联合站油气集输方式的改进

大庆油田“常温集输”技术主要有3种：（1）高产液油井常温集输，即个别高产液井在不掺水的情况下，实施双管常温集输；（2）常温集输与降温掺水相结合，即个别高产液井在不掺水情况下，实施双管常温集输，其它油井低温掺水；（3）添加流动改进剂的“常温集输”。     

联合站油气集输方式的改进

大庆油田“常温集输”技术主要有3种:①高产液油井常温集输,即个别高产液井在不掺水的情况下,实施双管常温集输;②常温集输与降温掺水相结合,即个别高产液井在不掺水情况下,实施双管常温集输,其它油井低温掺水;③添加流动改进剂的“常温集输”。针对常规技术,对常温集输进行技术改进,采取“掺常温水”集输和“停掺水”集输。“掺常温水”集输就是站内停掺水炉,掺水泵打常温水进行,从井至站整个集输工艺不发生变化。该方式的技术关键是保证足够的掺水压力和掺水量。“停掺水”集输就是站内停掺水炉,掺水泵打常温水站内循环,计量间停掺水。单…     

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。     

“一站两制”集输方式在转油站节能降耗中的应用

随着水驱开发挖掘潜力扩大,产能中多以扩边井为主.该部分油井产液量低、集输半径长,采用环状流程搭接在已建计量间.转油站由于新增井、间,无法实施常温或低温集输,给生产运行带来较大难度.通过对转油站站内掺水、热洗系统的优化,在集输方式上实行“一站两制”管理模式,将实施低温集输和无法低温集输的油井分开运行,降低整个站内耗气,实现节能降耗的目的.     

大庆油田集输工艺低温集输技术试验研究

大庆油田分别于2003年和2004年在老区双管掺水流程和外围环状掺水流程中开展了低温集输研究.由试验得出结论:双管掺水流程采用掺常温水不加热集输方式,在投入方面较合理,节能效果明显;环状掺水流程低温集输可通过控制掺水温度和掺水量实现节气目标;双管掺水流程的单井回油温度可控制在原油凝固点以下10℃左右;环状流程集油环回油温度应控制在原油凝固点附近.     

质量含水法替代温控法掺水试验

1．问题的提出 （1）“温控法”的不适应性。杏北开发区第一油矿油井，除无掺水流程的三次加密挂线井外，其它井均采用“温控法”来控制单井掺水量。所谓“温控法”就是对单井回油温度，根据经验制定冬、夏两种不同的温度范围（冬季38～42℃，夏季36-40℃）控制井口掺水量，来保证油井的正常生产，避免油井集输过程中堵井和冬季冻井。     

浅谈萨南油田不加热集油技术

大庆萨南油田已进入高含水采油期，导致原油集输热力系统自耗天然气呈上升趋势。目前在萨南油田采用的不加热集油方式有多种。其中掺常（低）温水不加热集油方式适合于在中转站内所辖的电泵井或高产液井较多及含有部分低产液井的情况。“一站、两制”不加热集油方式则既能满足掺常（低）温水—老井的不加热集油需要，又可以保证低产液、低合水的油井的安全生产。1996年在萨南油田又进行了“三不”复合试验，对产液量较高的油井采用掺常温水不加热集油方式。萨南油田采用的常规单管不加热集油方式适用于单井回油温度不低于32℃、回压不超过0．5MPa外情况。此外萨南油田还采用双管不加热集油、单管电加热环状不加热集油等不加热集油方式。     

低产液井玻璃内衬集输管道

针对油田低产液、低含水井无法实施季节停掺水的实际情况,选择6口试验井,应用玻璃内衬集输管道进行现场试验.当单井产液量在6～20 t/d,含水在30%以上时,应用玻璃内衬集输管道的油井,在4～11月份可以实现季节停掺水.     

