科技人员坚持科技创新和技术进步,油田地面集输工艺有了很大的发展.以长庆马岭、安塞、靖安和西峰等低产、低渗油田为代表的集榆工艺相继创立,创造了低产、低渗油田地面工程建设模式,形成了适合长庆油区特点的高效简化地面工艺系列技术,集输流程由单井单管不加热密闭集输工艺发展到多井阀组双管不加热密闭集输工艺,再发展到多井双管不加热密闭集输工艺,最后到多井单管不加热密闭集输工艺,实现了从三级布站到二级布站的飞跃,流程愈来愈简,建设投资持续降低,开创了黄土塬复杂地貌条件下低渗透油田地面建设的新路子.文章综述了长庆油田地面集输工艺技术的发展过程.     

长庆油田地面建设模式及工艺技术优化

介绍了长庆油田开发建设中设计的靖安油田和西峰油田两种地面建设模式。“靖安模式”采用了丛式井双管不加热密闭集输工艺(取消了阀组);“西峰模式”成功地应用了功图法计量技术和翻斗计量技术,并将输油工艺改进为丛式井单管不加热密闭集输工艺。在集输过程中,采用了树枝状串管流程,布站方式也有创新。详细论述了这两个模式在地面工程建设中采用的各项配套技术,并对其经济效益进行了评价。     

美国页岩气地面集输工艺技术现状及启示

为了促进中国页岩气资源能的规模化与高效低成本开发,根据页岩气具有压力和产能衰减速率快、开采寿命长、进入增压开采周期短、气井初期产出水量大等显著区别于常规天然气的开发与井口物性特征,分析了页岩气地面工程规划设计的难点在于:①地面工程建设需同地下资源条件相匹配;②地面集输系统设计规模不易确定;③地面集输管网与站场布置较难确定;④地面集输工程在设计初期需要考虑增压开采问题;⑤地面工艺需标准化、模块化设计;⑥地面工程设计需要考虑水处理系统的影响。以美国典型的Barnett和Marcellus页岩气田为例,对目前国外页岩气地面集输系统的总体工艺、井场工艺、处理站工艺、集输管网布置形式、产出水处理等工艺技术现状进行了系统总结,并讨论了美国页岩气地面集输工艺在我国的适应性问题,提出了中国页岩气地面工程规划设计的技术思路与建议,以期为中国页岩气资源的规模化与高效低成本开发提供指导和借鉴。     

大庆油田注汽开采地面集输现状及技术探讨

为了保证油田持续稳产,实现动用难采储量、剩余油挖潜和开采浅层稠油,大庆油田逐步推进了蒸汽吞吐、蒸汽驱热力开采方式,已成功应用蒸汽吞吐开采一般稠油,并开展了蒸汽驱开发稀油的工业性试验。针对注汽开发地面集输现状,分析了注汽开采存在的问题,探讨了技术发展路线。     

稠油热采高效低能耗集输技术探讨

稠油凝点高、黏度与密度大,热采地面集输难度大。中国稠油热采集输能耗高、热能综合利用率低、效率低,总体工艺技术水平较低。针对含水高、产量较低的稠油区块,提出采用注采合一污水回掺集输,电动选井多通阀集油计量,过热蒸汽吞吐,蒸汽锅炉高温烟气及热油余热利用等稠油集输新工艺、新技术和密闭电动选井多通阀配汽管汇、计量接转站及注汽系统相结合的二级布站、一体化建站的高效低耗集输系统,实现稠油地面集输高效、低耗,提高中国稠油集输工艺技术水平。     

新疆油田超稠油吞吐开发密闭集输组合工艺技术应用

针对新疆油田A作业区超稠油吞吐开发原油密度大、黏度高、集输半径大、采出液温度高、携汽量大的特性,采用超稠油蒸汽处理装置、蒸汽喷淋塔、循环泵、油水分离器、空冷器的设备组合,形成了"微正压汽液分离+蒸汽喷淋冷却+采出液高温密闭转输"的组合工艺技术,其中包括超稠油高效蒸汽分离技术、蒸汽喷淋循环冷却技术、接转工艺过程自动联锁控制技术。该组合工艺技术高效回收了蒸汽冷凝水、轻质油、伴生气,非甲烷总烃和硫化氢含量满足GB 16297-1996 (非甲烷总烃质量浓度≤2 mg/m^3)和GB 14554-1993 (硫化氢质量浓度≤0.01 mg/m^3)的标准,实现了小区域二级布站、大区域三级布站的密闭集输,解决了开式流程蒸汽和伴生气无组织排放带来的安全环保问题。     

单家寺油田单6东超稠油开采配套工艺技术

在单家寺油田单6东超稠油油藏地质特征和渗流特点研究的基础上，成功研制了亚临界湿蒸汽发生器。通过超稠油油层保护、化学物理方法辅助蒸汽吞吐、高饱和预充填复合防砂、注汽—采油—井筒电加热一体化举升、动态监测和地面集输六项配套工艺的研究及应用，实现了开采超稠油油藏的技术突破。     

