高含水期稠油降温集输回油温度确定研究

稠油开采进入高含水期,采出液综合含水率高达80%以上,高含水使得采出液管流特性发生变化,常温或者降温集输成为可能。分析了高含水期稠油油水混合液的物性,研究了高含水期采出液稳定原油含水率。分析了井口回油温度限制因素以及安全回油温度的确定方法,提出将高含水稠油粘壁温度与油品凝点之间的范围作为安全回油温度的取值范围。     

CCS-EOR技术展望

以碳捕集封存与提高采收率(CCS-EOR)技术为研究内容，分析了碳捕集封存技术现状，并对高含水油藏、致密油藏、稠油藏开发过程中CCS-EOR技术进行了详细介绍，阐述了如何实现碳捕集封存的同时提高原油采收率，在碳中和背景下为油田高效开发提供参考。     

玻璃内衬管道在低产液井低温集输中的应用

低温集输技术经过多年的研究与应用,在高产液、高含水油井的应用方面日趋成熟,取得了明显的节能降耗效果。某厂二、三次加密及扩边井平均单井产量低,所占比例较大,采取技术措施保证这部分井实现低温集输是节能挖潜重点。在进行室内技术理论研究的同时,进行现场试验,使低产液、低含水、低出油温度油井实现了季节停掺水,深化了低温集输技术界限,为不加热集油界限的深入研究提供了借鉴。     

玻璃内衬管道在低产液井低温集输中的应用

低温集输技术经过多年的研究与应用,在高产液、高含水油井的应用方面日趋成熟,取得了明显的节能降耗效果。某厂二、三次加密及扩边井平均单井产量低,所占比例较大,采取技术措施保证这部分井实现低温集输是节能挖潜重点。在进行室内技术理论研究的同时,进行现场试验,使低产液、低含水、低出油温度油井实现了季节停掺水,深化了低温集输技术界限,为不加热集油界限的深入研究提供了借鉴。     

原油集输处理工艺控制技术

随着我国主力油田逐渐进入高含水时期,地面处理系统所需要的能耗会越来越大,进而会影响正常生产活动。原油集输处理流程主要包括集油、脱水、稳定与储运四个阶段,其中集油能耗最大,约占总能耗的70%左右,因此加强研究原油集输处理工艺控制技术具有重要的现实意义。本文将系统分析原油乳状液的类型、稳定性与破乳机理,并提出具体的原有脱水技术以供参考。     

葡萄花油田油井降温集输参数控制

葡萄花油田已进入高含水开发阶段,原有集油参数控制界限已不适应新形势的需要,如何科学合理的调整运行参数已成为节能降耗的．必然趋势。本文通过对现场实验数据的分析与总结,探索出了降温集输技术在大庆油田采油七厂的运行规律及降温集输的温度、压力界限,并编写了控制软件,实现了对管道集油参数的自动优化控制。     

油田高含水期集输系统能耗现状与优化运行

油田进入高含水阶段后,运行效率低、能耗成本急剧增高的矛盾逐渐突出。本文通过建立集输系统能耗守恒模型,并有针对性的分析,以集输系统的动力、最小热力消耗为目标,利用运行条件建立了条件方程,并基于方程模拟了外输流程高含水条件下的函数优化模式,采用遗传法对模型进行分析。通过研究分析,系统运行优化后能有效降低能耗,有很强的操作性。     

春光稠油热采高含水水平井CO2控水技术应用研究

针对分析春光稠油高含水水平井水窜原因,采用可视化CO2控水物理模拟实验,确定了CO2控水作用机理。通过数值模拟手段,研究CO2控水技术界限。建立了春光热采高含水水平井CO2控水技术选井原则,在春光稠油热采高含水水平井实施CO2控水技术31井次,累计增油4774.4吨,取得好的增油效果。     

掺稀降黏技术研究及其在渤海Q油田应用评价

针对渤海Q油田原油黏度大、采出程度低的问题,对稠油掺稀油技术在渤海Q油田可行性进行了研究。分析了稠油稀油的基本性质,考察了稠油掺稀比例、含水率、温度、剪切速率对掺稀降黏的影响。综合考虑稀油成本等因素,选择适当的掺油方式和比例,以探索利用稀油降低稠油黏度、提高采收率的可行性。结果显示,随着温度升高,掺稀降黏体系的黏度降低;含水率增高,体系黏度增加。确定稠油掺稀比例为8∶2,同时发现在油田开发初期含水较低情况及稀油低速注入条件下有较好采出效果。Q油田进行稠油掺稀油开采,高部位稠油和深部位稀油储量比接近8∶2,与实验结论 8∶2的掺油比接近,故从储量潜力角度评价,该技术在Q油田初期低含水开发阶段具有应用前景。     

CSY系列气液混输泵的应用及效果评价

混输泵是目前油田油气集输系统中较先进的使用设备 ,主要用于油田的油、气、水混输。针对单井管线长、低液量、低含水和计量站压力高的问题 ,在计量站内安装混输泵可以大大降低计量站和油井回压以及干线输差 ,减少管理的难度与强度。     

