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。     

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。     

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：     

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。     

常温掺水原油的流变性及压降计算

大庆外围油田的特点是地区分散,产能低,原油物性各异。为了经济合理地确定集油方式,达到不加热或少加热的目的,对原油进行流变性研究和准确地计算油气混输管道压降显得尤为重要。以榆树林油田原油(相当于萨中原油)和升南油田原油(高凝高粘原油)为研究对象进行了室内试验和现场掺常温水生产性试验,并应用国外几种常用的混输原油压降计算公式进行筛选、修正得出,对于低产液低油气比油田掺常温水集油,采用宾汉姆液体压降公式进行计算或修正。不但使计算形式简化,而且计算结果与生产管道的实际压降值比较接近,其平均误差为13.3％,并在管输压降计算的误差范围内。     

陆梁油田原油处理工艺的优化

20 0 0年新疆油田公司先后在陆 9井区发现多个层位的油藏 ,并决定对 3个不同层系同时进行开发 ,陆梁油田原油具有凝固点高 ,含蜡、沥青质、胶质高的特点 ,采出水矿化度高 ,具有较强的腐蚀性 ,在温度大于 4 0℃下易结垢。针对陆梁原油和采出水的特性 ,为克服常规处理设备易被水垢沉积堵塞 ,处理设备效率下降 ,结垢物不宜消除的缺点 ,通过室内实验和不同处理方案的综合对比 ,提出原油掺蒸汽直接加热的脱水工艺。1 原油加热方式的论证( 1)原油处理加热方式的选择。目前 ,原油处理过程中原油加热采用的主要方式有蒸汽间接加热、管式加热炉直接加…     

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…     

中东某油田地面集输系统工艺优化

中东某油田稠油物性的特点是原油密度、黏度差异较大,采用丛式井拉油生产,流程不密闭,伴生气放空,生产成本较高且环境易污染.针对该油田地面集输系统存在的诸多问题与现状,宜形成二级布站、单管加热降黏、油套分开集输工艺模式.地面工程优化应采用的主要工艺技术有多相流活动计量装置、单管加热降黏集输工艺、油套分开集输工艺和优化集输站场工艺.这样可简化生产管理,经济效益亦较高.     

原油物性与集输工艺关系的初探

通过对稀油、中等粘度原油和稠油物性的试验研究，分析了原油物性与集输工艺的关系，提出了原油集输工艺方案可以根据原油物性进行预估，为设计工作者进行集输工艺可行性方案论证参考。     

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。     

原油稳定工艺的选择与装置节能

对原油稳定工艺过程进行分析比较，找出适合于不同原油物性宜采用的加工工艺。原油稳定加工工艺主要有精馏法和负压法两种，根据原油中轻烃潜含量的差别，一般情况下，轻烃潜含量较高的宜采用提馏法，轻烃潜含量较低的宜采用负压法。针对轮南油田原油稳定工程的具体情况，对原油稳定工程生产的不凝气和轻烃进行深度处理、回收液化石油气。采用先进技术，优化工专职参数，搞好脱丁烷塔控制，使用自限式电热带替代热水拌热。通过以上措施，使整个工程能耗显著降低，做到工艺合理，控制先进。     

老君庙油田地面集输注水系统优化技术

以老君庙油田集输注水系统改造工程为例,根据老君庙油田现状及实际存在的问题,介绍了老油田调整改造的简化优化方案。老君庙油田集输注水系统改造工程充分利用油品性质好、原油含水高、地形南北高差大的特点,通过综合应用树状串管不加热集油工艺、单干管稳流配水工艺、无线遥测技术、非金属管材、油气混输泵、高效柱塞泵等先进技术,实现了集输、注水站场一级布站,原油损耗、吨油能耗大幅度降低,用工降低明显,其经验可供老油田借鉴、参考。     

