渤海地区某FPSO分离器水堰管高度调节探讨

渤海地区某油田FPSO运行多年,但是两级生产分离器水堰管最佳拔高一直没有确定,经常调整水堰管高度使分离器内油水界面过高或过低而导致油相出口原油含水过高或水相出口水质不合格.此文系统地阐述了水堰管控制油水界面的原理,推算出两级三相分离器水堰管拔高与油水界面高度关系.通过分析船体倾斜、化学药剂效果、分离器内部积砂、油和水密...     

泡塑弹管道疏通技术在油田外输管线上的应用

油田外输管线是油田生产的“血管”，由于地层水的矿化度高，采集到管线中输送时易结垢，堵塞管线，致使外输泵压升高，电机电流随之上升，同时使管线腐蚀老化，用酸洗则会使管线腐蚀加快，而用泡塑弹疏通技术则解决了这一难题，达到了节能降耗的目的。实践证明，泡塑弹管道疏通技术在油田上的应用非常广泛，虽然初次投资较大，但由于建立和发射和接收装置，以后再除垢时只需加入泡塑弹即可完成，不需另加投资，使用成本低，一年即可收回投资。同时油田生产是连续生产，不必停产停输，保证生产正常进行，增加了产量，延长了管道寿命，节约了生产成本，避免了污染，达到了预期目的。     

濮城油田高效三相分离器沉降脱水技术的应用

三相分离器采用单向进料，天然气预分离，活性水洗涤破乳，聚结板整流技术，提高了油，水，气分离的效率；根据“U”型管压力平衡原理，采用隔板结构，实现了油水界面平稳控制；利用油水界面调节装置，可根据油，水性质变化情况，把油水界面控制在合理位置，使分离器工作在最佳状态。该分离器处理能力为同等规格分离器的3倍以上。高油气比，高含水原油经一次沉降脱水，出口原油含水率低于0．5％，污水含油低于200mg/L。     

草舍-陶思庄集输流程除垢工艺应用研究

草舍-陶思庄油田长输流程管线采用复合管技术,管线设计承压能力低（4MPa）,但由于产出液结蜡结垢非常严重,流程管线严重缩径、压力上升难以控制,管线堵塞时有发生,既增加了原油输送能耗,又降低了原油输送能力,为解决管线堵塞问题,井队每月均需进行热洗作业,热洗后流程压力由2．3～2．5MPa下降到1．7MPa,堵塞程度稍有减轻,很快压力又会回升,影响油田正常生产。通过研究采用弱有机酸溶解碳酸盐垢的骨架,将流程管线中的块状垢转化成极为松散的豆腐渣状,随水排出,除垢后流程压力由2．3MPa下降到0．6MPa,从而解决了困扰多年的管线除垢问题。     

老河口油田注水管网堵塞分析及治理

桩西采油厂老河口油田目前注水系统有注水支干线24条长32.6 km,单井注水管线78条29.7 km。由于注水时间长和注水水质不合格.注水管线存在腐蚀堵塞情况,导致单井注水压力损失、水井欠注等问题。针对这一现象,采用XRD分析、细菌分析、水分析、酸溶分析等方法,找出了管网腐蚀物的主要成分,提出了酸化解除管线内堵塞物的措施。实施后降低了单井注水压力损失,取得了良好的效果。     

分线计量工艺在油田上的应用

针对高含水原油分线计量研制的三相分离器，采用了预脱气、活性水洗涤破乳、波纹极聚结脱水和“U”型管油水界面控制等技术；与之配套设计了集油干线端点加药装置，实现了管道破乳。两项工艺技术的有效结合，提高了油水分离的效率和质量，降低了原油计量误差。测试和实践均表明：三相分离器出口原油含水率小于0．5％，原油计量误差降低到3％以下，集油干线端点加药节省破乳剂60％以上，主要技术指标均达到和超过了设计要求。满足了采油队原油产量承包考核的计量要求，简化了油气密闭处理工艺，取得了显著的经济效益。     

