油气田地面工程科技攻关进展及发展方向

"十二五"期间,为适应中国石油油气开发方式转变,满足稠油油田火驱、高酸性气田、煤层气等开发生产的需要,组织开展了地面工程重大科技攻关,形成了稠油火驱地面配套、重油低成本开发、凝析气田简化、高酸性气田安全开发、油气混输等技术系列,制定了一系列标准规范和技术导则,为公司天然气业务快速发展和原油业务稳产提供了技术支撑,为地面工程进一步提质增效提供对标依据和发展策略。攻关形成的技术体系在生产应用中支持新的油气开发方式,节省了投资,降低了运行费用,解决了部分安全环保问题,并在科研攻关中培养和锻炼了核心技术研究人员,提高了创新能力,研究指出"流程密闭高效、低成本低能耗、安全环保智能可靠"将是今后地面工程技术发展方向。     

老油田绿色低成本开发探索与实践

在能源革命发展战略及低油价的背景下,老油田可持续发展面临着新能源挤压、节能减排要求和低成本开发的多重挑战。在系统梳理问题与挑战的基础上,提出老油田绿色低成本开发新理念,其内涵是以降低原油生产过程中能耗为核心,通过各子系统多因素协同优化,实现一定油气产量规模条件下单位油气产量的能耗及成本最低。从物质与能量转换关系入手,构建了产量、能耗、成本、环境四位一体优化模型,建立了不同油藏类型、不同驱替介质、不同开发方式及不同开发阶段油藏绿色低成本开发模式,并在不同类型油藏予以实践。结果表明,绿色低成本开发是老油田实现可持续发展的有效途径。     

“关停并转减”挖效益——关于辽河油田公司地面工程的调查报告（上）

辽河油田适时实施“关停并转减”工程,简化了老油田的地面流程、减少了地面工程总 量,优化了系统运行、降低了原油生产成本,提高了油田开发后期的总体效益。     

思想解放天地宽

据报载,中国石油辽河油田公司把转换开发方式作为实现稳产增效的重要支撑,全面启动蒸汽驱和深部调驱等10大类开发试验,转换开发方式项目产油量今年前4个月持续上升,已接近6600吨,占油田平均日产量的1/4。辽河油田是开发多年的老油田,油田综合含水达90%以上,且油田主力区块以稠油油藏为主,开发难度大,开发成本居高不下,严重制约着油田的发展。近年来,辽河油田解放思想,转换思路,在常规开发技术手段应用的基础上,大力推广常规火驱及开展重力火驱、烃类非烃类气驱、蒸汽吞吐保     

高含水期大庆油田油气集输系统地面规划的做法与认识

大庆油田随着开发建设的不断深入,逐渐进入高含水开发后期,开发方式趋于多样化,油田产油量递减、含水率及产液量上升等高含水油田的开发特征日趋突出,地面系统面临着已建系统负荷不均衡、能源消耗日趋加剧等问题。阐述了大庆油田油气集输系统的主体工艺,分析了大庆油田地面系统面临的主要问题,通过对高含水时期大庆油田油气集输系统建设特点的分析,总结了大庆油田高含水区块地面建设规划的主要做法及做好地面规划工作的几点认识,对同类油田的地面建设规划工作有一定的借鉴和参考意义。     

锅炉烟道气辅助吞吐技术

在降低原油粘度、增加油层渗透性、强化助排、保护套管、减少热损失等锅炉烟道气辅助吞吐机理研究基础上.结合烟道气组分及其特性开展了烟道气净化处理、烟道气注入等烟道气辅助吞吐技术研究.该技术克拉玛依九区油田和辽河油田锦州采油厂的应用取得了较好效果,达到了提高原油采收率、减少温室气体排放、保护环境的目的,可作为曙光稠油油田常规蒸汽吞吐中后期转换开发方式的一种接替技术.     

