高含水油井常温集输边界条件试验研究

高含水原油采用常温输送,温度降低到一定程度后,高含水原油会析出蜡晶形成具有一定力学强度的凝胶原油,从而出现原油粘壁现象,影响管输。通过在现场构建试验管路,记录停止掺水伴热后原油在降温过程中的管输流动状态,得到压降随温度变化的曲线。测得3口典型油井的粘壁下限温度低于原油凝点1～2℃,粘壁上限温度低于凝点2～3℃,把常温集输的边界条件界定为生产中的控制条件,即常温集输的进站温度应高于粘壁下限温度,将粘壁上限温度作为油井紧急治理的节点温度,并根据油井产液量、含水率确定紧急治理的时间。     

不同气量高含水油井低温输送试验研究

随着我国油田的深入开发,油田的大部分油井已进入高含水期,对高含水原油采用加热或伴热的方式会使得集输能耗大幅上升,造成热能浪费。针对这一问题,在现场对不同气量的高含水油井开展了降温试验,对降温过程中的流型和压降变化进行了监测和分析,得出当温度较高时低含气量油井采出液为油水分层波浪流型,高含气量油井采出液为气液分层流型;当温度较低时,两种油井都出现了原油凝堵现象,可将第一个压降峰值定义为安全输送的温度界限,温度界限可比原油凝点低2～8℃。研究结果可为高含水原油不加热输送提供理论依据。     

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。     

利用临界粘壁温度指导高含水油田不加热集输现场试验

随着油田进入高含水开发后期，采出液含水率不断升高，凝固点、黏度随之降低。经现场实验，高含水油井可实现低于原油凝固点集输，凝固点已经不适宜作为指导集输温度的唯一条件。为了在安全生产的前提下最大限度地降低集油温度，通过室内试验明确某油田原油粘壁特性，并根据所得的结果指导现场开展不加热集输试验，取得了试验区掺水量下降90%以上、回压控制在0.8 MPa内的效果。试验结果表明，可以利用临界粘壁温度指导高含水油田采油井不加热集输，为油田低能耗生产提供了依据。     

高含水、高粘、高凝点原油低温管输粘壁现象研究

一些高含水原油在低于凝点输送时,水包油乳状液中的水滴会以凝胶的形式粘在管道内壁,称“粘壁现象”,原油输送过程中粘壁现象会造成管道局部或全部堵塞,造成能源浪费。通过室内环道实验,研究了高含水、高粘、高凝点原油在管道内低温输送时的粘壁规律。发现含水率、剪切率是影响原油粘壁速率和粘壁温度的主要因素,水包油乳状液的含水率越低、剪切率越小粘壁现象越严重。提出粘壁温度判别式,建立粘壁速率模型,据此建立高含水时压降计算软件。     

低温集油技术应用研究

英台油田在研究应用低温集油技术前全部为传统的三管伴随和掺输流程,能耗大,管线腐蚀结垢严重。在集输系统能耗构成中,单井集油能耗占73%,是集输系统能耗的主体,所以应用低温集油技术是降低集输系统能耗的主要途径。由于英台油田开发区块多,原油物性多样化,单井产液差别大,应用一种手段不能适应所有油井,通过产液分级、原油凝固点分析、不同区块粘壁温度分析,结合地温数据,界定出适合不同低温集油技术的油井条件,形成了常温输送、季节性常温输送、原油改性技术和定量低温掺输等多种技术,实现了优化简化、节能降耗的目标,减缓了管线的腐蚀结垢速率,为油田低温集油提供了参考。     

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。     

常温输送技术在冬季的应用

喇嘛甸油田已进入特高含水开发期,全油田综合含水已达93%以上,原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势,使原油生产操作成本也相应逐渐增加.由于喇嘛甸油田集油工艺采用双管掺水热洗分开流程,虽在2000年以来大面积开展了季节性常温输送,但冬季集输吨油耗气仍居高不下.为了探索降低油气集输能耗的新途径,2003年,在喇I-1联合站5座转油站开展了大规模掺常温水和不掺水冬季常温输送试验.通过建立特高含水条件下油井冬季常温输送规模化示范区,为喇嘛甸油田实现全面常温输送奠定了基础.     

油水两相流流型研究现状及展望

在油井采出液的开采、集输和处理过程中,普遍存在油气水三相流流动现象。当油田进入高含水开发期后,随着含水率的升高和气液比的降低,气相的影响显著降低,油水两相的流型变化对管输效率影响较大。通过按原油凝点划分,将不同学者对油水两相流流型的相关研究从高于凝点温度和低于凝点温度两方面进行分析梳理,总结归纳油水两相流流型研究现状,并结合室内试验研究中存在的问题和不利条件,对今后两相流的研究方向提出了一些建议和展望。     

坪北低渗透油田低温集输温度界限

坪北油田单井低产的内部原因和环境低温的外部环境,使得坪北油田外输系统能耗与其他系统相比较高.对坪北油田集输系统的外输温度界限进行研究,以期在合理范围内降低外输温度,从而降低能耗.在温度一定的条件下,含水率越高原油的黏度越小;而含水率一定,集输液体温度降至35℃以下时,原油黏度急剧上升,管线摩阻增大.生产井含水较高、含蜡量低、气油比高、井口温度高的平台,低温集输较易实现.根据室内实验和现场试验,输油时回油温度可以低于常规的运行温度,通过加强管理可满足系统安全平稳运行的要求.     

