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。     

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。     

外围油田井口组合阀的应用及分析

为解决散装式井口工艺复杂、保温性能不好、操作不便的问题,大庆外围油田应用了组装化井口组合阀。该组装化井口组合阀即可满足油田生产需要,又简化了井口工艺,便于操作管理,并且具有防盗及回收套管气的作用。该组合阀在应用过程中根据现场情况不断进行更新改进,目前已拥有适合于单管电加热集油流程和环状掺水集油流程工艺的井口组合阀,并可根据油井计量方式及工艺需要增设计量出口、掺水进口等,使井口组合阀更能发挥其流程简单、易操作、好管理的特性,满足油田生产管理需要。     

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…     

单管电加热集油工艺在外围油田的应用

单管电加热集油工艺是继双管掺活性水集油工艺之后,参照国内各油田单管低温集油研究及环状集油现状而研究出的新式集油流程,该流程适合外围低产液、低油气比油田。其特点是不掺水,直接加热。单管电加热集油工艺是开发高寒、高粘、高凝、低产液、低油气比油田的一种经济有效的集输流程。     

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。     

海塔油田原油集输处理工艺的简化

2001年,从呼伦贝尔油田开发初期便开始应用单管环状掺水集油工艺,先后在苏仁诺尔油田、呼和诺仁油田和苏德尔特油田应用543口井.其集油参数为:转油站进站温度高于凝固点3～5 ℃,最高井口回压1.0 MPd,3～5口井串联掺水、集油的建设模式,平均单井掺水量为0.8 m<'3>/h.与双管环状掺水集油流程相比,基建投资降低10%左右,节约能耗20%左右.     

原油掺水集输流程方案优选

根据某油田的实际生产运行情况,分别针对单管环状掺水集油流程、双管掺水集油流程及双管挂接掺水集油流程进行工艺模拟。按照各种工艺流程特点,运用PIPEPHASE软件,在已知产液量、管长、回油温度条件下确定管径及掺水量等参数,设计满足井口回压低于1 MPa,进站温度为39℃以上的输送要求的集输方案,进而计算这三种工艺流程的建设费用及掺水能耗,经比选后确定采用经济合理的单管环状掺水集油流程管网布局方案。     

油田单管电加热集油工艺技术研究

大庆外围油田油井分布零散、系统依托性差,某采油厂采用井口电加热器加热原油、电加热集油管道维温的"点加热、线维温"的电加热集油工艺。通过与掺水集油工艺对比分析可知,电加热集油工艺可有效降低建设投资和集输能耗,但是运行费用高。同时提出当原油含水率上升到转相点附近时,为保障生产、降低运行成本,需将电热集油流程改为环状掺水集油流程。     

大庆外围油田的原油集输工艺

大庆外围油田地层渗透率低、油品性质差、单井产量低、地面建设可依托性差,制约着油田开发。目前在大庆外围油田应用的原油集输工艺主要有双管掺水集油工艺、单管环状掺水集油工艺、电加热集油工艺、单管深埋不加热集油工艺等。结合产能建设及老区改造工程将葡北油田剩余油井改造为单管不加热集油工艺,可以有效地降低生产能耗。     

单管树状无电热保运集油

在喇嘛甸油田单管树状集油工艺设计中,应用Pipephase软件对管径选择的合理性进行辅助校核,确定最经济合理的管径组合;并通过采取井口保温、端点井局部单管深埋工艺等一系列保温措施,取消了电加热器和电热管保运措施.该措施应用投产后,喇嘛甸油田4条干线进站温度分别为38、41、39和41℃,平均井口回压0.38 MPa,单井回压最高为0.57 MPa,最低为0.27 MPa,实现了单管树状集油工艺的进一步简化.     

CO_2驱油集油工艺试验冻堵原因及解堵措施

大庆油田采油八厂试验区块采出物气油比较大,集油工艺采用单管环状掺水集油流程,集油管网经常发生冻堵,系统无法正常运行,CO2驱油见效不明显。分析认为,水合物的分解吸热是导致管线发生冻堵的主要原因,为此采取如下解堵措施:加大掺水量,以抵消水合物分解吸热导致的温降;解堵结束再次开井生产前,需掺水预热管道,使埋地集油管道周围尽快建立温度场;开井前,先进行套压放气,确保井口CO2为气态,以减少掺水热负荷;需保证在掺水设计压力条件下,热水能够掺进集油系统;减少集油环所辖油井的井数,减短集油环的长度。     

岔河集油田支环状掺水集油工艺

岔河集油田南部区块原油黏度高,凝固点高,含蜡量高,先导试验发现多数井无法实施单管冷输集油,因此地面系统简化改造时选用了掺水集油流程。为降低改造投资,便于掺水量的调控,设计了支环状掺水集油工艺。应用结果表明,与单井双管掺水流程方案相比,支环状掺水集油工艺可节约改造投资15%～20%,较改造前的三管伴热流程年节省燃气78×104 m3。     

提高加密环状掺水集油工艺运行效率的分析

为了提高原油产量,油田各采油厂三次加密井在不断增多,为了保证这些井的正常生产,采取了一种环状掺水集油工艺.文中对单管环状掺水工艺的现场运行情况进行了分析,经过一年的现场运行,单管环状掺水集油工艺中70％以上的集油环能够满足生产需要,实现了降低生产能耗的目的,适合推广使用.     