常温输送技术在冬季的应用

喇嘛甸油田已进入特高含水开发期,全油田综合含水已达93%以上,原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势,使原油生产操作成本也相应逐渐增加.由于喇嘛甸油田集油工艺采用双管掺水热洗分开流程,虽在2000年以来大面积开展了季节性常温输送,但冬季集输吨油耗气仍居高不下.为了探索降低油气集输能耗的新途径,2003年,在喇I-1联合站5座转油站开展了大规模掺常温水和不掺水冬季常温输送试验.通过建立特高含水条件下油井冬季常温输送规模化示范区,为喇嘛甸油田实现全面常温输送奠定了基础.     

应用橇装分离切水装置缩减掺水规模

针对常规的集中脱水、双管伴热工艺运行时,规模较大的伴热掺水在油井与联合站之间长距离循环往复输送、分离、脱水、增压、加热,能耗高、运行成本高,以及因掺水长期处于高温状态,而造成掺水管网腐蚀结垢严重、维护成本高等问题,试验研制了一种橇装油水就地分离切水回掺装置。利用橇装油水就地分离切水回掺装置,将部分油田区块内高含水、高产液温度油井产出液经过现场油气水分离,就地切出部分采出水,经现场离心泵增压、计量后直接输送至附近需要伴热掺水的低含水油井。既达到了减小低含水油井集输阻力的目的,又提高了系统效率,降低能耗,节约了占地面积。     

掺水集输工艺技术

本文对掺水集输工艺技术原理及作用进行阐述，以及该技术适用范围和特点，同时结合华东石油分公司苏北小油田油井分散，单井产量低，新井生产不含水采油期周期短，油井产液的含水率上升快并且周期长等特点，掺水集输工艺技术适合苏北小油田高含水期油气集输工艺技术，使得工艺既满足油田开发集输的要求又能节能降耗，降低采油成本，提高经济效益，对苏北油田地面油气集输建设具有现实意义；以及对掺水集输工艺技术适用范围和特点进行阐述。     

高含水油井常温集输边界条件试验研究

高含水原油采用常温输送,温度降低到一定程度后,高含水原油会析出蜡晶形成具有一定力学强度的凝胶原油,从而出现原油粘壁现象,影响管输。通过在现场构建试验管路,记录停止掺水伴热后原油在降温过程中的管输流动状态,得到压降随温度变化的曲线。测得3口典型油井的粘壁下限温度低于原油凝点1～2℃,粘壁上限温度低于凝点2～3℃,把常温集输的边界条件界定为生产中的控制条件,即常温集输的进站温度应高于粘壁下限温度,将粘壁上限温度作为油井紧急治理的节点温度,并根据油井产液量、含水率确定紧急治理的时间。     

“三不”集输新技术在萨中油田应用效果分析

为了减少了原油生产中能源消耗，降低原油生产成本，萨中油田大力推广油井不热洗或延长油井热洗周期技术，油井不掺水或少掺水集油技术，不用或少联合站供水，实行转油站就地放水技术。通过实践证明“三不”集输新工艺适合萨中油田，节能效果十分显著。     

高凝油集输及其处理工艺研究

沈阳油田高凝油集输采用二级布站，充分利用地层能量，提高油井回压．实现油气密闭混输的办法。油气集辅半径l～3．5km，井口回压1．0～1．2MPa。集输混程主要有：原油凝固点大于45℃的油井．大部分采用水力活塞泵采油集输，其动力液来自本区块自产的高凝油；闭式热水循环集输工艺，其循环介质采用热污水，闭式循环自成体系，介质入井压力低，这种流程既可提高污水利用率，又可节能，对低产的边远井可随时掺水输送；投球输送工艺．适用常温运行，当原油凝固点为28～36℃，气油叱大干40m^3／t时，可采用此集输流程，但流程较复杂。油气处理工艺，沈阳油田采用一级油．气、水三相分离与加热，二级热化学脱水。高凝油稳定工艺，采用微正压闪蒸工艺，原油稳定深度控制在C5组分拔出量不超过稳定前原油中C6组分总量的5％；天然气处理采用二甘醇吸收脱水工艺．可进一步提高天然气干度；轻烃回收装置采用氨为冷冻剂，配以膨胀机和分离机，能回收100％轻质油和50%的液化气。     

