高含水油田不加热集输界限及运行管理方法

对油井实施不加热集国内外油气集输系统节能的主要措施之一。介绍大庆油田不加热集技术界限及运行管理方法现状,并指出了今后的研究方向。     

大庆萨南油田不加热集油技术的实践与认识

大庆萨南油田已经进入高含水采油期,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采集方式也有多种。其中掺常温水不加热集油方式适合于中转站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高产液井的掺常温水不加热集油需要,又可以保证低产液、低含水井的安全生产。从一九九六年开始,萨南油田又进行了不加热、不热洗、不掺水的“三不”复合试验、利用化学药剂进行不加热集油试验以及单管环状流程试验等多种不加热集油方式。     

热泵技术在油田原油加热中的应用

利用油田集输系统具有一定温度的污水。可以用热泵系统取代原有燃气炉给油田联合站原油供热,技术的关键是原油软水换热器的形式选择和原油对应换热参数的确定。由于不同地域原油的成分差别很大,界定原油物理特性及换热参数存在一定程度的困难。本文通过辽河油田锦采欢三联合站污水余热利用热泵项目．论述具体工程实践中如何解决上述技术问题.     

关于油田地面集输管网优化设计研究

在对油田地面集输管网优化设计研究的过程中,首先对油田地面集输管网系统的概念和油田地面集输管网的现状作了主要分析,并分析了油田地面集输管网优化设计的相关理论,最后探讨总结了油田地面集输管网的优化设计.     

大庆外围低渗透油田集输系统节能效益研究

以大庆外围低渗透油田集输系统的生产现场作为研究对象,建立油田集输系统优化运行模型,通过该模型并利用VB语言编制节能管理软件,同时,把软件计算结果与油田现场的生产数据进行比较。结果表明:本文的研究在现场应用后节能效果显著。     

单管环状掺水流程降温集输运行实践与分析

以已经应用单管环状掺水流程降温集输技术的大庆某油田为例,对应用降温集输技术的理论基础、运行现状、经济效益等进行了分析和评价。该油田2010年2～11月累积节省天然气80×10^4m^3,预计全年节气120×10^4m^3,年节气成本达200．4万元,经济效益显著。     

SECT法变频加热技术及其在集输管线上的应用

ＳＥＣＴ法变频加热技术在原油集输管线上的应用与ＳＥＣＴ法工频加热技术相比,可提高用电效率,以１ｋｍ原油集输管线输入电流频率５００Ｈｚ为例,节电率达２３．２％,节能效果明显。     

玛湖油田常温集输管网仿真与保障措施分析

寒冷地区油气集输管网采取保温、加热或伴热等措施以保障管网的正常运行,但上述方法需要消耗大量能源为采出液加热,因此降低集输系统能耗成为亟需攻克的难题。基于新疆油田玛131井区管网设计和历史运行数据,建立相应的OLGA管网仿真系统。将夏季管网流动参数计算结果与玛131井区的检测数据对比,发现温度和压力的误差分别小于0.4%和18.6%,验证了OLGA仿真结果的正确性。计算集输管网在冬季最冷工况下的流动参数,其温度和压力保持在合理范围内。提出现场通过监测每条管道的温度和压降,设置合理的温度和压降范围,对温度和压降异常的管道开展周期性扫线,对部分温度较低的井口实施加热。计算结果证明了玛湖油田常温集输的可行性,在常温集输时适当采取流动保障措施可提高集输管网冬季输送的安全性。     

降温集油技术在朝阳沟油田的应用

精确界定油井温度界限值,对回油温度进行自动控制是降低气耗、能耗的有效措施。首先推导了单井温度界限数值模型,然后针对朝阳沟油田的实际情况对油井进行了分类,并选择了有代表性的单(环)井进行了试验。通过现场实测值与利用模型计算的预测值比对,符合率达到了70%以上。在此基础上利用温度界限分析仪进行了进一步的验证试验,结果符合预期。在单(环)井上加装了掺水量自动控制装置,实现了回油温度的自动控制。     

太阳能在油田计量间采暖中的应用研究

本文为常温集输期间油田计量间设计了一套太阳能采暖系统,充分考虑系统应防冻、间歇性供暖的实际情况选择了合适的太阳能集热器以及散热设备,并配套了智能温度控制系统,为油田常温集输方案的实施提供了有力保障.     