水套炉用双参数安全阀

为保证原油输送时保持在最佳温度状态，设计了油田采油井井口水套炉用双参数安全阀。这种阀能自动改变水套炉燃气的燃烧量，由此调节炉温，使原油在最佳温度下输送，达到提高管路输送能力和增产原油的目的。当水套炉的压力升至危险值时，这种阀可自动泄压，以保证水套炉正常运行。     

带压油气管线堵塞的对策

带压油气管线堵塞直接影响生产装置的正常运行，通过对河南油田炼油厂一起带压油气管线堵塞事故的处理，提供了一种解决该类问题的方法即给管线加压分段疏通法。该方法简单，实用，具有一定的推广价值。     

输油站内管线腐蚀穿孔的控制

从2009年11月开始,南京输油处所辖长兴、岚山、仪征和石埠桥等输油站相继发生了多起站内管网腐蚀穿孔漏油事故。通过试验分析了输油站输送油品的性质以及可能导致管道腐蚀的诸多因素,确定导致输油站内管线腐蚀穿孔的主要原因是死油管段发生小孔腐蚀,并据此制定出控制站内管线腐蚀的方案对策:避免死油段的产生,定期活动死油段,控制影响管线发生小孔腐蚀的主要因素,并且进行了工艺改造。     

单管环状掺水集油工艺

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，在大庆油田采油八厂芳507区开展了单管环形掺水集油工艺试验。其方法是将3～4口井串在一个集油环上，油从环的一端进站，另一端由集油站掺水，掺入水是三相分离器脱除后的活性水，从而使油与管壁的摩擦及油和水的摩擦，改变为水与钢管内壁间的摩擦和水与水的内摩擦，降低原油输送的摩阻。试验结果如下：     

ZLJ质量流量计

孤岛油田进入高含水开发期以来,动用低品位储量油藏已成为弥补递减的主要措施,一些稠油区块被陆续开采。其地面原油粘度为3000-5000mPa·s,并且油井产液中含伴生气量少,甚至不含伴生气。采用常规玻璃管量油,分离器内液面压不下来,无法实现正常量油。通过改进分离     

一种新型三相分离器简介

俄罗斯新近研制成功一种新型的卧一立式三相分离器。该新型油气水三相分离器具有可在自动控制状态下使用；处理能力（每单位体积）比普通卧式分离器高3倍；不用沉降罐就可进行预排水；无须在商品油库的终端分离上安装维护平台等优点。该新型三相分离器的结构如图1所示。它有一条凹进的气液混合物人口和同心垂向排列的油、气进出管线。气管线上装有一固定式浮筒调节器，可使分离器内的油、气界面处于最佳位置，防止原油进入气管线。此外，原油出口管线上也安装有一个防止气流进入油流的装置。将凹进的油气混合物入口管线装在分离器下部，可减…     

A油田结蜡规律及清蜡方法研究

A油田属于小而肥的高品位油田,埋藏浅、油层单一、胶结疏松、高孔、高渗、稀油、边水活跃、初期产量高,但是原油中含蜡量高达6%左右,开采过程中结蜡容易造成自喷井油嘴堵塞、机抽井卡光杆、地面管线堵塞而影响正常生产。通过开展恒温溶蜡实验,矿场总结单井结蜡规律,采取区别对待,根据油压、套压、回压变化,对自喷井检查油嘴、启抽、热洗井筒及地面管线、机械刮蜡等有效措施,投入开发三年以来没有一口井和一条管线发生过蜡卡事故,油井生产平稳有序,集输管线安全畅通,以甲方12人的经营团队累积产油72×104t,采收率50%,自然递减为-7%,综合含水仅1.6%。     

