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.     

英台油田低温集油技术

应用低温集油技术是降低集输系统能耗的主要途径。通过产液分级、原油凝固点分析、不同区块黏壁温度分析,结合地温数据,界定出适合不同低温集油技术的油井条件,形成了常温输送、季节性常温输送、原油改性技术和定量低温掺输等多种技术,实现了优化简化、节能降耗的目标。     

原油流动改性剂

英台油田原油高蜡、高胶质,井筒结蜡严重,地面集输困难,只能采取高温掺输,过高的掺输温度直接导致集输管网严重结垢。为解决上述问题,英台油田采取了加入原油流动改性剂的方法。通过现场试验,使用改性剂后,实现了流体由油包水型向水包油型的转变,可以使系统在较低的温度下运行。试验区块大部分油井实现了全年常温输送,节能降耗效果显著。     

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。     

常温掺输技术研究与应用

油田开发进入中后期,随着含水上升液量增加、地面系统规模的扩大,原油生产能耗不断升高。为了提高效率、降低能耗,充分利用采出水的热能,开展了不加热集油的常温掺输技术研究,通过试验得出掺水量的确定原则并研发了定量掺水工艺,在吉林油田英148辖区应用取得了理想的效果。同期相比,掺输水温由60℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到23℃,试验区块油井全部实现了全年常温掺输,系统运行压力平稳,节能降耗效果显著。     

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。     

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.     

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。     

彩南油田常温集输一体化技术研究及应用

彩南油田采用单井、计量站两级加热进站集输模式,系统冬季运行能耗高,同时伴随管线结垢、腐蚀、穿孔等现象的发生。为了从根本上解决系统能耗大的问题,油田历时四年开展常温集输一体化研究,建立了采出液常温集输判断方法和一体化实施流程,实现单井温度降低约15℃,计量站停炉期间温度降低6~8℃;节约用电量1 312×10~4kWh/a,节约天然气耗气总量222×10~4m^3/a,年创经济效益1 340万元,为油田节能降耗发挥了重要作用,同时为油田的常温集输提供了技术保障。另外,多效药剂的研发为扩大常温集输实施范围提供了技术支撑,单井加热控制方式的改进在节能降耗最大化的同时,为常温集输井提供了安全保障。     

坪北低渗透油田低温集输温度界限

坪北油田单井低产的内部原因和环境低温的外部环境,使得坪北油田外输系统能耗与其他系统相比较高.对坪北油田集输系统的外输温度界限进行研究,以期在合理范围内降低外输温度,从而降低能耗.在温度一定的条件下,含水率越高原油的黏度越小;而含水率一定,集输液体温度降至35℃以下时,原油黏度急剧上升,管线摩阻增大.生产井含水较高、含蜡量低、气油比高、井口温度高的平台,低温集输较易实现.根据室内实验和现场试验,输油时回油温度可以低于常规的运行温度,通过加强管理可满足系统安全平稳运行的要求.     

华北油田老区地面系统区域功能优化

针对华北油田老区块地面工程系统存在的能耗高、腐蚀结垢、负荷不均衡等问题,以地面工程区域系统性优化为目标,研发了一系列整装油田、小断块油田地面系统高效低耗集输与处理的关键技术。提出了高温产出液余热的综合利用技术,突破了高凝固点原油单管不加热集油技术难关,拓宽了常温集油工艺应用的范围;解决了硫酸钡结垢影响油田正常开发的难题;调整简化联合站,实现了拉油点整体优化。老油田高含水开发后期地面系统区域功能优化获得了较好的经济效益,为老油田开发后期整体提质增效提供了参考。     

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.     

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。     

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。     

油气萃取计量增压混输装置研制及应用

针对长庆油田开发地面集输工艺存在的问题,研发了油气萃取计量增压混输装置。该装置通过对单井原油气液分离和油水萃取分离,经过油、气、水计量后与井组原油气液涡旋分离后的油水与气混合,分别通过密闭（油、气、水）计量增压进行油气混输或油气分输。装置既对井组原油、伴生气进行了计量增压输送,又对单井产量进行了油、气、水计量,实现了降低井口回压,提高油井生产产量,增加原油外输压力,以及回收油井伴生气的目的。其增压设备还具有占地面积少、辅助配套少、成本低、能耗小等特点,能够有效解决高回压井组降回压和套管气回收的问题;具有常温密闭油气集输功能,实现高回压井组的全密闭生产;具有一体化橇装式结构、模块化设计、结构紧凑、安装方便、智能检测、远程控制、无人值守等优点;装置采用隔爆与本安复合型的防爆系统,符合油田爆炸性气体环境使用。     

大庆油田南一区掺低温水集输流程

老油田开发进入高含水开采期，油井产液量、含水率大幅度增加，油井出油温度不断升高，由于降粘剂、防蜡剂的采用，防腐保温技术的进步，集输温度普遍提高。为了降低原油集输过程中的能耗，结合大庆油田南一区原油物性，地理条件和生产现状，开展了掺低温水原油集输工艺试验，取得显著的节能效果。着重介绍该区原油掺水保温流程概况，掺水温度的优选，掺低温水工艺取得的试验成果和效益。     

抽油机井常温输送控制图的研制及其应用

由于喇嘛甸油田原油粘度较高,为降低集输油阻力,油井主要是采取掺热水集油方式,浪费了大量热能和电能。为了节能降耗,近几年来抽油机井季节性常温输送技术已被广泛应用于油田的生产中,并取得显著的经济效益。 为保证常温输送井的数量和质量,更科学地开展该项工作,确保节能效果和正常生产,本文应用了热力学中的沿轴向温降公式,研究影响回油温度的因素,确定常温输     

分队计量技术在油田生产管理中的应用

一、概述 对于处于开发中后期的老油田来说,由于长期采取滚动开发建设,油井集油流程交叉,无法实现单井计量,低产液．低含气油井采用常规分离器计量困难,人工取样化验含水受人为因素影响,计量误差较大,加之高含水、稠油及三采原油的开发及油区环境恶劣等因素的影响．传统的油井计量技术和手段难以适应这种开发形势,造成井口计量与集输站库原油输差大．单井计量数据无法全面真实反映采油队的原油产量。     

降温掺输技术在吉林油田的应用

目前,吉林油田集油多采用掺输流程,但掺输系统存在着运行温度高、管线设备腐蚀严重、掺水量无法精确控制等诸多问题,导致掺输系统能耗指标偏高。该油田于2006-2008年在3个接转站辖区开展降温掺输技术攻关,通过现场试验,采取了精确控制掺水量、降低掺水温度和接转站含水原油外输温度等相应措施,使试验区掺输系统耗气量和耗电量大幅度降低。若降温掺输技术得以推广,预计将创造出可观的经济效益。     

大庆外围油田单管环状掺水集油工艺参数试验研究

针对大庆外围低产、低渗透油田原油集输物性差、油井产量低、单位产能建设投资高和集输能耗大的特点，开展了单管掺常温水集油工艺参数确定的现场试验。试验研究了采用单管环形掺水简化集油工艺，在不同的掺水温度条件下，回油进站温度分别为47℃、42℃、40℃时，各集油环集输参数的特点，总结了不同掺水温度条件下，各参数边界条件和各工况稳定运行周期及能耗规律，为外围低产、低渗透油田低能耗油气集输莫定了基础。