庆二联采出水处理系统工艺优化

本区采出水处理系统于2010年10月15日投入运行以来,制定了一套适合华庆油田的采出水处理流程工艺及加药制度,但系统本身的局限,处理效果不理想,通过工艺、流程改造,选择配套水处理工艺,改善采出水处理水质,主要指标:悬浮物、含油量达到10 mg/L以下,硫酸盐及腐生菌含量控制在指标范围内,减缓采出水系统结垢腐蚀,使处理后水质达到华庆油田采出水回注水质要求。     

石西油田集输系统防垢研究

石西油田集输系统出现结垢问题 ,在详细分析采出水水质和结垢物组分的基础上 ,对结垢原因进行了分析。结果表明采出水有两种水型 ,这两种水为不相容水 ,混合后易结垢 ;石南油田采出水与石西采出水混合后结垢量增加 ;提出的防垢措施在现场得到应用     

石西油田7井区注水增压系统的优化

介绍了石西油田7井区已建注水系统的现状及运行后出现的问题，通过对建集中注水增压站和单井井口增压2种注水增压方案的比选，单井井口增压方案充分利用已建注水系统，工程投资低，年运行费用低，为优选方案。新疆油田首次在石西油田7井区采用单井井口注水增压系统，建成投产满足了油田正常注水的需要，确保了该井区原油稳产，获得了良好的经济效益。该系统具有工程投资低，运行费用低和注水增压设备可搬迁利用以及能够实现无人值守的优点，值得以后在小区块油田注水工程中借鉴。     

弱碱三元复合驱注入端加药防垢技术研究

弱碱三元复合驱作为三次采油技术的重要组成部分,可比水驱提高采收率20%以上。但在注入体系中,碳酸钠会与水中金属离子发生反应产生碳酸盐沉淀,沉淀会附着于站内设备、管线、近井地带以及井下管柱处,形成碳酸盐垢,影响采出率时以及开发效果。对于弱碱三元复合驱来说,结垢区域主要集中在站内及管线,采取的除垢措施为站内酸洗或管线投球,尚无防垢措施。在室内防垢率实验中,当投加的防垢剂浓度为200 mg/L时,防垢率达85%以上。开展防垢剂与弱碱三元复合驱体系协同性研究,检测结果表明,防垢剂对体系无影响且与体系配伍性较好。之后开展4注1采现场试验,加药浓度为200 mg/L, 7个月后检测中心井采出液防垢剂浓度为28.47 mg/L,表明注入端投加的防垢剂已运移到采出端,注入端加药时率高,保持在99%左右,与采出端加药效果对比,离子数据变化规律基本一致,加药后采出井未作业见垢。试验结果表明,弱碱三元复合驱注入端加药防垢技术可行,可实现注入-采出全过程防垢,缓解弱碱三元复合驱站内、管线及地层结垢。     

油田回注水管道腐蚀机理分析及防腐技术研究

油田采出水回注已成为当今石油工业促进油田高产稳产的重要手段之一,但在回注过程中由于采出水腐蚀介质的多样性,难免造成管线内腐蚀破坏。某油田回注水受温度、流速、p H值、盐度等腐蚀因素的影响,结合电化学法及挂片法研究了油田回注水管线腐蚀机理,对3种缓蚀剂A-01、A-02和B-01进行了优选及配伍性实验,结果表明缓蚀剂复配效果优于单独使用,并根据实验结果在2口井上进行了单井缓蚀剂现场试验,B-01缓蚀剂的缓蚀率分别为97.52%,98.83%,2口防腐井共节省加药费用约189万元。     