提高原油集输系统效率技术研究

油气集输是油田地面工程的主体，油气集输和处理水平对油田的开发和建设起看十分重要的作用，而我国现在还没有比较成熟的测试油田油气集输系统效率的有效方法和手段。针对原油集输工艺过程进行测试、分析和研究，可对整个油田集输系统效率的测试、定位及提高起到指导和参考的作用。     

蒸汽驱添加氮气泡沫——提高稠油油藏原油采收率

辽河小洼油田蒸汽吞吐已避^中后期阶段，到了转换开发方式的决粜阶段，针对这一形势，开展了不同开发方式的研究，以提高该区块原油采收率．本文分析了蒸汽添加氮气，化学制泡沫驱提高原油采收率的开采机理，连行了开采方式对比，合理注入参数优化研究，包括化学剂注入浓度，注入体积，气液比．段寨大小等．在此基础上，针对辽河油田洼38块的油藏地质特点和开采现状，进行了开发指标预测和经济效益评价．通过现场试验，蒸汽添加氮气，化学制泡沫驱在先导试验井组中已取得了较好的开采效果．将为该区块的转换开发方式提供经验。     

鄯善油田地面建设工程设计

鄯善油田是我国西部戈壁滩上第一个整装开发建设的油田,地面建设一期工程于1991年11月投产一次成功.针对鄯善油田的原油物性和自然条件,油田地面建设工程设计采取了井口至联合站全线不加热集油,油气多级分离稳定,注水系统氮气密闭、精细过滤等24项新技术,达到了原油密闭率及稳定率,伴生气处理率及利用率等6个百分之百.本文全面论述了鄯善油田地面建设主要系统工程的设计特点和技术措施,对我国西部油田的开发建设具有一定的借鉴和指导意义.     

矿场污水除去硫化氢的净化

目前,含有硫化氢的原油产量占总采油量的20～25％。油气介质的腐蚀使油井地面设备、油井井下设备、油气处理装置、注水系统的设备造成破坏。而硫化氢腐蚀使地层水和污水处理系统、注水系统、或向漏失层返注污水系统造成破坏最为严重。油田开发过程中,用注水保持地层压力时,硫化氢在油田开发后期出现。产生硫化     

北汉庄转油站工程集输工艺研究

随着油田“滚动式”开发理念在苏北、东北腰英台油田的多年实施，取得了良好的效果，“滚动式”开发对地下开采原油而言是一种行之有效的办法。就地面工程来说，从“地上应满足地下”的思想出发，地面工程应跟上“滚动式”开采原油的步伐，统一规划部署，地面工程遵循“滚动式”开发理念，势必会造成投资的重复，资源的浪费。为了跟上苏北油田“滚动式”开采原油的脚步，北汉庄油田转油站工程从油气水分离、集油工艺流程、注水流程、防腐、节能降耗等多方位考虑，对北汉庄油田地面工程工艺进行了仔细分析，精心研究，使北汉庄油田集输工艺系统更趋合理化，规范化及经济化。     

老油田油气集输与降回压工艺技术

油田生产进入高含水期后,原油综合含水逐年升高,普遍存在液量高、生产系统效率低、能耗及运行成本高、地面输油管道回压增高等问题。针对老油田的这些生产实际情况,通过优化老油田的地面集输管网、利用油气混输技术、降低集输系统末端压力等,降低了老油田开发过程中地面工艺系统出现的高回压问题,以较小的投资取得了较好的经济效益。     

靠科技研究领先 做油田稳产文章

大庆油田企业因油而立,以油而兴。油田开发建设35年来,地面工程建设紧密围绕油田长期高产稳产的目标,按照不同阶段的油田开发要求及发展油田经济的需要,建成了以油气生产为主体,以注水采油工程为骨干的完善配套的地面工程设施,形成了年产5600万吨原油的综合生产能力,实现了原油5000万吨以上稳产20年。油田地面建设实践证明,坚持依靠科技进     

辽河油田稠油油藏地面工程关键技术和发展方向

针对辽河油田稠油具有黏度大,胶质、沥青质含量高,密度高,油气比低及黏—温敏感性强等特点,辽河油田在多年的开发建设过程中逐渐形成了独具特色的地面集输、处理及配套技术.文章介绍了单管加热集输、双管掺水集输等辽河油田稠油集输典型工艺流程;热化学沉降+电化学的密闭脱水工艺、两段热化学沉降脱水工艺等稠油脱水关键技术;稠油污水深度处理工艺和SAGD注气系统关键技术.为了适应稠油开发方式的转变,探讨了今后稠油集输、处理工艺的发展方向和有待解决的问题.     

