塔河油田稠油集输系统评价与优化技术研究

为降低塔河油田的稠油集输系统运行费用和操作成本,开展了塔河油田稠油集输技术优化研究,以促进塔河油田高效经济开发.对塔河一号联站外集输管网进行了评价,评价结果表明,站外管线的管输效率普遍较高,在85%以上,有些管线管输效率偏低是因为流量偏低,温降较大;影响站外能耗的主要因素是管线的热力损失.稠油集输可以采取的方式包括加热、掺水和掺稀油,这三种方式中,输送的能耗由小到大的顺序依次为掺水、掺稀油、加热.     

延长油田低产间抽井清防蜡工艺研究

针对延长油田低产间抽井投球清蜡工艺适应性差,单井拉油成本高的问题,研究一种适合低产间抽井的可行输送工艺,来保证低产间抽井的正常集输。从技术、成本等方面综合考虑各种清蜡工艺,优选出井场简易设备加热的热力输送工艺,研究不同温度下延长油田的析蜡情况,计算不同热力条件下的输送状态,根据分析结果确定不同条件下合理的起输温度。研究结果表明,集输半径在1.5 km范围内、输量约为3 m~3/h的间抽井,若有保温层,冬季起输温度为40℃;若无保温层,起输温度需50℃才能保证正常集输而不发生蜡堵。通过井场升温热力输送能有效减缓管线蜡堵,解决低产间抽井集输困难的问题,工艺技术可行,经济效益良好。     

月海油田月东稠油油藏输送工艺研究

月东稠油油藏属于滩海稠油区块，附近没有稀油来源，采取常规稠油掺稀油输送方式存在一定的难度，借鉴以往生产实践，可采用加热或乳化降粘输送。本文在室内流变实验数据的基础上，对月东稠油油藏原油外输管线沿程压降计算方法进行了论述，并提出了优选方案，从而为该区稠油外输工艺提供了科学依据。     

塔里木高凝原油管道输送方案研究

塔里木油田桑吉作业区原油性质相对较差,普遍具有含蜡量高(12.8%)、凝固点高(20℃)、析蜡点高(31.5℃)的特征,管道的输送存在一定困难。吉拉克凝析油油品好,凝固点低。因此考虑将两种油在轮南油气集输站混合后混输。研究结果表明,凝析油的混入可降低原有的凝固点和析蜡点;计入吉拉克凝析油,无论管线保温与否,输送末点温度都能满足凝点和析蜡点要求;使用吉拉克凝析油外输管线方案总投资为614万元;形成了利用桑转站外输油管线保温外输的方案。     

海上稠油长距离保温输送管线关键设计参数选取及计算

为了确定海上稠油长距离保温输送管线的关键设计参数,利用海管工艺模拟软件PIPEFLOW建立渤海某油田长距离稠油保温输送管线模型,通过选型模拟计算确定合理的保温层、掺水比例、海管入口温度以及经济管径尺寸。经过计算分析得到如下结论:试用于该稠油长距离混输管线的聚氨酯保温材料厚度为50 mm,掺水输送的比例为80%,海管入口温度为70℃,经济管径尺寸为12 in,满足海上稠油长距离保温输送的要求。     

稠油掺水集输水利热力耦合模型与现场试验研究

推导稠油掺水集输的压力温度耦合方程,并用迭代方法进行求解,得出稠油掺水管道沿线各个节点的压力和温度。对比分析管线终点的仿真计算结果与现场试验数据表明,该计算模型能较好地对稠油掺水集输管线的水力热力特性进行预测,为稠油掺水集输工艺计算及运营管理奠定了理论基础。     

电容式水露点分析仪在北京供气工程中的应用

华北油田向北京供气工程自1985年底投产后,净化天然气源源不断地输往北京。根据石油部《油田油气集输设计规范》,外输天然气的露点(在输送压力下)应比管线埋深处土壤温度低5℃。按此规定,输至北京门站的天然气压力为1.0MPa露点最低应控制在O℃左右。但是,由于经门站调压、计量后的天然气需去邻近罐站内的球罐储存,故要求罐内的天然气压力为O.8MPa时露点还应低下周围环境的最低温度(约-20℃)。为确保上述要求,我们除在输气首站的轻油回收装置中严格控制脱水温度外,还在首站与门站设置了天然气水露点分析仪,在线连续检测外输天然气的露点。当天然气露点高于规定值时,仪器可自动报警,提醒操作人员及时调节有关参数。电容式     