胡尖山油田地面工艺技术发展及应用效果

胡尖山油田推广应用成熟技术和创新发展特色,吸收利用实用技术,已在原油集输和处理、天然气综合利用、污水处理及注水工艺等方面形成了一套比较成熟的油田地面工艺技术.丛式井组单管不加热密闭集输工艺+管线自动投球清蜡技术+油井功图计量的原油集输模式基本可以满足胡尖山油田井组原油集输需求,但因地理条件、地面施工等因素不可避免地造成一些管线外漏或埋深不够,管线过长,致使井组回压较高,建议在该种井组安装电磁加热装置,可起到降回压作用,并能够满足数字化油田无人值守的需求.油气密闭混输工艺在胡尖山油田应用效果较好,不仅减轻了空气污染,还为下游站点和燃气发电站提供了充足的能源,可以加大推广力度.     

边缘区块油田集油工艺优化研究

华北油田边缘区块油田的开发逐年增多,其特点是油藏构造较为复杂,渗透性能差,产油量低,而原油含水上升较快。文章结合华北油田实际,通过不同区块原油流变性模拟试验;原油三相混输压降模拟计算研究;不同条件下井口回压模拟计算研究,优化出了边缘区块油田的集油工艺,并对边缘区块油田集油工艺进行了技术经济分析。     

油气集输单元工艺适用条件探讨（一）

本文根据作者多年的实践经验,总结归纳了确定油气集输工艺流程的主要依据,把油田油气集输工艺分解成分井计量、集油、集气、油气水分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气脱水、轻油回收、轻油储存,输油、输气等12个单元,提出了根据油田地质特征、采油工艺、原油及天然气性质,采用单元操作的适用工艺方法。分两次登完。     

高凝油集输及其处理工艺研究

沈阳油田高凝油集输采用二级布站，充分利用地层能量，提高油井回压．实现油气密闭混输的办法。油气集辅半径l～3．5km，井口回压1．0～1．2MPa。集输混程主要有：原油凝固点大于45℃的油井．大部分采用水力活塞泵采油集输，其动力液来自本区块自产的高凝油；闭式热水循环集输工艺，其循环介质采用热污水，闭式循环自成体系，介质入井压力低，这种流程既可提高污水利用率，又可节能，对低产的边远井可随时掺水输送；投球输送工艺．适用常温运行，当原油凝固点为28～36℃，气油叱大干40m^3／t时，可采用此集输流程，但流程较复杂。油气处理工艺，沈阳油田采用一级油．气、水三相分离与加热，二级热化学脱水。高凝油稳定工艺，采用微正压闪蒸工艺，原油稳定深度控制在C5组分拔出量不超过稳定前原油中C6组分总量的5％；天然气处理采用二甘醇吸收脱水工艺．可进一步提高天然气干度；轻烃回收装置采用氨为冷冻剂，配以膨胀机和分离机，能回收100％轻质油和50%的液化气。     

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     

尼日尔Agadem油田原油脱水工艺设计

原油脱水工艺流程是油田生产的重要部分,通过对比国内外油田主要脱水工艺流程,根据尼日尔Agadem油田原油物性、开发状况、地面环境等因素,确定新建联合站采用三相分离器+沉降罐的二段原油脱水工艺,该工艺具有适应性强、脱水效果好的优点。根据系统来液参数,确定三相分离器分离压力0.4~0.5MPa,分离温度35~40℃,以及三相分离器各出口指标要求。通过室内热化学沉降脱水试验,从常用的16种破乳剂中优选出DCP-1作为脱水药剂。确定了沉降罐脱水工艺参数,当沉降温度65℃、加药量100mg/L、沉降时间7h时,脱出原油含水小于0.5%,符合脱水指标要求。     

高粘起泡原油游离水脱除工艺技术研究

胜利油田孤东油区已进入开采后期,原油含水达94％以上,且原油物性较差,粘度高、易起泡,低温状态下油气、油水分离困难,以往采用进站先加热后分水工艺流程,能耗大。本文从降低能耗入手简要介绍高粘起泡原油先分水后加热的节能降耗工艺,以及分水器的工作原理、结构特点,总结了采用分水器以后产生的经济效益和社会效益。     

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。