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。     

油气密闭集输计量工艺技术

安塞油田密闭集输计量系统主要应用双容积自动计量分离器单井量油,涡轮气体流量计测气,腰轮流量计区块计量,原油生产动态在线监测系统分队计量。通过集输和计量系统的有机结合,在整体上实现了互为适应,互相满足,提高了油气的集输能力,解决了计量问题,形成了一套独具一格的密闭集输计量工艺技术。油气密闭集输计量工艺技术具有如下特点：（１）单井集输计量系统。应用了单管密闭常温集输及阀组间双管密闭常温集输流程,打破了原油必须高于凝固点温度以上输送的传统观念,改变了井口加热、掺热、伴热等工艺,靠原油从井底流到井口的自…     

海安油田高凝原油集输工艺模拟

针对海安油田单井产量低、原油凝固点高的特点,应用Pipephase软件分别对井口加热单管串接和环状掺热水两种集输工艺流程进行模拟和比较。综合考虑投资、节能、环保等因素,海安油田站外井场集油工艺推荐采用井口加热单管流程。     

彩南油田彩521气井进原油集输系统探讨

针对彩521井井口压力低导致原料气无法进入天然气集输系统的难题,提出井口→计量站→原油集中处理站→伴生气处理站气液混输的集输工艺。通过利用PIPEPHASE建立彩南作业区集输系统数学模型,经模拟计算确定彩521井出站压力为0.647 MPa,满足井口回压要求。对已有计量分离器和加热炉进行核算,设备均满足要求,气液混输集输工艺可行。     

浙江油田海安油区地面集输工艺研究

浙江油田海安油区地处南方水网区域,储层渗透率低、单井产量低、原油凝固点高。针对海安油区的特点,开展地面集输工艺研究,原油集输采用井口加热单管串接流程和中频感应加热解堵技术;井站采用标准化设计、数字化管理。应用效果表明,满足了生产工艺要求,安全生产得到保障,提升了管理水平,降低了运行成本。     

油田站外单管集油辅助工艺对比

为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。     

L型固定式三通球阀在计量站的应用

临盘采油厂管辖临盘、商河、临南三个油田 ,现有油水井近 190 0口 ,计量站 130多座 ,油气集输系统全部实现了油气混输、两级布站的大型油气全密闭流程 ,取消了接转站 ,简化了油气集输生产流程 :井口生产的油气混合物混输至计量站量油测气后 ,油气单管密闭混输至联合站集中处理 ,方便了生产管理 ,降低了油气损耗。星罗棋布的计量站是该流程的基本生产单元 ,计量站设计的可靠性直接影响着油井的生产时率 ,起到了举足轻重的作用。每一座计量站管辖5 - 2 0口油水井不等 ,计量站至所属各井成辐射状敷设来油管线 ,在计量站实现油、气的计量及外输…     

稠油区块地面工艺问题的整改方案

古城油田BQ10区具体整改内容包括以下两个层面:对该区块3#集油注汽站、计量站和所有生产油井的低压伴热系统进行整改;对注汽站内高压注汽锅炉的燃油、给水、吹灰系统及配套部分等进行改造和扩建。单井集油管道长度小于200 m的油井,采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200 m以上的油井,新增掺水管线(DN25 mm埋地保温管);单井管线长度大于350 m的油井,为降低井口回压,新敷设埋地集油管线(DN50 mm埋地保温管)。推荐采用掺水降黏集输流程,掺水降黏集油流程平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程可降低0.1~0.3 MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。     

西峰油田地面建设工艺技术

西峰油田是中油股份公司近几年发现的大型整装油田,地面工程建设采用多项创新技术和成熟的工艺技术,形成了以丛式井单管不加热密闭集输为主要流程,以井口功图计量、丛式井单管集输、油气密闭集输、气体综合利用、原油三相分离、稳流阀组配水、系统综合优化等10项配套技术为主要内容,以井口(增压点)→接转站→联合站为主要布站方式的西峰油田地面建设模式,文章介绍了这些配套技术及其作用,西峰油田地面建设配套技术的应用,使投资比例不断下降,取得了明显的经济效益。     

温米油田油气集输系统方案优选

针对吐哈温米油田区块多、分布散、油品性质好等特点，利用油气集输系统优化软件对工程整体方案进行了优选。采用采油井口→选井阀组→中心计量站→联合站集输流程。经生产实践证明，该流程不仅节省投资，取得了显著经济效益，而且管理方便，减少了操作人员，基本实现百万吨油田百人管理的目标。     

单管冷输集油在葡北油田的应用

针对葡北油田地面系统存在的集输半径不合理,地面设施腐蚀老化严重,运行能耗高及安全隐患突出等问题,在单管深埋冷输试验及配套技术研究的基础上,对葡北油田进行冷输工艺调整改造.对葡北油田已改造完成的4座转油站运行情况分析,单管深埋冷输工艺与单管环状掺水流程相比平均单井节省改造投资4.5万元,与双管掺水流程相比平均单井节省改造投资8.3万元,单井年节省运行费用达到2.65万元.     