塔中输油管线高压差运行问题分析及优化研究

塔中1~#集气站外输油管线在输送过程中出现压降过大的问题,当启输压力过高时,集气站分离器安全阀有起跳风险,严重影响了正常生产。利用OLGA模拟软件对外输管线输送过程中压力、温度、气液流速等参数进行了计算;分析了油品黏度、气阻、管线输量对管线运行压降的影响,得出了管输压降大的主要原因是气阻。针对现场实际情况,采取油品闪蒸后输送以及提高管线输量等优化措施,均可以降低启输压力,有效地解决输油管线运行压降过大的问题。因此,对于高压多起伏输油管线要保证输量或降低油品中的溶解气量,以避免产生气阻而导致压降过大的问题。     

喇嘛甸油田不加热集输技术研究与试验

喇嘛甸油田已进入特高含水期,采出液的流动性较以往有较大改善,为开展不加热集输提供了契机。为探索高含水开发阶段不加热集输的可行性,寻找降低油气集输能耗的新途径,开展了高含水开发阶段不加热集输试验。1.采油井不加热集输试验选取一座计量间开展单井不加热集输试验,环境温度从18℃到-20℃,试验共测试了86个工况300组数据。主要包括对各种工况的产液量、含水率、环境温度、采出液温度、进出口压力等数据的测定,并记录了油、气、水混输状况下的试验数据,拍摄了典型工况下的流态图像。通过对压力、温度的监测及进出口流态观察,发现各种流…     

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。     

九区集油站输油泵选型与应用

通过对重油九区集油站1985年到目前输油泵性能,适用条件及现场集输关系中的应用对比分析,表明稠油与稀油泵输条件是具有自身的特殊性,根据泵输送介质条件和含水,含砂的变化,应及时调节生产,实现了不了的,可考虑改进工艺如增加沉降设备,使泵输送介质条件接近或好于所选用的泵型,TLB型稠油泵采用强制润滑,密封先进,具有使用寿命长,泵效高,性能可靠,可输送带气,带水,带微拉（杂质）介质的特点,是目前稠油集油站使用较好的泵型。     

定量低温掺输技术研究

为降低集输系统能耗,英台油田在高产液区块采取了常温输送和常温掺输工艺,但中低产液区块掺输系统能耗高的问题没有解决.为降低能耗、控制成本,英台油田又开展了卓有成效的技术攻关,研究应用中低产液油井定量低温掺输技术,此项技术的应用取得了理想的节能效果.同期对比,冬季掺输水温由65 ℃降低到42 ℃,单井集油温度由42 ℃降低到28 ℃,系统运行温度降低后,管线结垢腐蚀问题得到了解决,增效显著.     

钻井泵用于高粘稠油输送

多级离心泵或螺杆泵输送稠油时泵效低,吸入性能差,吸入管及排出管振动大;柱塞泵用于输送稠油时排量小,密封件寿命短,为此,将F—800、F—1300钻井泵设计成输送高粘度稠油泵。对F泵液力端进行了改进,在吸入管上增加了吸入空气包,以降低因吸入不良引起的管线振动。为便于日常维护保养、更换易损件,在靠近输油泵的吸入、排出管线上,增设了放油管线。现场应用表明,各泵站出口压力在8~9MPa,吸入口压力在1~4.5MPa,最大输送量可以达到5883m3/d,完全达到设计要求。     

埋地高温集输管线的热补偿

根据辽河油田热力开采稠油汽驱阶段的高温理地集输管线最大。作温度可达250℃，冬季平均敷设回填土温度—10℃，温差高达260℃，温度应力可达655．2MPa，远远超过一般钢材材质的强度极限，生产上需要解决这个技术难题的具体情况，在设计上应用了允许温度应力[σt]的概念。其值主要取决于管线材质的屈服极限，埋地热管线任何部位的温度应力σt必须小于或等于[σt]，即σ≤[σt]，从而确定了埋地直管线长度，通过理地热补偿器的补偿，使温度应力降低到了管线可以安全运行的标准，解决了高温理地集输管线安全工作关键的全线温度变形问题。     