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。     

外围油田集输系统降耗增效措施及效果分析

外围低渗透油田主要采用单管环状集油流程,该流程具有集输半径长、单井产液量低、气油比低、井口出液温度低、原油凝固点高的特征。“十三五”以来,外围油田某厂一直处于上产阶段,每年新建油水井306口,原油产量200×10⁴t。随着生产规模扩大,集输系统能耗持续增加,原油生产和开发效益面临巨大挑战,应加大集输系统运行能耗控制力度,坚持布丛式井和优化系统布局,充分利用已建系统能力,降成本、增效益、提效率。在精细生产节点管控上,围绕“少消耗、多回收”,全力控制气、电消耗,有效挖掘地面提质增效潜力,为该厂实现高质量发展提供保障。     

二氧化碳驱油井单管环状掺水集油试验

大庆油田于2008年在宋芳屯油田建立了芳48二氧化碳驱试验区,地面集油系统采用单管环状掺水集油工艺。由于目前该试验区油井采出流体中二氧化碳含量远远超出最初的开发预测数据,导致部分油井见气后井口产液温度过低,甚至造成集油环冻堵,致使生产、试验受到影响。因此,针对大庆外围低产、低渗透油田二氧化碳驱油井采出流体温度低和气油比高等特点,开展了单管掺水集油工艺参数摸索试验。试验结果表明,1#集油环在环境温度18℃、井口温度14℃、掺水温度70℃左右、产液量2.3 t/d条件下,单井掺水量为2.0、1.5、1.0和0.8 m3/h时,回油温度分别为46、44、43和43℃,均高于设计要求的40℃,说明上述条件下单井掺水量定为0.8 m3/h以上时能满足该集油环的集输热量要求。     

大庆低渗透油田不同集油流程的经济评价

大庆低渗透油田集油流程主要以环状掺水集油流程为主.近几年来,为了节省地面建设投资,开发了两种电热管集油流程.通过对几种集油流程技术经济对比表明,环状集油流程投资最低,电热管单管通球流程投资最高;从运行费用方面看,枝状电热管集油流程运行费用最低;从投资及十年运行费用现值看,枝状电热管集油流程也最低;如果单井掺水量降低40%,环状集油流程投资及十年运行费用现值与枝状电热管集油流程接近.     

不同特性油田的油气集输工艺技术

对于灰岩油田（如任丘油田），根据油井产量高和油温高以及含水率上升快的特点，初期采用疏井网、大管线和单管集输流程；随着井网加密和第三系砂岩油田的开发，单井产量降低，对油气集输系统逐步调整为单井→计量站→集中处理站的两级布站流程；当原油含水达到70％～90％时，为减轻集输和处理系统的负荷，则又采取不加热输送、磁处理脱水、高效破乳剂、多功能合一设备、集输处理站集中供热等技术。对于严寒地区油田（如阿尔善油田），则采用以水力活塞泵采油的双管集输流程，它以净化油为动力液，升温至80～85℃，高压输至计配站和井口，经井下动力液泵采出原油并和动力液混输至计配站计量后输至大站处理。该流程运行8年，经受了-40℃严寒的考验。对于沙漠油田（如鄯善、温米和丘陵油田），则采用井口→选井站→联合站的一级半布站流程；较远区块采用井口→选井站→中心计量站→联合站的两级布站流程。处理工艺采用中压多级分离稳压工艺和合一设备。对于小断块低渗透油田，则根据具体条件，采用单管不加热密闭集输流程或双管回掺流程或三管伴热流程或双管环形伴热流程或单管电伴热保温流程。     

电加热集油工艺及电加热管道在大庆油田的应用

在大庆油田,电加热集油工艺的应用简化了地面建设模式,有效地降低了地面建设投资,尤其对于油井分布零散、系统依托性差、伴生气量不足的产能区块,其优势更为显著。阐述了电加热集油工艺的特点,以大庆外围油田某区块为例,对电加热集油工艺与单管环状掺水集油工艺进行了对比,该工艺的投入使用,使生产成本进一步降低,经济效益进一步提高,为低产零散油田的高效开发创造了有利条件。介绍了碳纤维维温电加热管道及电热带维温电加热管道的性能特点及其在大庆油田的应用,对应用中存在的问题进行了分析,并提出了解决方法和建议。