分队计量技术在油田生产管理中的应用

一、概述 对于处于开发中后期的老油田来说,由于长期采取滚动开发建设,油井集油流程交叉,无法实现单井计量,低产液．低含气油井采用常规分离器计量困难,人工取样化验含水受人为因素影响,计量误差较大,加之高含水、稠油及三采原油的开发及油区环境恶劣等因素的影响．传统的油井计量技术和手段难以适应这种开发形势,造成井口计量与集输站库原油输差大．单井计量数据无法全面真实反映采油队的原油产量。     

沙埝油田集输系统改造项目后评价

沙埝油田集输系统实施了优化改造,管线保温采用中频电加热技术,用井口电加热单管集输流程替代传统三管伴热流程,一级布站替代原有二级布站,井口自动测控系统(功图计量法)计量代替传统的计量罐计量.优化改造后,提高了边远井井口集输油温,降低了干线和井口回压,减轻了沙埝联合站的供热负荷,满足了区块液量生产需要;在实现油井生产的自动化、数字化管理的同时,提高了生产水平和管理效率.2010年集输系统优化改造后取得的直接经济效益为110万元.     

稠油高温集输技术初探

辽河油田目前最典型的高温原油放喷降温、低温原油掺稀油降粘的稠油集输流程，热能利用率低，动能消耗大，工艺流程复杂，因而提出了稠油高温集输流程。由井口出来的高温稠油可利用自身的压力和温度通过井站集输管线直接输至计量接转站，进行分离和计量。该流程克服了前述流程的缺点，但要实现该流程急需解决原油计量仪表存在的砂卡、当油温超过100℃时输油泵泄漏严重、三相分离器还不适合处理高温原油以及破乳剂的适用范围窄、复配能力低等问题。     

几种简化的“三低”油田油气集输工艺

油田丰度低、产油量低、开发经济效益低的“三低”油田如套用常规的油气集输流程，必将造成成本过高，投资回收期长，甚至很难回收的局面。大庆油田通过技术攻关，采用了单管环状电加热集油、单管树状电加热集油、单管电加热混输泵循环集油３项简化流程以及单井拉油，并简化了原油处理工艺，取得良好的经济效益。     

老油田地面集输系统的优化

河南某油田油井产液量、含水量、含气量差别大,计量站辖井多,部分井井站距大,井口回压高,管线腐蚀穿孔严重。针对这种现状与问题,采用一级布站,油井通过串接、T接到系统干线上进入联合站生产,可达到简化集输工艺的目的。传统集输流程单井管线平均长约1.3 km,优化后则为0.6 km,长度可减少50%左右。采用脱出水就近回掺优化方案,降低了系统掺水压力,减少了热损失,每年节约电耗约5 547kW.h。     

热油管道硬聚氨脂泡沫塑料保温层结构的热力分析

全国各油田在加热集输原油过程中,每年所消耗的能源是十分惊人的。如大港油田每生产一吨原油,经井口、计量站、脱水站、油库沿途集输加热耗用天然气约28—35立方米,即生产一吨原油,需消耗相当于输送量的2.8～3.5％原油的热值。长输管道在沿途加热时平均耗油量为其输送量的0.5％以上。     

降温集输技术用于外围环状掺水集油工艺

外围油田集输系统采用单管环状掺水集油工艺,受到单井产量低、气油比低、井口出液温度低、集输半径大及原油凝固点高等因素影响,集输系统生产能耗一直偏高。针对这种状况,经过几年的现场试验,摸索经验,逐步形成了适合外围油田集输运行的技术界限,为环状集油工艺低温运行探索新的途径。     

自动化监控技术在二连油田的应用

为实现宝力格油田生产管理的全面自动化,提高油田管理水平,利用一级计量站RTU(远程控制终端)、现场仪表的下位机系统和二级中心控制室SCADA(数据采集技术)的上位机系统,通过远程无线传输,在7座计配站及其所辖单井应用了自动化数据采集和监控技术,对计量站内和站外油水井的生产过程和工艺参数(如温度、压力、流量、含水、单井井口温度、运行电流等)进行数据自动采集、传输和监控.实现了油气水三相计量控制,可对单井定时计量、定次计量和任意井数的计量,含水率实时在线测试.该技术的成功应用,有效地提高了油气水的数据录取精度,监控系统单个计量站自成体系,实现了计配站无人值守,提高了该油田的管理水平.     

低渗透油田油气集输及脱水技术

1 单管电加热集油工艺流程单管电加热集油工艺是一种适合外围低产液、低油气比油田特点的新式集油流程。其特点是对井口采出液直接加热 ,加热温度可根据集油工艺的需要确定。生产应用结果表明 ,该工艺是开发高寒、高粘、低产液、低油气比油田一种经济有效的集输流程。目前外围油田共采用 4种电加热集油流程 ,即单管小环、单管树状、单管混输泵掺液保端点井和单管萨尔图式串联电加热集油流程。生产实践证明 ,该流程满足了高寒地区加热集油的工艺需要 ,在集油过程中可以根据需要调节集油温度 ,保证了原油进站温度高于凝固点 4～ 5℃。由于在井…