掺温水不加热集油工艺探讨

掺温水不加热集油是利用井底油气到达井口后的余热和联合站(或中转站)含水原油经脱水后所产生的含油污水余热,在中转站停止供热,采取在井口掺含油污水的方法,把单井集油管中原油的综合含水提高到76%以上,使含水原油乳状液由油色水型变为水包油型,转相后粘度迅速下降,则可在较低温度下长期输送。本文结合试验情况对掺温水不加热集油工艺作了初步探讨。     

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。     

油气集输中转站用能分析

油气集输中转站是把来自油井的油、气、水混合液分离成原油、天然气、含油污水。将原油加热、增压送往联合站,将含油污水加热、增压送往油井掺水和洗井,因此,中转站要耗用大量的电能和天然气。中转站具有数量多、分散、耗能大的特点,为了搞好能量的综合利用,我们对 N-5-1、N-5-2、N-5-3和 N-5-4四个中转站进行     

油田含油污水处理节能技术研究

随着大庆油田可持续发展的需要,采用高效,节能型含油污水处理工艺是今后的发展趋势,目前常温不加热集输工艺已逐步得到应用,油田含污水面临低温处理问题,研究发现含油污水温度由42℃降为32℃（原油疑固点为32℃）,出现沉降分离设备除油效率下降、过滤罐处理能力降低,过滤周期缩短,滤料表层结球严重等一系列不正常现象。该项目研究在井口投加原油流动改进剂实现不加热集油的基础上,通过实施简单的工艺改造,使污水温度降到原油凝固点附近,在沉降除油设备前投加低温絮凝剂,在反冲洗水中投加助洗剂,最终实现了含油污水低温处理,处理后水质满足大庆油田水驱注水水质标准要求,具有明显的节能效果。     

中转站的就地放水试验

大庆杏南油田及高台子油田,大多数采用双管掺水集油流程,井口保温、洗井用水为联合站处理后的污水。目前杏南油田巳进入高含水采油期,如按原设计工艺流程进行生产,加热及输送水将大量消耗热能和电能。由于含水逐渐增加,必然导致联合站和中转站的规模不够,从而增加了扩改建的工程量。研究改建中转站的三合一装置,就地     

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。     

高升油田稠油掺稀油降粘输送方法

本文介绍了辽河高升油田稠油掺稀油降粘的集输流程。采用该流程,稠油粘度从1.8Pa·s(1800cP)降到0.2Pa·s(200cP),井口回压降到0.5MPa,单井产量平均增长37.4％。同时介绍了掺稀油后混合油脱水流程,如使用油溶性酚醛3111破乳剂,且掺入稀油的比例大于0.5时,脱水后原油含水及污水含油均小于0.5％。并指出,单井产量高的油井可采用地面掺油方式,掺油温度要求在60℃以上;单井产量低的油井则可采用地下掺油方式,掺油温度要求在90℃以上。最后指出了该流程的不足之处及修改途径。     

海安油田高凝原油集输工艺模拟

针对海安油田单井产量低、原油凝固点高的特点,应用Pipephase软件分别对井口加热单管串接和环状掺热水两种集输工艺流程进行模拟和比较。综合考虑投资、节能、环保等因素,海安油田站外井场集油工艺推荐采用井口加热单管流程。     

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。     

真空加热炉在吉林油田的应用

目前,吉林油田有各种加热炉384台,其中真空加热炉有114 台.在油气集输领域内,对净化原油、含水原油、掺输含油污水及采暖清水进行加热.每个站都需要有加热炉,一般的接转站有三种介质需同时加热,联合站有四种介质需加热;需要被加热的介质多,且功率都较小,这些需求正好由真空加热炉来满足,并显示出了真空加热炉的特点和优势.     