热采井恶臭气味处理研究及应用

针对目前胜利油田部分稠油热采井井场出现难闻的恶臭气味,影响周围人员健康和稠油资源开发的问题,分析确定了恶臭气味主要成分为甲硫醇和乙硫醇。结合油井生产特点,研制了两种分别适于地面管线加药处理和井筒加药处理的恶臭气味处理剂,并考察了处理剂的硫容和脱硫反应速率。针对某恶臭气味热采井,对比开展了地面管线加药和井筒加药处理试验,井筒加药处理显示了较好的经济性。对胜利油田某区块7口井开展现场处理,将恶臭气体质量浓度由150～3300 mg/m~3降至20 mg/m~3以下,达到了油井安全生产要求。     

胜利桩西长堤油田集输流程的改进及防垢剂的研制

原油集输管线流量大、含水高、水中钙镁离子含量高；管线长、变径是胜利油田桩西采油厂长堤油田集输管线、外输泵、沉降罐等结垢严重、速度快、不得不频繁酸洗的主要原因。研制出了对集输管线中含油污水处理效果较好的ZGF－1防垢剂，并更换了加药点，筛选了加药浓度，使桩西该区块油田结垢严重的状况得到极大改善。     

安塞油田污水回注防腐工艺研究

安塞油田污水具有严重的腐蚀性,对油田地面管线、污水处理设备等造成了极大的威胁。通过室内及现场试验对安塞油田污水腐蚀速度和类型进行了全面评价研究,认为其腐蚀类型主要为CO2腐蚀、细菌腐蚀和H2S腐蚀。在此基础上,确定了油田地面管线及污水处理设备的防腐措施,完善了加药系统。从而为安塞油田污水防腐工艺提供了有效的参考。     

腰英台油田地面系统管线腐蚀穿孔原因及对策

随着腰英台油田的不断开发,地面管线的腐蚀穿孔日益严重,每年穿孔维修费用达到数百万元。根据腰英台油田腐蚀特征,分别从注入水水质、注入方式、设备和管线材质等方面研究,综合分析腰英台油田高频次腐蚀穿孔的原因,找出腐蚀穿孔主要因为水质达标率低、管线老化、管线内CO_2含量高等因素所致。针对以上问题采取了联合站设备检修,形成了加药制度、定期清洗及维护等措施,逐步优化注水系统流程,提高注水水质达标率;在管线性能方面有计划地更换管线并提高管材防腐蚀级别,来延缓沿程腐蚀穿孔问题。经过2 a改造和运行,集油管线穿孔次数降低了36.6%,掺水管线穿孔次数降低了73.8%,节约维修费近300×10~4RMB$,经济效益明显。     

新疆石西油田电网优化运行研究

新疆石西油田已进入高含水开发期,油田开采产量与用电量的矛盾一直是油田后期发展的制约因素,为此有必要对油田作业区电力系统进行优化运行研究。通过对石西油田电网运行方式调整、电费支出等相关数据的分析认为,改变用电负荷侧运行方式并对电网进行合理调整,引进先进的节能节电设备,同时淘汰更新用电设备是实现油田电力系统优化的有效方法。采取的措施包括:对10 kV配电网进行供电线路半径优化调整,供配电线路无功补偿,以及配电变压器优化,减少变压器空载损耗;对于出液量变化大的单井采用动态节能装置,平均节电率30%;采用配电线路10 kV故障在线监测系统,对各站配电系统进行在线监测及能耗分析,根据系统能耗变化及各项电能运行参数分析设备的运行变化情况,从而提出合理的节电运行方式。     

间歇电加热技术现场试验研究

利用井口电加热器和电热管道可以实现温度和功率调节控制,以满足不同集输工况下的要求。从目前运行分析看,敖南油田敖一转油站取消了掺水、沉降系统,转油站不需要外供气源,减少了供气管线,不但降低了集输油系统建设规模,而且节约了天然气0.6898×104m3/d,一年节约天然气252×104m3。敖南油田对电加热流程采用间歇加热,不但节省能耗,而且节省运行费用,为大庆外围油田节能减排提供了技术和经验。     