掺水孔板在抽油机井上的应用

1982年10月,大庆油田采油六厂一矿新中转站的抽油机井开始投产。新中转站采用双管掺热水保温流程。中转站把大站来的水进加热炉里加热,经掺水泵打至计量间,再分配到各井,和井液掺合后返回。各井的掺水量是用阀门控制(计量间没装流量计)。投产后,发现以下几个问题:①一些产量低、距离近的井,回油温度和掺水温度相同;而一些产量高距离远的井,却经常因掺水过不去而堵塞管线;②各个计量间掺水压力不平衡,压力高的达0.5MPa,低的只有0.35MPa。掺水压力低的油井压力稍高一点就掺不进水,需     

大港南部油田集油工艺优化研究

随着大港南部油田综合含水的不断上升,地面系统生产设施经过多年的运行,加热集输负荷大,系统能耗呈现大幅上升趋势.结合南部油田掺水井的产液、含水、温度等生产参数,优化出适合高凝高黏油田高含水期的四种集油工艺,分别为单管串接常温输送、高温电泵井反带掺水、远端井掺水串带和油井就地切水回掺.在对集油工艺技术的优化研究及试验区试验成功的基础上,通过应用效果的跟踪分析总结认为,大港南部油田高含水开发期优化的四种集油工艺,比目前南部油田运行的掺水工艺有较大的优势,即在满足正常生产的前提下,运行费用减少,系统规模缩小,工人劳动强度下降.     

单管环状流程“三不”集油技术浅析

针对大庆油田老区已进入高含水和二、三次加密井调整开发阶段,基础井的产液量高、含水高,而二、三次加密调整井产液量低,含水低的特点,大庆石油管理局第五采油厂对单管环状流程“三不”集油工艺进行试验。实验表明：该工艺可充分利用高产液、高含水老井的热力和水力条件,辅助二、三次加密调整井集油,通过加原油流动改进剂,降低集输温度,实现了原油集输过程中的“不加热、不掺水、不热洗”的“三不”集油,节约了基建投资和运行成本,达到了节能降耗的目的。     

单管通球集输工艺的适应性

单管通球管线基本适用于目前油田所有的集输管线,但是对于不同的管线,采用单管通球工艺时安全性、能耗及维护工作等并不相同,对于一些产液量低、温度低及井口回压低的管线,如果采用单管通球工艺就会带来比较大的安全隐患.结合大庆油田采油六厂的现场运行情况,建议对于产液量大于18.5 t/d、含水率高于转相点、产液温度高于凝固点以上3 ℃,而且井口压力允许的油井可以采用单管集输;对于产液量低的油井采用多井串联或者掺水的方式集输;对于产液温度过低的井采用井口加热的方式进行集输.     

葡北油田单管冷输集油技术的优化

葡北油田10号站地区的2座转油站分别建于1980、1987年,负荷率分别为56.0%、87.3%,负荷率较低,且设备老化腐蚀严重,系统效率偏低。葡北10号站地区地面系统优化新建转油站1座,拆除已建2座转油站。集油系统调整共有112口已建油井,新建7座阀组间,将现有的双管掺水热洗分开流程改为单管多井串联不掺水集油流程。与双管掺水热洗分开流程相比,应用单管多井串联不掺水集油流程,112口油井综合投资可减少952万元。     

可调式掺水装置的研制与应用

针对地面集输过程中采用联通闸门控制掺水量的方法存在现场难以精确调控水量和掺水量过大的问题,研制了一种套管控量掺水装置——可调式掺水装置。该装置通过套管控量掺水,在保证油井产量不降的前提下,提高油井井筒温度,降低原油凝固点和粘度,提高混合原油的流动速度,减轻油井抽油杆的载荷,减少抽油杆的断脱、油井井卡事故的发生和油井维修性作业次数,提高油井生产时率,降低生产成本。在安4012井进行掺水试验并连续生产103d,日增油0.7t,电动机运行电流由6.5A下降到5.5A。在安平5井和安平4井的应用,年累计增油分别为1132和170.5t,取得了良好的经济效益。