论“三高”原油不加热集油的影响因素

以大庆萨南油田室内和现场试验研究结果及矿场生产实际为论据，对油井出油温度，油井生产状况，原油流变特性，原油含水率四个影响“三高”（高含蜡，高凝点，高粘度）原油不加热集油的主要因素及其相关问题进行了论述。给出了油井实施不加热集油的可行性及其工艺方法；提出了在低温不加热集同条件下，“三高”原油生产井出油管道结蜡轻微或基本不结蜡，井口回压高的主要原因是“三高”原油的低温高粘特性所致，低温集油基本不影响油     

过渡带地区油井冬季降温集输可行性研究

目前大庆油田已进入高含水开发后期,油井采出液的气液分离和流动性发生了较大的变化,为降低油井集油温度创造了有利条件,低温集油和不加热集油技术已逐步推广。但过渡带地区因其地质特性,一直视为低温集油、不加热集油技术应用的禁区,本文重点对过渡带地区油井实现冬季降温集输可行性进行探讨。从试验情况看,产液10t以上,含水70%以上井可实现降温集油;在掺降温水60℃时,日掺量在15m3以上可以正常生产。     

原油流动改进剂低能耗集油工艺

相对于大庆油田广泛应用的掺热水集油工艺,原油流动改进剂集油工艺可以节约更多的天然气、电能等能源,本文介绍了此项工艺技术机理及在大庆油田采油一厂４０５中转站的现场应用情况。     

原油不加热预脱水的实践与应用

通过对油井产液采取端点计量站加破乳剂、联合站内原有两台三相分离器由并联改串联运行等措施，在不增加新设备的条件下实现了一级原油不加热脱水。不仅出口原油含水、污水含油等技术指标满足了生产工艺需要，且节能降耗效果显著。     

高效三相分离器的优化设计研究与应用

安塞油田采用的双管集油、缓冲罐和溢流沉降罐沉降破乳的集输工艺存在分离设备内部结构简单、原油脱水效果差、脱出污水含油量高且不稳定等缺点。鉴于此,通过室内试验和CFD模拟分析,经筛选和优化,采用8项技术,设计出适合安塞油田的高效油气水三相分离设备,现场应用实际效果表明,处理后的原油含水和污水含油都达到设计要求,符合有关标准。     

集输油系统与污水、注水系统联合防垢技术

联合防垢系指在集输油系统的脱水转油站或中转站投加防垢剂,使含水油集输系统、含油污水处理系统及用清水与含油污水混注的注水系统都能达到防垢目的(以前是在集输油系统与清、污混注系统分别投加防垢剂).采用联合防垢技术的优点是:①一处投加防垢剂的量比两处分别投加的量少;②减少一个投药点,可节省基建投资;③弥补了混注系统往往不按技术要求投加防垢剂,很难进行防垢管理的不足.     

低渗透油田油气集输及脱水技术

1 单管电加热集油工艺流程单管电加热集油工艺是一种适合外围低产液、低油气比油田特点的新式集油流程。其特点是对井口采出液直接加热 ,加热温度可根据集油工艺的需要确定。生产应用结果表明 ,该工艺是开发高寒、高粘、低产液、低油气比油田一种经济有效的集输流程。目前外围油田共采用 4种电加热集油流程 ,即单管小环、单管树状、单管混输泵掺液保端点井和单管萨尔图式串联电加热集油流程。生产实践证明 ,该流程满足了高寒地区加热集油的工艺需要 ,在集油过程中可以根据需要调节集油温度 ,保证了原油进站温度高于凝固点 4～ 5℃。由于在井…     

液-液旋流分离工艺的实践与认识

采用污水除油水力旋流器处理来自三相分离器分出的污水,经旋流器处理后污水含油平均为５４ｍｇ／Ｌ,最低为３９ｍｇ／Ｌ。应用实践表明,旋流式流程同重力流程相比留时间短,除油效率高,出水含油指标接近其它流程,但可简化流程,减少设备,节省投资。对于重质高粘原油,当进油含水〉９０％时,出油含水可控制在５５％左右,出水含油在２５００ｍｇ／Ｌ以内,脱水率为８８％左右,预分水效果十分明显。预分水旋流器在特高含水原油     

北小湖高凝原油田集输方案初探

根据北小湖油田地处边远、含油面积小、原油高凝性等特点,以开发建设的经济性和工程技术的适用性为基础,阐述了井口加热密闭集输、伴热保温密闭集输和井口掺热水保温集输3种不同集输方案,提出了三塘湖盆地分散小区块油田建设建议。     

高含水原油的不加热集输试验

采用注水方式开发的油田,随着原油含水率的升高,井口出油温度也将升高。在这种条件下,对于掺油的双管小站流程,只要做好集油管线的保温,采取相应的技术措施,是可以实现原油不加热输送的。