新疆油田地面工程优化简化

分析了新疆油田地面系统存在的突出问题,并有针对性地开展了沙漠腹地低渗透稀油油田与稠油油田的地面工程优化简化。通过"模块化、橇装化"设计,形成了稀油新区的"沙漠模式";通过新工艺、新技术的推广应用,形成了稠油新区的"稠油模式"。结果表明,采用多通阀选井工艺、分体式计量、模块化计量配水等关键技术,有效简化沙漠腹地低渗透稀油油田的地面工程系统;采用分散供热、单管注汽采油、多通阀选井计量、大站集中处理的两级布站等新工艺,有效简化稠油油田的地面工程系统。通过油田地面工程系统的优化简化,取得了显著的社会经济效益。     

油井液量含水自动测量新技术的应用

通过对现有计量技术的分析研究,研发了适合于螺杆泵、无杆泵采油方式的油井产液量、产油量及含水率测量技术,并研制了一种新型的液量含水自动计量撬。室内实验和现场试验表明,该计量撬运行可靠,测量结果准确度高,产液量和产油量测量结果误差在±10%以内,含水测量结果误差在±5%以内,满足油气田地面工程油气集输处理工艺设计规范的要求。液量含水自动计量撬的研究应用能简化油田集输工艺,减少地面建设费用,解决了针对螺杆泵、无杆泵等采油方式无有效单井在线计量方法的难题,填补了技术空白。     

苏里格气田南区块天然气集输工艺技术

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强,属于典型的低渗透致密岩性气藏。针对该区块的地质特征和特殊的开发方式（采用井间与区块相结合的接替方式开发）,采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺;②管道不保温;③中压集气;④井口带液连续计量;⑤常温分离;⑥两次增压;⑦气液分输;⑧集中处理。形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交接计量” 等一系列工艺技术,有效降低了地面工程的投资成本,提高了气田开发项目的经济效益,对类似气田的开发建设具有借鉴意义。     

稠油计量站单井计量技术的实施

对稠油计量站单井计量过程中所存在的问题进行分析，对稠油计量站的工艺、计量和控制技术进行改造，筛选稠油计量仪等设备。结合科研和生产实际，研制新型流量计，将自控技术应用到生产实际中，解决了稠油计量站中集输难和计量误差大等问题。     

稠油集输工艺设计

在稠油集输工艺设计参数的选取中，当稠油乳状液为牛顿流体时，可按达西公式计算水力损失，其粘度可由粘度比法求出；非牛顿流体乳状液紊流态水力计算，应通过实验确定摩擦系数，再按过西公式计算压降；对纯稠油、含地层水稠油、稠稀混合油和掺破乳剂溶液稠油的停输启动压力．采用剪切力公式推算。在稠油的油气分离工艺设计中，对计量分离器，应尽量简化分离器的结构；对生产分离器．可适当增加分离元件，使油气分高效果相对提高；终端油气分离器或气体除油器，应设计较完善的油气分离结构；此外，应慎用丝网除雾器。在稠油脱水工艺设计中，应注意脱水措施及脱水方法的选择。在稠油集输中应多采用低级数、低转数的容积式转子泵。但在选用泵型时，应根据设计工作条件对泵的流量、扬程、轴功率及高效率区间进行校核。     

浅析页岩气地面工程技术现状及发展趋势

综述了我国页岩气地面工程技术现状与发展趋势。分析了我国页岩气地面工程技术具有地面集输系统规模难确定、集输管网压力变化范围大和集输流程需标准化、模块化及撬装化设计以及供、转水需求量大,压裂返排液需处理等特点。探讨了页岩气地面集输技术、页岩气处理技术、压裂返排液处理技术的现状,分析了建设智慧页岩气田、效益页岩气田和标准化、一体化页岩气田的意义,展望了页岩气井出砂、页岩气计量和脱水、压裂返排液处理、页岩气增压等关键地面工程技术的发展趋势。     

气田单井移动计量分离器橇装技术的应用

通过对某气田单井移动计量分离器橇装技术的应用研究，提出降低气田地面工程投资的突破点，形成针对多井数的单井集气工艺的特殊建设模式和技术，为国内气田地面建设探索简化流程、优化设计的新思路和方法。     

中国稠油热采开发技术与发展方向

稠油是重要的石油资源类型,实现稠油资源持续、高效开发,对保障国家能源安全具有重要的现实意义。针对中国热采稠油的主要特征进行了分析和总结:在地质和油藏特征方面,中国稠油油藏类型多、埋藏深、油层薄、储层非均质严重、油水系统复杂;在组成特征方面,胶质和沥青质分子之间相互作用形成空间网状结构导致稠油黏度大;在流变特性方面,稠油存在临界温度,当温度大于临界温度时,稠油流变行为呈现牛顿流体流变特性,当温度小于临界温度时,稠油流变行为呈现具有屈服值的宾汉流体特征;在渗流特征方面,稠油在地下渗流呈现非达西渗流特征,存在启动压力梯度,其受温度、储层渗透率、地层原油黏度及沥青质含量影响。综述了国内外稠油开发技术现状,详细阐述了蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、火烧油层、热复合开发等技术的主要机理、适用条件、应用实例、存在问题和发展方向,蒸汽吞吐仍是稠油热采的主要方式,蒸汽驱是蒸汽吞吐后有效接替技术之一,SAGD技术在引进吸收中取得重要进展,火烧油层成为大幅度提高采收率的重要技术,热复合开发技术实现难采稠油高效开发。研究结果表明,未来稠油开发需要发展高质高效的热力开发技术,协同采收率和油汽比"双目标"最大化,持续加强油藏描述、动态监测和注采调控,积极探索产热方式转变,从而实现稠油效益开发和绿色低碳发展。