浙江油田海安油区地面集输工艺研究

浙江油田海安油区地处南方水网区域,储层渗透率低、单井产量低、原油凝固点高。针对海安油区的特点,开展地面集输工艺研究,原油集输采用井口加热单管串接流程和中频感应加热解堵技术;井站采用标准化设计、数字化管理。应用效果表明,满足了生产工艺要求,安全生产得到保障,提升了管理水平,降低了运行成本。     

马岭油田单管密闭冷输流程试验

马岭油田在开发试采初期,地面原油集输曾采用掺热油和单管井口加热流程。这种流程其他油田均已采用过,其缺点是油气损耗大、钢材多、设备多、投资大,管理也比较麻烦。马岭油田在采用单管井口加热流程的一两年内,每年春冬季节蜡堵管线的现象经常发生。实为生产管理单位所不欢迎。随着石油工业高速度发展,油气集输流程必须彻底革命。根据部首长的指示,在党委的领导和关怀下,我们大胆实践,提     

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…     

西峰油田地面建设工艺技术

西峰油田是中油股份公司近几年发现的大型整装油田,地面工程建设采用多项创新技术和成熟的工艺技术,形成了以丛式井单管不加热密闭集输为主要流程,以井口功图计量、丛式井单管集输、油气密闭集输、气体综合利用、原油三相分离、稳流阀组配水、系统综合优化等10项配套技术为主要内容,以井口(增压点)→接转站→联合站为主要布站方式的西峰油田地面建设模式,文章介绍了这些配套技术及其作用,西峰油田地面建设配套技术的应用,使投资比例不断下降,取得了明显的经济效益。     

单管通球集输工艺的适应性

单管通球管线基本适用于目前油田所有的集输管线,但是对于不同的管线,采用单管通球工艺时安全性、能耗及维护工作等并不相同,对于一些产液量低、温度低及井口回压低的管线,如果采用单管通球工艺就会带来比较大的安全隐患.结合大庆油田采油六厂的现场运行情况,建议对于产液量大于18.5 t/d、含水率高于转相点、产液温度高于凝固点以上3 ℃,而且井口压力允许的油井可以采用单管集输;对于产液量低的油井采用多井串联或者掺水的方式集输;对于产液温度过低的井采用井口加热的方式进行集输.     

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。     

油气集输和处理化学剂的发展及展望

一、油气集输、油气处理现状油气集输、油气处理的工艺流程先进与否,直接关系到油田开发的经济效益。我国各油田现有的工艺流程的发展是不平衡的,有先进的,也有落后的。先进的工艺流程,油气损耗为0.5％,集输加热能耗为10米~3气/吨油,接近国际水平。落后的工艺流程,油气损耗大于2.5％,加热能耗达50米~3气/吨油,既浪费资源,又污染环境。先进的油气集输过程,一般采用井口加药,单管常温密闭输送,即在井口加防蜡、降粘、破乳多效复合化学剂,既可节约加热能耗,又可减小油气损耗。     

不同特性油田的油气集输工艺技术

对于灰岩油田（如任丘油田），根据油井产量高和油温高以及含水率上升快的特点，初期采用疏井网、大管线和单管集输流程；随着井网加密和第三系砂岩油田的开发，单井产量降低，对油气集输系统逐步调整为单井→计量站→集中处理站的两级布站流程；当原油含水达到70％～90％时，为减轻集输和处理系统的负荷，则又采取不加热输送、磁处理脱水、高效破乳剂、多功能合一设备、集输处理站集中供热等技术。对于严寒地区油田（如阿尔善油田），则采用以水力活塞泵采油的双管集输流程，它以净化油为动力液，升温至80～85℃，高压输至计配站和井口，经井下动力液泵采出原油并和动力液混输至计配站计量后输至大站处理。该流程运行8年，经受了-40℃严寒的考验。对于沙漠油田（如鄯善、温米和丘陵油田），则采用井口→选井站→联合站的一级半布站流程；较远区块采用井口→选井站→中心计量站→联合站的两级布站流程。处理工艺采用中压多级分离稳压工艺和合一设备。对于小断块低渗透油田，则根据具体条件，采用单管不加热密闭集输流程或双管回掺流程或三管伴热流程或双管环形伴热流程或单管电伴热保温流程。     

单管树状无电热保运集油

在喇嘛甸油田单管树状集油工艺设计中,应用Pipephase软件对管径选择的合理性进行辅助校核,确定最经济合理的管径组合;并通过采取井口保温、端点井局部单管深埋工艺等一系列保温措施,取消了电加热器和电热管保运措施.该措施应用投产后,喇嘛甸油田4条干线进站温度分别为38、41、39和41℃,平均井口回压0.38 MPa,单井回压最高为0.57 MPa,最低为0.27 MPa,实现了单管树状集油工艺的进一步简化.     

