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稠油集输工艺流程设计 总被引:2,自引:0,他引:2
1.复杂小断块稠油油田地面集输工程设计与技术研究
河南油田某复杂小断块油田在产能建设设计中,从地面方案规划到施工图设计,积极探索适合复杂小断块油田滚动建设的设计模式,包括优化地面工程总体布局,优化集输、处理工艺技术,优化布站方案,并对配套系统工程进行优化。稠油一是输送困难,二是脱水困难。为解决稠油的输送和脱水两大难题,提出了多种输送和脱水方案,从理论上进行了数千组数据的计算,又深入现已开发的稠油油田进行实际生产运行参数的考察,将理论计算与实际生产进行对比,提出合理的原油外输与脱水方案,从而避免了因滚动开发所造成的地面系统能力过剩,引起工程投资增加的问题。 相似文献
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本文主要介绍"人工智能注采调配系统"的结构、功能、工作流程、运行环境和其在孤东油田开发过程中的应用情况。在油田开发过程中,为确保长期稳定生产,地质工作者要定期对油田进行动态分析,制定出新的注采调配方案。人工进行注采调配方案计算,不仅费时费力,而且很难应用较复杂的数学方法去进行分析对比。如果运用"注采调配系统"进行方案计算,只需十几分钟便可完成,还可计算出多种方案,优选出最佳方案,从而提高了油田开发水平。 94年7月,在孤东油田5~(2+3)开发单元的注采方案制定工作中,首次运用了这个系统,实施了计算机计算的方案。2个多月以来累积增产原油1296吨,创经济效益29.8万元。实践表明,本系统具有推广使用价值,应用前景广阔。 相似文献
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随着大庆油田进入开发后期,原油产量逐年递减,管道大多处于低输量运行状态。为保证大庆油田R区块A—B段含蜡原油管道在低输量下安全、经济地运行,根据管道主要运行参数,设计了掺水输送、新建加热站输送和正反输三套安全保障方案,确定了各方案主要设备型号。综合考虑管道运行能耗费用和建设投资费用,最终优选出掺水输送作为大庆油田含蜡原油管道低输量运行安全保障方案,即首站外输含水原油至末站、扩建末站污水站、剩余污水在污水站处理后就地回注方案。研究成果对含蜡原油管道低输量安全保障方案的提出具有一定的指导意义。 相似文献
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针对玉门油田原油凝点较高的现状,通过分析原油性质,使用正交设计方法,研发出了适应玉门油田原油性质的降凝剂产品配方,试生产出质量指标符合行业标准SY/T 5767-2005《管输原油降凝剂技术条件及输送工艺规范》要求的降凝剂产品,在青西作业区进行了现场应用试验,结果表明:用马来酸酐二聚体研制生产的降凝剂产品能有效降低玉门油田原油的凝点、改善原油流动性。玉门油田原油降凝剂的成功研制和生产,对我国其它油田高凝点高蜡原油降凝有一定的参考意义。 相似文献
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埕北油田位于渤海海域,是一个已有20多年开发历史的常规稠油油田,其主要开发层系为古近系东营组上段和新近系馆陶组.油田进入高含水阶段以后,为了充分利用地层天然能量充足的特点,提高油田产量,文章从油藏工程方法角度论证了埕北油田大泵提液的可行性,并对试验井次及适时提液方案进行了优选.通过实施优选方案,油田的含水率由提液前84%降低至80%,实施一年后累计增油11×104 m3,油田产量得到了稳定和提升,开发效果得到改善,证实了油田通过提液实现稳产方案的可行性和有效性,对高含水油田后期开发有着一定的指导意义. 相似文献
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海底管道是海上油气开发生产的生命线,高凝原油输送管道的流动安全保障问题尤其突出。以渤海某油田高凝原油安全输送为研究对象,对高凝原油输送管道(新建管道与依托老海管)的流动安全保障方案进行了设计。经管输模型计算可知:A—B2管道在2036年不满足安全输量,需要掺水外输;B2—C管道在2029年不满足安全输量,需要掺水外输。同时对联网供电油田的输送管网按照四种不同失电工况的海管置换方案进行了设计。通过分析及软件模拟,确定A—B2管道预热方案采用反向预热,预热水流量100 m3/h,预热时间4.1 h;B2—C管道采用B1平台水源井水通过海管输送至B2平台后进行预热,预热水流量70 m3/h,预热时间47.4 h。 相似文献