油田集输管线集中除垢工艺研究与应用

针对油田集输管线结垢普遍、防垢措施效果有限的现状,在对新疆车排子油田含硫采出液的结垢影响因素进行分析的基础上,开展集输管线集结聚垢集中除垢工艺的研究和设计。通过地面人工模拟产出液的结垢环境,使液体中结垢离子在特定的工艺条件下快速聚结析出并清除,有效去除水中的结垢离子,改善水质,并防止后续工艺管线结垢,保障了油田集输管线的运行稳定性。自2012年起,该工艺已在车排子油田推广应用,运行稳定,可实现不停产作业,保证了现场生产的连续性。     

胜利采油厂坨四污水站改造工程设计

胜利油田胜利采油厂坨四污水站近年来因水性改变,来水含聚,造成工艺不适应,从而引起注水压力上升,吸水指数下降.根据室内实验与现场装置试验,选用重力除油沉降+浮选+过滤的水处理工艺,并筛选出净化剂、缓释剂、杀菌剂的加药量和加药点.设计规模为一期工程40 000 m3/d、二期工程50 000 m3/d.胜利采油厂坨四污水站改造工程投产后运行平稳,水质达标:外输水含油量≤20 mg/L、悬浮物含量≤7 mg/L、粒径中值≤3.5 mg/L,避免了因水质不合格而产生地层堵塞、注水压力上升等问题,缓解了部分重点单元存在的注采矛盾,增强了油田稳产基础,减缓了老井递减.     

海外河油田注堵调一体化技术研究与应用

针对海外河油田注水开发中存在的问题,结合油田开发现状,提出了"注堵调"一体化技术思路.即以注采井组为单元,将油水井压裂解堵、分层注水、深度调剖、化学堵水等技术进行优化整合,最大程度地发挥技术整体作用,提高注采井组采收率.经现场应用取得了良好效果,使油田连续3 a日产油保持在1 000 t/d以上,实现了油田的高效开发.     

弱碱性油田采出水缓蚀阻垢剂的研制及性能评价

新疆油田沙漠油区采出水水质整体呈弱碱性,矿化度高,垢样成分主要为CaCO_3和Fe_2O_3,管线腐蚀类型为垢下腐蚀。以聚合甘油磷酸酯(自制)、D-葡萄糖酸钠、乌洛托品和分散剂为原料,制备了一种适用于弱碱性油田采出水质的缓蚀阻垢剂。对新疆油田部分沙漠油区的采出水水质和垢样特征进行了分析,采用静态阻垢法评价了药剂的阻垢性能,利用静态失重法和电化学交流阻抗法研究了缓蚀阻垢剂在新疆油田模拟配制水中的缓蚀性能;同时,研究了温度变化对缓蚀阻垢剂的缓蚀性能的影响,并对腐蚀和缓蚀机理进行了探讨。在新疆油田模拟配制水中,当缓蚀阻垢剂加药浓度为250 mg/L时,阻垢率可达98.61%;在50℃,加药浓度为200 mg/L时,缓蚀效率可达78.5%。交流阻抗法测试表明,当缓蚀阻垢剂加药浓度为200 mg/L时,容抗弧半径最大,传递电阻值最大,缓蚀效果最佳,与失重法测试结果一致。随着温度的升高,缓蚀效率逐步降低;在60℃,当加药浓度为200 mg/L时,缓蚀效率仍可达73.4%。实验结果表明:该缓蚀阻垢剂在弱碱性油田采出水中具有良好的缓蚀阻垢性能,具有广阔的应用前景。     

国外大中型热电联供装置在稠油热采生产中的应用

为提高稠油热采综合效益 ,于 1989年 5月在生产能力约为 4 0 0 0t/d的加利福尼亚州中南部Midway -Sunset稠油油田 ,首次建成并成功运行了Midway -SunsetCogenerationCo(MSCC)热电联供厂 ,将原用于热采的 2 8台燃油蒸汽发生器和 2 4台燃油油水处理设备替换为备用。新热电联供装置的安装功率为 2 2 5MW ,在为油田提供 5 5 1t/h蒸汽的同时 ,还可为加利福尼亚州电力公司提供 2 2 5MW的电力。该热电联供装置包括 3套额定功率为 75MW的燃气发电机组 (GTGs) ,每台机组的高温烟气能使每台废热回收蒸汽发生器 (HRSG)生产流量为 184t/h、蒸…     

