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。     

油田集输系统区域优化对策探讨

随着油田开发进程的不断深入,油田采出液逐步显现出液量大、含水高、油品差等特点,造成油田地面集输系统区域处理能力不匹配、集输管网布局不合理、集输站处理工艺冗余等问题.以胜利油田某采油厂两个油田的集输系统为例,分析了区域集输系统存在的问题及原因,并针对性地提出了集油工艺的区域化调整、处理工艺的整体优化、自控技术的优化应用等...     

大港南部油田集油工艺技术试验及优化措施

大港南部油田经过20多年的开发,随着综合含水率的大幅度上升,一直沿用的双管掺水集油流程的适应性越来越差。针对原油集输系统运行能耗高、设施腐蚀严重、存在安全环保隐患等问题,大港油田自2004年开始进行了原油流变性分析与试验、集输管材的选择试验、油井远程自动计量技术试验等集油工艺优化研究,取得了显著的效果。阐述了大港南部油田集油工艺优化过程应用的主要技术措施及参数范围,为今后开展集输工艺优化提供了经验。     

岔河集油田地面集油系统简化技术及应用

岔河集油田是已经开发30年的老油田,地面集油系统庞大,且一直沿用传统的三管伴热集油工艺。油田进入开发后期的高含水阶段,地面集油系统表现出能耗高、维护费用高、安全隐患多、管理难度大等突出问题。由于岔河集油田原油凝固点高、蜡含量高,单井产液量低,集油距离长,地面生产环境复杂,因此,实施简化重组的难度很大。根据岔河集油田的原油物性和生产特点,在先导试验取得成功的基础上,研究应用了单管集油、支环状掺水、功图算产、产量标定等简化配套技术,通过整体设计、分步实施,实现了全油田地面集油系统由"三级布站"简化为"一级半布站",并取得了显著的技术经济效果。     

青海油田地面建设模式的探讨

针对青海油田目前主力油田含水较高，油田能耗较高，地面建设投资大等问题；通过对青海油田与长庆油田油气集输工艺的比较，回答了能否在青海油田利用定期清管技术，实现井口不掺水直接集输的集油工艺；目的是找到更加适合青海油田油气集输工艺，实现油田节能降耗，为高效开发青海油田服务。     

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。     

高含水油田单井降温集输试验

高含水原油的集输温度可以低于原油凝点,为实现集输过程的节能降耗和优化运行,不加热集输工艺受到了广泛的关注,但随之而来的凝油粘壁问题成为制约该工艺大规模应用的关键因素。为了在保证安全的前提下最大限度地降低集油温度,明确高含水原油粘壁特性具有十分重要的工程意义。采用自主设计的带压模拟罐装置在国内某油田现场开展了高含水原油1 MPa条件下的粘壁实验。根据实验所得的粘壁温度,指导现场进行单井降温集油试验,取得了井口加热炉温度下降30℃的效果;根据现场生产数据,计算集油管道沿线粘壁速率分布,结果表明在粘壁温度下,粘壁速率会出现突增,验证了模拟罐粘壁实验结果的准确性。     

大庆高台子和太北油田油气集输系统优化调整

随着大庆高台子油田和太北油田开发时间的延长及产油量的下降,出现了地面系统对集输系统供气紧张、设施腐蚀及老化严重、转油站系统局部负荷率偏低的问题。针对这些问题,对地面系统布局进行了优化调整,采取了提捞采油与抽油机采油相结合、单管环状掺水集油工艺与双管掺水工艺相结合的方法,撤并了部分转油站、计量站,提高了系统运行负荷率,降低了生产运行维护费用,降低了能耗,取得了较好的经济效益。     

敖古拉油田不掺水常温集输

敖古拉作业区地处大庆外围,属于低产低渗透油田,单井产量低,油田分散,生产能耗高。随着油田的开发,油田已经处于高含水期或高含水后期,有条件实现部分油井季节性常温集输,从而降低成本,节约能源。为此,在敖古拉油田开展不掺水常温集输节能试验,并对其可行性进行研究和探讨,以优化原油集输运行参数,为油田进入高含水期后地面开展节能降耗提供了有益的借鉴。     