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2004年,江汉油田各油气生产单位通过加强地质研究,优选新井井位和措施井层,强化生产管理,优化钻机运行,抓紧扶躺井和地面系统改造,提高油(气)水井生产时率等一系列保障措施,江汉油区、八面河油田、坪北油田实际生产原油与2003年原油产量持平,圆满地完成了调增后原油产量计划任务;实现了原油产量的硬稳定和气层气产量的稳中有升,奠定了油田可持续发展的良好基础。 相似文献
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根据北小湖油田地处边远、含油面积小、原油高凝性等特点,以开发建设的经济性和工程技术的适用性为基础,阐述了井口加热密闭集输、伴热保温密闭集输和井口掺热水保温集输3种不同集输方案,提出了三塘湖盆地分散小区块油田建设建议。 相似文献
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昆北油田油层发育稳定且连续性较好,具一定的剩余油可采储量。以井区动、静态资料及综合地质研究为基础,通过昆北油田水平井开发,以提高储层的动用程度和采油速度,并进行水平井与直井的钻井投资、产出效益分析。 相似文献
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根据北小湖油田地处边远、含油面积小、原油高凝性等特点,以开发建设的经济性和工程技术的适用性为基础,阐述了井口加热密闭集输、伴热保温密闭集输和井口掺热水保温集输3种不同集输方案,提出了三塘湖盆地分散小区块油田建设建议. 相似文献
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微凝胶驱数值模拟研究 总被引:1,自引:0,他引:1
利用黑油模拟软件CMG对王场油田潜三段北断块进行地质建模以及生产历史拟合。在此基础上应用从美国格兰德公司引进的世界上最先进的EOR化学驱提高采收率软件包中微凝胶驱及渗透率调整软件系统(FAPMS),对王场油田潜三段北断块进行微凝胶驱方案的优选评价。优选出最佳的体系用量、浓度、段塞结构、注入速度及最佳注入方式,最终得到切合实际的最佳注入方案为(聚合物浓度600mg/L+交联剂浓度70mg/L)×0.2PV,为现场试验提供了科学依据。 相似文献
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超稠原油掺轻油长距离管道输送工艺技术研究 总被引:1,自引:1,他引:0
随着油田超稠原油产量的不断增加,超稠原油长距离输送呈现上升趋势.对于地处偏远的油田,急需研究一种新工艺实现超稠原油长距离管道输送.进行了超稠原油掺入轻油(拔头油)实现长距离管道输送的工艺技术研究,论述了掺轻油输送的工艺方案,分析研究了掺入油的重度对掺油比例的影响,以及轻油掺入量对混合原油的黏度和管道起输压力的影响,并从输油工艺的角度提出了几点认识,以寻求一种经济可靠、高效节能的超稠原油管道输送工艺. 相似文献
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KS油田稠油油藏埋深浅、物性好,以衰竭式开采方式投入开发,目前已进入天然能量开发后期,油田开发效果越来越差。为此,拟通过转换开发方式改善油田开发效果。依据稠油热采开发方式筛选标准,对开发方式的转换进行优选,并利用油藏数值模拟方法进行分析验证。结果表明,在目前开采状态下,蒸汽驱是KS油田稠油油藏的最佳开发方式,原油最终采收率可达42.7%。在此基础上,进一步利用油藏数值模拟方法进行不同蒸汽驱方案的效果预测,优选蒸汽驱转驱时机及注采参数。按照数值模拟优选结果,在稠油油藏J层系进行现场实施,取得了较好的开发效果。 相似文献
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原油指纹分析方法在油田开发领域已得到广泛应用。该技术主要通过对采油井单层、合层流体样品开展指纹分析研究,建立产出流体的“指纹”对比档案库,分析评价不同层位、不同时间原油指纹的差异,计算油井分层产能贡献率、描述和评价地层流体特征变化规律。以吐哈盆地葡北油田为例,首次将原油指纹技术拓展应用到注气混相驱油田开发研究领域,通过对比评价不同时期原油“指纹”的变化,研究注气混相驱替过程中产出流体组分特征变化规律,计算出分层产油贡献率,经过实际产液剖面测试资料验证,所计算结果与实测值吻合程度较高,证明原油指纹分析技术作为新手段应用到注气混相驱油田开发研究领域是可信的。另外,还介绍了应用色谱法开发出的计算软件,应用该软件对典型井葡北101和葡北20进行分层贡献率计算,计算结果与实测结果误差小于6%。 相似文献