科特尼油田工业性注聚合物

Chateaurenard油田下属的Courtenay(科特尼)油田已完成工业性注聚合物。注入粘度为21cP的部分水解聚丙烯酰胺溶液,驱替粘度为40cP的原油。科特尼油田位于地下600m深的狭长地层,原始储量为130万m~3,目前仅采出44.1万m~3。由于地层压力低,水突破粘性油发生指进,导致产油量有限。从1985年～1989年进行了注聚合物的试验,整个油田的原油采收率大幅度提高。聚合物驱油的面达640000m~3,包括三个区块的4口注入井、16口采油井。自1989年7月始,以380m~3/d的速度注入浓度为1000ppm的聚合物溶液。聚丙烯酰胺溶液用油田水配制经两级稀释制成乳状液。截至1989年12月31日,注入194500m~3的1000ppm聚合物溶液,相当于30.4％的孔隙体积。结果油田产量从以前的22m~3/d增加到注聚合物后的70m~3/d,这应归因于油田压力变化,在5口采油井中观察到三次采油形成的富油带。其中一口井产出液中含有高浓度的聚合物,分析结果表明聚合物在注入和流经地层时没有被降解。预计,到2001年将产出17.9万t原油,而任其自然开采,仅能采出5.7万t,估计增产油的技术成本为11美元/bbl。     

孤东3号联合站节能降耗改造配套技术

1 概述孤东 3# 联合站位于孤东油田的东部 ,距孤东 1# 号联合站 5km ,始建于 1992年 ,是目前一座大型综合性油气水集中处理站 ,处理液量约 4 8× 10 4m3 /d ,污水处理量约 4 5× 10 4m3 /d ,外输原油约 2 30 0t/d。随着孤东油田开发进入特高含水期 ,该站所处理的采出液的含水比开发初期有了大幅度上升 ,目前原油综合含水已达 95 % ,含水的上升致使该站采出液处理系统的一些工艺和设备已不能满足油田生产高效、低耗要求 ,主要表现在以下几方面。(1)投产初期设计的低含水采出液进站先加热后沉降的集输工艺 ,到高含水开发期后 ,造成站内处理…     

油田用自动加药系统的研制

针对油田地面集输工程和地面注水工程中现行人工加药方法的缺点 ,研制成油田用自动加药系统。该系统采用西门子S7— 2 2 4可编程控制器 (PLC)为控制单元 ,自动检测输油管流量 ,根据流量及设定加药量或浓度值控制计量泵的加药量 ,可适时显示加药量、加药浓度、主流量及累积加药量 ,并设有多种故障报警功能及按键互锁功能。采用新型自动加药系统 ,无需工人值班 ,降低了工人的劳动强度 ,提高了加药精度 ,从而提高了油田生产效率及管理水平。首批自动加药系统已在江苏油田某联合站使用 ,至今已连续运行四个多月 ,用户反映良好     

摩尔图克热采水平井注采参数优化研究

摩尔图克油田属于哈国KMK油田稠油主力开发区,水平井采用过热蒸汽吞吐开采,合理选取注采参数可以提高经济效益。利用多因素正交试验法与单因素分析法研究了影响采收率的主控因素,结果表明:注汽强度、蒸汽过热度是最主要因素,焖井时间、采液速度等影响较小。利用现金流法对周期的极限油汽比进行了研究,结果表明:国际油价50美元/桶时,周期极限油汽比为0.11。利用单因素分析法研究了适合该区块的合理注汽参数,结果表明:最佳注汽强度为10t/m,过热度为20℃,注汽速度为180t/d,焖井时间为6d,采液速度为30t/d。