奈曼油田油水井解堵工艺技术研究及应用

为了解决奈曼油田开发中后期油层堵塞、产量下降、注水压力增高等问题,需要研制高效能的解堵剂和施工工艺。根据岩心溶解实验结果,确定油井解堵剂主体酸液为有机酸,注水井解堵剂主体酸液为多氢酸。通过对大量室内实验数据的分析,优选出黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、防乳化剂、助排剂等助剂的组成成分和配比,形成了油井高效解堵剂和注水井多氢酸解堵剂的基本配方和施工工艺。根据实验优选得到的高效解堵剂配方和多氢酸解堵剂配方,对2口油井和1口注水井进行了现场试验,2口油井有效期内分别累计增油636.7t和356t,注水井由日注17.91m3/d增至24.7m3/d,注入压力由16.8MPa下降至12.5MPa,基本达到了配注要求。试验结果表明,新研制的油、水井解堵剂较好地解决了地层污染和堵塞问题,显著提高了油井产量,注水井达到了降压增注的目的。     

浅谈油田电网的经济运行

本文针对油田电网的结构与负荷特征，试从规划设计和运行管理两方面入手提出了降低电能损耗的几项措施。     

石油集输生产过程中实现节能减排的探讨

石油是国家重要的战略资源,提高石油资源的有效利用迫在眉睫。本文就石油集输生产过程中如何实现节能减排,进行了深入研究。提出了节能减排的主要途径:一是利用热电厂余热蒸汽,实现能源跨行业按梯度降品依次使用,达到节能减排的目标;二是利用低硫煤制气替代原油,实现能耗结构的优化和减少有害气体的排放;三是利用重油替代原油,实现能源的降品使用。推进石油集输生产工艺的改进,关键是创新管理、跨越行业、节能减排、创造和谐、才能实现建设节约型油田、输油管道的目标,为建设和谐社会做出贡献。     

新立油田扶杨油层重复压裂裂缝转向研究

压裂在新立油田开发过程中一直发挥着重要作用。随着开发年限的增加,油井处于中高含水期,原裂缝控制范围内的原油接近枯竭,为进一步提高产量和采收率,并更大限度沟通、改造、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层,需要进行老井重复压裂作业。进行重复压裂裂缝转向理论研究,尤其是加强重复压裂新裂缝启裂、延伸规律的研究,对于指导重复压裂施工,提高其工程实用性和经济适用性,强化低渗透油气藏开发效果,具有重要的理论和现实意义。从地应力入手,结合新立油田具体区块实际情况,通过利用测井信息分段建立静态泊松比的方法,得到全井静态泊松比,从而建立全区块地应力数学模型,由此确定重复压裂前储层的应力分布,建立了重复压裂新裂缝的启裂与延伸模型。最终通过新立油田某区块的实例计算,证明了本研究的准确性和可行性。     

中原油田小井眼钻井技术实践

在中原油田应用开窗侧钻技术，达到了遏制井况恶化、挖掘剩余资源、节约投资、提高原油产量的目的。在小井眼开窗侧钻工艺中成功应用复合钻井技术，钻井速度提高了66％，选择合理的钻具组合可对井眼轨迹进行有效的控制。介绍了小井眼完井技术的技术要点，该技术的应用解决了固井质量低的难题，对小井眼微间隙钻井和完井具有一定的借鉴作用。     

川中油区侏罗系特低渗油藏中后期采油工艺技术对策

川中油区侏罗系油藏属于非均质特低孔渗、低丰度、低采收率非常规油藏。在历年开采中,先后采用了抽汲、柱塞采油、超声波解堵、低频脉冲解堵、微生物采油、振荡洗井、挤轻质油、热油洗井、机抽、螺杆泵等采油工艺技术,部分工艺取得较好效果。目前,大部分油田进入开采中后期,呈现出油藏压力低、单井产量低、井筒液面低、结蜡较为严重等特点。对川中油藏的开发现状进行梳理分析,对历年采油工艺应用进行总结,归纳了当前采油工艺存在的三个技术难点,并结合目前采油工艺技术发展水平．着重从间歇井提高单井产量、清防蜡采油配套工艺研究和水平井采油工艺及配套技术研究等方面,提出适合于侏罗系特低渗油藏现状的采油工艺技术思路：重视井筒和近井地带的处理技术;继续研究并发展小泵深抽技术,特别是研究如何提高泵效和机抽井系统效率问题;开展采油工艺技术试验,特别是螺杆泵采油和柱塞采油工艺试验：同时,针对清蜡频繁且存在蜡堵、影响生产的井,优选电磁防蜡工艺等。