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。     

油气集输工艺和自控系统

1 工艺系统(1 )西部油田。长庆油田油气集输过程经历了“单管常温输送工艺”、“单管常温密闭输送工艺”、“井口加药、管道破乳、大罐沉降脱水技术”、“井口投球、多井阀组常温密闭集输工艺”和“含蜡原油热处理常温输送工艺技术”等 5个阶段 ;在原油稳定和轻烃回收利用方面采用了“大罐抽气与轻烃回收联合工艺技术”、“伴生气轻烃回收工艺技术”和“轻烃综合利用技术”,较好地解决了轻烃的回收问题 ,取得了较大的经济效益。吐哈油田油气集输主要采用单管不加热混输、投球清蜡、一、二级半布站相结合、计量站选井计量、余热利用、中低压…     

环状流程井口工艺技术改造

1 问题的提出油田系统地面集油工艺一般采用单管环状流程与双管掺水相结合的方式。在单管环状流程中 ,井口工艺出油管线到集油环管线距离通常超过 2 5m ,冬季易冻堵 ,需要电热带伴热保温。2 0 0 0年大庆油田采油五厂在进行高台子油田系统调整改造设计过程中 ,针对井口工艺的电     

外围油田井口组合阀的应用及分析

为解决散装式井口工艺复杂、保温性能不好、操作不便的问题,大庆外围油田应用了组装化井口组合阀。该组装化井口组合阀即可满足油田生产需要,又简化了井口工艺,便于操作管理,并且具有防盗及回收套管气的作用。该组合阀在应用过程中根据现场情况不断进行更新改进,目前已拥有适合于单管电加热集油流程和环状掺水集油流程工艺的井口组合阀,并可根据油井计量方式及工艺需要增设计量出口、掺水进口等,使井口组合阀更能发挥其流程简单、易操作、好管理的特性,满足油田生产管理需要。     

长庆油田油气集输技术的发展

长庆油田油气集输配套工艺技术经历了单管常温输送工艺阶段，单管常温密闭集输工艺阶段，井口加药、管道破乳、大罐沉降脱水技术阶段，井口投球、多井阀组常温密闭集输工艺阶段，含蜡原油热处理常温输送工艺阶段。轻烃回收及综合利用技术包括原油稳定技术、大罐抽气与轻烃回收联合工艺技术、伴生气轻烃回收和轻烃的综合利用技术。油田注水及污水处理工艺技术包括单干管、小支线、活动洗井工艺技术和污水处理与回注工艺技术。     

外围油田单管不加热集输现场试验探讨

大庆外围油田属于高寒地区的低渗透油田.近年采,为了降低地面建设投资,主要采用树状电加热集输工艺,但是随着工艺的推广,耗电量猛增,节能降耗成为一大难题.为了进一步优化集输工艺,降低能耗,开展了高寒地区不加热集输现场试验.试验主要采用单管通球加电加热保驾流程,在敖古拉油田开展了现场试验.通过现场试验和理论计算,分析了高寒地区单管不加热集输工艺的适用性.分析表明,在合理安排通球周期的情况下,单管不加热集输工艺可以应用于高寒地区较高产量的油井和区块,为今后油田集输工艺的发展探索了一条新的途径.     

单管通球集油工艺流程的应用分析

大庆喇嘛甸油田喇4 51转油站11座计量间263口油井全部采用单管通球集油工艺流程.单管通球井井口设电加热带升温、单井通球装置、采取热洗车活动热洗方式.通过对单管通球井的综合油井产液量、综合含水率、井口出油温度及集油管线长度等条件的分析,在喇451转油站选取3口典型井做了跟踪试验,从而找出单管通球井在生产过程中投球、洗井规律.总结出单管通球集油工艺流程在冬季生产中遇到的问题,并提出一些解决建议,以达到节约能源,保证冬季平稳生产的目的.     

长庆油田油气集输技术的发展

长庆油田油气集输配套工艺技术经历了单管常温输送工艺阶段，单管常温密闭集输工艺阶段，井口加药、管道破乳、大罐沉降脱水技术阶段，井口投球、多井阀组常温密闭集输工艺阶段，含蜡原油热处理常温输送工艺阶段。轻烃回收及综合利用技术包括原油稳定技术、大罐抽气与轻烃回收联合工艺技术、伴生气轻烃回收和轻烃的综合利用技术。油田注水及污水处理工艺技术包括单干管、小支线、活动洗井工艺技术和污水处理与回注工艺技术。     

单管电加热集油工艺在外围油田的应用

单管电加热集油工艺是继双管掺活性水集油工艺之后,参照国内各油田单管低温集油研究及环状集油现状而研究出的新式集油流程,该流程适合外围低产液、低油气比油田。其特点是不掺水,直接加热。单管电加热集油工艺是开发高寒、高粘、高凝、低产液、低油气比油田的一种经济有效的集输流程。     

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。     

单管集油工艺在大庆油田的应用实践

经过实践证明,单管深埋和单管通球两种不加热集油工艺能够适应含水率超过80%油田老区的开发生产。尤其是单管串联通球集油工艺,应用在高寒地区对"三高"原油进行不加热集输,适应了三次采油开发阶段进行高浓度聚合物驱的开发,利用新建产能井间距小的有利条件,通过多井串联通球既降低了单井投资又保障了高黏度采出液的顺利集输。但对部分高回压井要加强冬季通球操作的生产管理。单管环状减量掺水和单管电加热两种集油工艺是针对大庆外围低产油田因产量低、含水率低等原因无法实施不加热集油的实际情况,通过环状掺水和电加热方式改善集输条件,实现了单管集油,取得了较好的经济效益。尤其是点升温、线保温的单管电加热集油工艺,优化了电加热模式,最大限度地降低了能耗,是具有"偏、远、散、寒"等特点的大庆油田外围零散区块进行有效开发的一项重要技术手段。