辽河稠油SAGD开发地面工艺关键技术

为寻求蒸汽吞吐后进一步提高采收率的有效接替方式,辽河油田于2005年开始在曙一区杜84块主体部位开展超稠油SAGD开发方式的研究、试验与推广工作。通过对国外SAGD技术考察,对已建地面工艺设施大量调研,并与科研单位联合进行技术攻关,结合辽河油藏物性,在杜84块相继开展SAGD先导试验、工业化试验以及工业化应用。经10年运行与改进,归纳形成了一系列具有辽河特色的油气集输、原油处理、稠油注汽、稠油污水处理、热能利用等地面工艺的关键技术。截至2017年底,杜84块累计建设72井组,年产油量105.7×10~4t,比吞吐阶段峰值产量高14.9×10~4t,SAGD阶段累积产油692.5×10~4t,建成了集油气集输、原油脱水、注汽、污水处理等生产设施为一体的SAGD工业区,为辽河油田稳产千万吨做出了重要贡献。     

扶余油田不同开发方式原油性质的变化

收集整理了扶余油田自开发以来近50年的原油分析资料,利用高压物性资料回归方程,利用50℃下地面脱气原油粘度、粘温测试资料、经验公式等方法确定了扶余油田不同开发阶段的原油粘度,明确原油性质的变化规律,为评价注水开发效果及转变开发方式提高采收率提供科学依据。类似油田可借鉴使用。     

齐-40块蒸汽驱采油套管气脱碳、脱硫工艺研究

随着辽河油田稠油开发采取蒸汽吞吐、蒸汽驱等对地层进行高温加热的开发方式的不断应用,使得油田天然气含硫问题日益严重。在油气开采中同时伴随产出的有毒有害气体H2S,     

辽河油田，“转”出高质量

正通过推进开发方式转换,辽河油田向年稳产千万吨的目标挺进。"生产原油1007万吨。"这是2019年辽河油田主要工作目标之一。为全面贯彻落实习近平总书记重要批示精神,2019年年初,辽河油田明确提出:"推进方式转换保规模,加强蒸汽驱、SAGD井组综合调控,新转火驱、化学驱等各类井组73个,方式转换年产油270.6万吨,同比增加6.5万吨。"开发方式转     

沈阳油田产能建设地面工程通过国家级优质工程初评

由辽河油田设计院设计、辽河油建一公司为主承建的沈阳油田地面建设工程于今年8月中旬通过了国家能源部组织的国家级优质工程初评。沈阳油田原油在常温下呈固态,是典型的石蜡基原油,大规模开采高凝油,国内外尚无成熟经验。沈阳油田开发建设项目是“七五”期间国家重点工程,自1986年底开工,经过三年的建设,于1989年底全面建成投产。     

辽河稠油火驱开发地面工艺关键技术

辽河油田为进一步提高稠油采收率,2005年开始在杜66块开展了稠油火驱开采研究和现场试验工作。通过国外技术考察、现状调研和技术攻关,形成了适用于辽河稠油油藏有效开采的包括空气注入、小环串接集油、原油预脱水、尾气脱硫脱烃、污水高效气浮等火驱开采地面配套工艺技术,建成了集高压注气、油气集输、原油脱水、尾气处理、污水处理等生产设施为一体的火驱工业区。截止2018年底,杜66块累计建设141个井组,年产油规模26. 3×104t,年注气3. 53×108m3。实现以火驱开发、地面工艺技术优化创新驱动油田高质量发展目标,有力支撑辽河油田千万吨稳产。