特高含水井常年单管不加热集油技术

目前,萨南油田采出液综合含水为86·9%,已进入高含水开发阶段。随着井、站数量的增加,集输系统的总能耗也在上升。油田进入高含水开发期后,集输条件发生了变化,为进一步挖掘集输系统的节能潜力,提高企业经济效益,同时,为了获得特高含水阶段的最优集油方式,并确定合理的技术界限参数,萨南油田开展了特高含水井常年单管不加热集油现场试验,以探索特高含水期集输系统节能降耗的新途径。1·现场试验情况截止2004年底,大庆油田采油二厂已实施降温集油的转油站共34座,降温集油的油井2438口,分别占全厂转油站和油井总数的53·9%和53·2%。目前含水8…     

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。     

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。     

低产油田低能耗掺水集输技术探讨

大庆外围油田掺水耗气占油田生产耗气的50%左右,为降低原油集输的耗气量,低温集输规模不断扩大.文中结合大庆外围油田低温集输实践,对低温集输过程中的现象进行分析,并对形成的一系列低温技术进行了总结.针对原油的结蜡规律和低温状态下的流动特性进行研究,分析了原油低温输送的影响因素,提出含水原油凝固温度偏移的观点,从而进一步打破了原油在高于凝固点输送的管理界限,为原油低于凝固点输送提供了技术支持,使集油进站温度设计参数降至低于凝固点3℃.同时提出低温集输界限的判定方法,并结合油田自身特点,形成了不掺水集输等多种适合高寒地区低产油田的低温集输技术,为高寒地区低产油田节能降耗、优化简化提供了实践经验.     

大港油田集输系统节能潜力分析

介绍了大港油田集输系统能源消耗情况,详细分析了集输系统中集油、输油、油气处理、热力和污水处理各个环节的生产工艺、存在问题和节能潜力点等,并针对问题提出今后节能工作的建议.应用油井单管常温输送技术简化集油系统工艺流程;采用越站输送方式减少原油进站升温、升压次数;应用高效的油气和污水处理装置,缩短脱水和污水处理工艺;试验新型节能燃料;通过供注水系统优化实现油田产出污水零排放.     

华北油田西柳站伴热集油工艺能耗测试与优化

华北油田西柳站目前采用伴热集油工艺,能耗较高。为了降低西柳站单井集油能耗费用,对西柳站的4口油井进行能耗测试与集油方案的优化测试,并对其进行了不加热集油工艺的可行性分析。结果表明,在伴热的去水温度相等或相近的情况下,合理控制伴热水用量,可以降低集油能耗费用。测试得到了4口油井集油的最低进站温度,均低于原油凝点,油井可通过降低伴热水的量达到节能降耗的目的。     

联合站应用低温预脱水工艺节能潜力分析

随着油井综合含水的上升,油田面临着水、电、气等所用能源紧缺的局面。由于油水比例的变化,使联合站进站原油的集输系统工艺不适应现有的发展,导致进站提温效果差、能耗高等问题。联合站借助于原有工艺设施进行低温预脱水工艺改造,实现进站来液加热前的油水初步分离,减少进站加热炉加热负荷,每年可降低生产运行成本150万元以上。     

高含水原油物性及流动规律研究

为了得到油田现场中高含水后期原油水两相流动规律,选取长庆某典型高含水原油,测量其基本物性及反相点,改进了适合易乳化原油的反相预测模型,对比了不同温度下表观黏度反相前后的差异。结合油水两相管流环道实验,得到了不同含水率下压降与流量的关系,分析了压降预测结果和实验结果的误差。结果表明,该原油在低于凝点(26.0℃)且水为连续相时表现出较强的剪切稀释性,高于凝点时,反相前温度对体系黏度的影响起主导作用,而在反相后温度对体系黏度的影响不大。改进反相预测模型能较好地预测高含水原油的反相点。反相前,压降随着含水率的升高而增大,反相后压降出现骤降。高含水原油的基本物性与流动规律的研究为油田的安全高效生产提供了一定的理论指导。     

英台油田低温集油技术

应用低温集油技术是降低集输系统能耗的主要途径。通过产液分级、原油凝固点分析、不同区块黏壁温度分析,结合地温数据,界定出适合不同低温集油技术的油井条件,形成了常温输送、季节性常温输送、原油改性技术和定量低温掺输等多种技术,实现了优化简化、节能降耗的目标。     

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.