长庆低渗透油田油气集输工艺技术发展综述

针对长庆油田低渗透复杂油藏及恶劣的自然环境,科技人员坚持科技创新和技术进步,油田地面集输工艺有了很大的发展.以长庆马岭、安塞、靖安和西峰等低产、低渗油田为代表的集榆工艺相继创立,创造了低产、低渗油田地面工程建设模式,形成了适合长庆油区特点的高效简化地面工艺系列技术,集输流程由单井单管不加热密闭集输工艺发展到多井阀组双管不加热密闭集输工艺,再发展到多井双管不加热密闭集输工艺,最后到多井单管不加热密闭集输工艺,实现了从三级布站到二级布站的飞跃,流程愈来愈简,建设投资持续降低,开创了黄土塬复杂地貌条件下低渗透油田地面建设的新路子.文章综述了长庆油田地面集输工艺技术的发展过程.     

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。     

孤岛垦西油田腐蚀原因分析

在垦西油田开发过程中,区块油水井管柱和地面集输管线腐蚀严重,造成油井作业频繁,直接影响了垦西油田的正常生产,为解决这一问题,我们对垦西油采出液和注入水进行了大量室内试验,对造成垦西油田油水腐蚀的主要原因有一定认识。     

单管冷输集油在葡北油田的应用

针对葡北油田地面系统存在的集输半径不合理,地面设施腐蚀老化严重,运行能耗高及安全隐患突出等问题,在单管深埋冷输试验及配套技术研究的基础上,对葡北油田进行冷输工艺调整改造.对葡北油田已改造完成的4座转油站运行情况分析,单管深埋冷输工艺与单管环状掺水流程相比平均单井节省改造投资4.5万元,与双管掺水流程相比平均单井节省改造投资8.3万元,单井年节省运行费用达到2.65万元.     

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。     

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.     

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。     

大庆西部外围油田产能区块地面建设优化研究

针对大庆西部外围待开发油田储量丰度低,地质条件复杂,地面建设条件差的特点,根据地面地下一体化原则,提出了在钻井上采用斜直井相结合的布井方式;集油系统采用小环掺水、树状电加热、单井或集中拉油等简化集油工艺;采出液处理采用高效合一装置;应用长距离混输技术,扩大集油半径的优化措施。通过地面建设的优化研究,从而经济有效地开发外围油田未动用区块。     

高寒油田油气混输管网的设计及应用

乌里雅斯太油田属于低孔特低渗油田,且地层产出液具有产量低、油气比高的特点。在产能地面建设设计中,依据该断块原油物性及单井集油流程经济对比,结合油气混输管网的计算与管网模型建立,采用环状末点掺水集输流程。对该油田单井集油管线、集输流程的选择、设计方法及有关数值计算的研究表明:对于油气比较高、产量低的油田更适于采用油气混输计算公式和PIPESIM软件来建立管网进行模拟计算;对于一级布站,采用"简、短、串"的环状末点掺水集输流程和橇装计量设备,布置紧凑,节省占地,其投资和运行费用最少,经济性较好,可降低对草原的破坏,适于高寒油田的开发建设模式。     

断块油田高含水期的地面工程改造

注水开发的油田,进入中、后期生产阶段时,由于原油含水大幅度上升,油田地面工程需要经过较大的调整改造才能适应中、高含水期生产。断块油田多,比较分散,工作量大,这种调整改造的工作量更大。结合史南油田进入中、高含水期生产的实际,必须从规划布局、集输工艺、污水处理等方面着手,对现有地面工程设施做好调整改造工作。油气集输系统采用不加热输送工艺,常温密闭脱水工艺,高效的密闭污水处理工艺,完全能在基建工作量较少的情况下,使地面工程适应高含水期生产,且运行能耗和成本也随之降低,取得较好的经济效益。     

高台子油田油气集输系统调整改造

结合高台子油田开发发展趋势及现有地面建设存在的问题,针对油田要降低改造投资及生产运行成本,简化地面集输工艺,确定了油气集输系统调整改造方案。通过油气集输系统调整改造方案的实施,减少了地面建设规模,解决了油气集输设施腐蚀老化及用气能耗不足的问题,为今后老区整装油田油气集输系统调整提供了新的途径。