油气集输系统生产运行方案优化方法

近年来,大庆油田开发已经进入高含水开采阶段。对于外围油田,由于开采难度大等多方面的原因,其能耗成本更高,为此开展了外围油田原油集输系统生产运行的优化研究。该项研究对于控制原油生产中能耗上升,降低原油生产成本,实现油田集输系统高效、低耗、有序调整和科学管理将起到重要作用。     

低产油田低能耗掺水集输技术探讨

大庆外围油田掺水耗气占油田生产耗气的50%左右,为降低原油集输的耗气量,低温集输规模不断扩大.文中结合大庆外围油田低温集输实践,对低温集输过程中的现象进行分析,并对形成的一系列低温技术进行了总结.针对原油的结蜡规律和低温状态下的流动特性进行研究,分析了原油低温输送的影响因素,提出含水原油凝固温度偏移的观点,从而进一步打破了原油在高于凝固点输送的管理界限,为原油低于凝固点输送提供了技术支持,使集油进站温度设计参数降至低于凝固点3℃.同时提出低温集输界限的判定方法,并结合油田自身特点,形成了不掺水集输等多种适合高寒地区低产油田的低温集输技术,为高寒地区低产油田节能降耗、优化简化提供了实践经验.     

特高含水期集输系统节能降耗配套技术及应用

随着油田开发的不断深入，原油生产已进入特高含水生产期，原油综合含水逐年上升，目前全局综合含水已达到８９．７％，围绕节能降耗，提高集输工艺水平，在集输系统中采用了游离水脱除、液－液旋流分离、水力旋流除砂、变频调速等一系列新技术，了集输工艺的技术水平，达到了节能降耗的目的。     

原油集输及处理系统节能对策

原油集输及处理系统能耗点主要分布在转油(放水)站和脱水站。对于喇萨杏油田,在原油集输及处理过程中以耗电、耗气为主要能源消耗。耗电主要集中在各类机泵的动力消耗上,耗气主要集中在各类加热炉、锅炉的热力消耗上。所以,通过分析各环节耗电、耗气分布情况,分析各环节节能降耗的潜力,探讨节能降耗的措施,对缓解将来油田生产高能耗具有重要的意义。     

大庆萨南油田原油集输系统优化

在十五期间,大庆萨南油田进入了高含水开发后期,原油集输系统存在设施老化、负荷不均衡、能耗高及运行效率低等问题。结合油田开发总体规划,通过采取一系列调整改造技术措施,对该油田原油集输、脱水、外输等环节进行了优化调整。实施调整改造方案后,系统布局更加合理,运行效率进一步提高,取得了较好的技术和经济效益。     

油田已建原油集输系统对三次加密井适应性的分析

油田开发到了高含水后期，原油稳产的难度越来越大，三次加密井作为大庆油田稳产的又一手段，越发显示出它的重要性。通过对喇萨杏油田已建地面流程及三次加密井特点的分析，阐述了油田进入井网的三次加密井阶段的配套工艺技术，同时对油田已建地面设施对三次加密井的适应性进行了分析，提出了采取的技术措施，并对提高油田原油集输系统水平提出了几点建议。     

大庆油田原油集输处理技术进展及攻关方向

介绍了九五期间及近年来大庆油田原油集输处理系统在降低老油田调整改造工程投资与节能降耗;完善三次采油采出液处理工艺;简化外围油田集输工艺以及技术科研攻关方面所取得的成果与进展。并根据当前油田开发生产形势和所面临的问题,提出了原油集输处理技术领域今后的主要攻关方向。     

吉林油田英台油区站外集输系统节能降耗

目前吉林油田吨油耗气为93 7m3,而国内先进水平为 6 3～ 8 3m3/t,国内平均水平为 17 9m3/t。分析原因主要是站外三管伴随流程技术落后 ,集油温度高。特别是高含水开发阶段 ,地面工程运行条件与中低含水期相比发生了从量到质的变化 ,结合吉林油田英台油区原油物性、地理条件和生产现状 ,开展原油集输系统运行温度优化研究是非常必要的。     

老君庙油田地面集输注水系统优化技术

以老君庙油田集输注水系统改造工程为例,根据老君庙油田现状及实际存在的问题,介绍了老油田调整改造的简化优化方案。老君庙油田集输注水系统改造工程充分利用油品性质好、原油含水高、地形南北高差大的特点,通过综合应用树状串管不加热集油工艺、单干管稳流配水工艺、无线遥测技术、非金属管材、油气混输泵、高效柱塞泵等先进技术,实现了集输、注水站场一级布站,原油损耗、吨油能耗大幅度降低,用工降低明显,其经验可供老油田借鉴、参考。     

江汉油区集输地面工程建设分析

介绍江汉油区近年来的原油集输系统的地面工程建设中的优化调整、新工艺和新技术;并根据当前油田开发形势和所面临的问题,提出了原油集输处理系统地面工程今后的主要发展方向。