海上B油田管输受限下的综合治理研究

B油田为海上常规窄河道稠油油藏。近几年,随着油田含水上升,提液作为稠油油藏高含水期有效的增产方式,不断地冲击着油田的管输上限。为解决这一问题,从平台和生产井2方面进行优化调整,通过扩建和改造平台生产设施,优化井口注入压力,调整地面注水管线,有效应对了管输限制对油田开发的影响,保障了油田的稳定开发。     

稠油计量中双分离器的研究与应用

通过分析研究目前稠油区块及高含水区块油井的计量状况,稠油区块油井及高含水油井含气量低,采用目前常用的分离器量油方式时间较长,而采用其它量油方式计量不准确,影响数据的分析及措施的实施。通过双分离器相控系统的研发与应用,良好的解决了目前稠油及高含水油井的计量问题,具有极大的应用推广价值。     

时间继电器在电加热集油系统应用探讨

敖南采油一工区集输系统上采用了"树状加热、油气混输"的单管电热集油流程,通过在电加热集油系统应用时间继电器间歇加热试验,不断优化电加热器运行参数,实现节能降耗。     

油田高含水期油气集输与处理工艺技术

随着我国科学技术的迅速发展,各行业的生产建设过程逐步实现现代化。石油工业是我国经济发展的重要组成部分,为了满足人们日益增长的石油需求,必须加强对石油开采和油气集输的研究。在当前我国油田开发过程中,由于各种因素的影响,油田高含水期开发出现一些问题,最突出的是油气开采、运输、加工过程中的各种环境问题。因此,各地区应加强改进油田高含水期油气集输与处理工艺技术,使我国石油开发朝着可持续、节能方向发展。基于此,本文将分析油田高含水期油气集输与处理技术的发展现状和问题,进而提出优化集输与处理工艺的建议,旨在促进我国油田开发的健康发展。     

新疆油田的稀油、稠油地面集输工艺

新疆油田位于我国西北部新疆维吾尔自治区,准格尔盆地,是我国重要的油气生产基地之一,具有地质构造与储层类型复杂多样、油气性质差别大、断层异常发育、油气藏类型多等特点。新疆油田在地面集输工程建设方面积累了丰富的经验,逐渐形成了具有自身特色的稀油模式和稠油模式。针对新疆油田稀油、稠油区块地面集输工艺方面的各自特点,分析了两者在基本参数、集输模式以及处理工艺上的异同,两种模式对于油田集输工艺的优化、简化、节能减耗具有深远的意义。     

单管树状电加热地面集输工艺应用效果

单管树状电加热地面集输工艺中,采出的原油经过井口高频电磁加热器加热后,汇入集油支线,然后进入集油干线——集油支线和干线是带碳纤维加热线的防腐黄夹克管。整个集油流程靠井口油压驱动进站,集油单管在形态上呈树状。对单管树状电加热地面集输工艺的现场应用进行监测和分析,证明了该集输工艺能够保证原油正常集输。具有工艺简单,投资少,耗能小,经济效益高的特点。     

高含水油田常温集输工艺技术初探

油田进入高含水期生产后，原油综合含水率逐年上升，普遍存在液量高、系统效率低、能耗大、等问题。本文初步研究了高含水期油田实现常温集输的条件，及几种常温集输工艺，为油田实现优化运行、减少能耗提供依据。     

高含水期油气集输工艺技术研究

随着勘探开发的进一步深入,我国很多油田都已经进入了开发的中后期,油田的含水量较高。油田在高含水期进行生产的过程中,存在含水量高、能耗大、效率低、成本高等问题。针对上述问题油田企业应该改进和完善油气集输的工艺技术,努力解决油气集输中的各种问题。对高含水期油气集输工艺技术进行了分析与研究     

小洼油田“压、堵”一体技术研究与应用

小洼油田属深层特稠油油藏,经过长时间的吞吐开采,油田主力油层地层压力低,采出程度高,边底水入侵和套管损坏及管外窜槽,造成油井综合含水高,油汽比低。为改善高含水井吞吐效果,挖掘剩余油潜力,在高部位采取氮气压水、低部位采取大剂量复合凝胶堵水的"压、堵"一体化控水增油技术的研究与应用,取得了很好的控水增油效果。     

浅谈高含水期油气集输处理工艺技术

油气集输是油藏勘探、油田开发和开采后的一个重要环节,主要是将分散的原料集中处理,让他们变成油田产品。油田在高含水期进行生产时,存在原油含液量高、能耗大以及系统效率低等问题。针对这些问题油田技术人员应该改进油田地面工程设施,运用有效措施改善油气集输工艺,解决油气集输困难的问题。本文对高含水期油气集输处理工艺技术进行了探讨,为油田实现经济效益的最大化提供参考。