高压天然气井口降压分离装置设计与流场分析

高压天然气井只有将天然气压力与水蒸气压力控制在合理范围内，才能实现天然气集输管路的平稳供气，从而提高天然气开采效率，节约生产成本。为克服传统降压阀成本高、不耐冲蚀、使用寿命低及易发生冰堵等问题，文章首先介绍基于超音速分离器的采气工艺布局，其次根据天然气井场的管线布置情况，设计出一种超音速分离降压装置代替天然气井场的二级节流阀与水套炉，该装置不仅能有效的实现高压天然气井口降压，还能过滤掉高压天然气所携带的固体颗粒、水、重烃等杂质；最后基于CFD理论分析了超音速分离器的内部流场特性，验证了高压天然气井口降压分离装置的降压能力、旋流分离效率及抗冲蚀能力等，进而指导了工具设计及其现场应用。     

安塞油田高回压井组的优化治理

安塞油田地形复杂、相对高差较大,地层低渗低产、土质具有湿陷性,井组出油管线距离长,冬季气温低,原油凝固点高,这些均是安塞油田井组高回压的主要原因。安塞油田实施水套炉加热、电加热、黄夹克保温、走向优化、管线插输、大管径串管集油和油气混输等优化措施,有效减少冬季高回压井组数量;实施管线投球、水力顶替、热洗清蜡、机械清垢等治理措施,确保冬季高回压井组正常生产。     

影响乌南油田产能的因素

低孔、低渗油藏的开发效果明显低于高渗油藏。因为该类油藏边底水能量一般较低，有一定的能量时也由于渗流阻力大、传导慢、消耗大、而影响范围和作用小。在依然天然能量开采阶段，年递减率多在30％以上，弹性采收率一般在2％左右。低孔、低渗的储层，在同一压力梯度下，毛管半径减小，则将导致原油边界层厚度增加，更多的油被滞留在边界层孔隙中，这将是难开采原油占的比例更大，原油采收率越低。油藏的钻开及各种生产措施都使这类储层容易受到伤害，导致油层堵塞，产量下降。     

青海油田原油集输管线失效原因及对策

中国石油青海油田原油集输管道因腐蚀等因素导致的失效事故时有发生,严重影响了油田正常生产。结合原油管道安全性检测和油田日常抢险维护情况,对青海油田原油集输管道常见的失效原因进行了分析和总结。管道内腐蚀失效是青海油田原油集输管道失效的主要原因,第三方破坏和管道施工质量也是管道失效的重要原因。持续开展管道完整性管理、加强施工管控以及进行全面腐蚀分析优化管道建设防腐蚀参数对于减小在用管线和新建管线失效风险,延长管线使用寿命具有一定作用。     

导热油炉在孤东油田的应用

在满足油田集输工艺的条件下，使用导热油炉采解决油田普遍使用的水套炉等加热炉造价高、投资大，在生产运行过程中，易产生饱和蒸汽压、管线及设备的耐压等级要求高，易产生腐蚀、结垢、结冻以及需要水质处理，耗气、耗油量大，热效率低等实际问题。通过运行证明，该导热油炉不但满足原油集输要求，而且具有耗气、耗油量少，节约能源等优点。它的应用成功，为油田节能技术改造、加热炉选用及使用方面提供了有益的经验。     

埕岛油田含水原油管线运行状况分析

埕岛油田的海三到海四φ426 mm×9 mm、17.8 km输油管线承担着我国最大浅海油田——埕岛油田上岸含水原油的输送任务,该管线原油含水50%~70%,粘度上升快,干线压力升高,局部出现游离水,水质矿化度高,输送温度高,结垢趋势导致阻力增加。针对干线压力升高原因,提出提高管线工作压力、合理控制输油温度、提高外输泵扬程、敷设大口径管线、管线防垢除垢、原油分水等措施和建议,提高含水原油输送能力。     

文昌油田集输管线段塞流的预测

南海文昌油田是新开发的油田，由WC13－1、WC13－2两个油田组成。生产的油气水混合物通过两条DN250水平海底管线送到FPSO前，经过约140m（估计值）的垂直上升管输至SPM（原油处理系统），然后进入脱水系统进行三相分离。计划从2002年开始正式建成产能，从2010年开始，产出水开始大幅度上升，原油和天然气产量大幅度下降。