地面集输管线中频感应加热技术

中频感应加热是利用涡流的热效应进行的加热技术,感应加热范围在150～10×103Hz频段。中频感应加热技术加热面积均匀、速度快、温度高、控温精确,适用于高含蜡井、稠油井的生产,并对降低管线回压、管线解堵有明显的效果。在高5区块二次开发方案中的油井多位于偏远的生产平台,距离转油站较远,在开发方案中考虑了使用集输管线中频感应加热技术,在应用的7口生产井当中,回油温度均达到35°以上,高于原油凝固点;井口回压控制在0.5MPa以下,满足了生产需要。     

百重七稠油输送模式分析

百重七稠油产量近年不断下降,就近无可用的油源补充,现有的间歇低输量输送至百克站的模式已不能满足管线安全输送要求,需研究可行的输送方案。利用SPS仿真软件建立管输模型,分别进行瞬态热力、水力计算分析,确定冬季最恶劣工况百重七稠油管线柴油馏分置换停输与再启动间歇输送结合的大间歇输送模式,即低库存时利用末点百克站来柴油馏分反顶置换后停输,高库存时在站内循环加热稠油后重启百重七管线。     

中高压玻璃钢管及在大庆油田的应用

国外玻璃钢管的应用始于油田。由于它具有耐腐蚀、重量轻、安装方便、不污染输送介质和比相同钢管有较大流王，以及可降低工程总投资等优点，被广泛用于原油和天然气集输、化学废水及污水处理、盐水注入、CO2回收等中高压流体的输送管线。大庆油田已于1994年建成两条工作压力为16MPa的高压注水管线，一条工作压力为2．5MPa温度为80℃注热水输油管线。对这3条管线运行监测表明，杂质全程没有变化，路送介质含铁和含油量均有明显降低。通过经济对比可知，玻璃钢管线工程造价仅为钢管线的80％。     

克九区稠油集输处理技术研究

本文简要介绍克九区稠油油区集输、脱水、污水处理和长距离管输工艺,以及与之配套的药剂和部分设备的研究成果。稠油单管(综合)集输法、纯稠油中间不加热低速管输、稠稀混合原油常温输送、低温高效破乳剂 K_(12)、高效稠油泵和稠稀油在线混合器等都有其独到之处,成果的社会经济效益显著。     

计转站外输埋地管线风险评价及预防措施——以西北某油田S区AZ1计转站外输管线为例

原油从井口采出后,依靠自身压力经过埋地管线运输到计转站进行加热、脱水、增压后,再压送至联合站做进一步的脱硫、脱水、油气水三相分离等复杂的技术处理,最终进入长输管线外输。考虑到原油输送至联合站在整个工艺流程上的复杂性和输送介质具有火灾爆炸的危险性,不仅需要对联合站集输工艺流程进行提前风险预警,还需要对从井口至联合站的埋地管线进行风险预警。由于原油集中在联合站处理,从井口至联合站间的埋地管线输送的是未处理的原油,这部分管线更容易发生腐蚀开裂,所以更有必要对计转站的外输管线进行风险评价,将危险控制在可控范围内,并针对局部危险管道进行防范处理。以西北某油田S区AZ1计转站外输管线为例,收集3年来该管线发生穿孔事故的原因并进行统计,基于故障树（FTA）对管线的正常运行、运行的风险以及发生穿孔事故的因素进行分析,总结规律并采取防控对策。     

海上特稠油管线黏度测量方法对计算压降的影响分析

为研究海上特稠油黏度测量及管输计算方法对管线输送压降的影响及变化规律,建立了某海上油田特稠油管线的PIPEFLOW输送模型。利用该模型,仿真模拟该油田特稠油管线输送过程中压力等参数的变化规律,分析特稠油不同黏度测量方法及对应管输计算方法对输送压降的影响。研究表明:在含水率较低的输送工况下,常规法测量所得黏度对应的管线输送压降值较大;当含水率达到70%时,常规法、搅拌法和环道法测量黏度所对应的管线输送压降值比较接近;当含水率超过70%时,搅拌法测量黏度模拟计算压降值最大。