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.     

葡北油田单管冷输集油技术的优化

葡北油田10号站地区的2座转油站分别建于1980、1987年,负荷率分别为56.0%、87.3%,负荷率较低,且设备老化腐蚀严重,系统效率偏低。葡北10号站地区地面系统优化新建转油站1座,拆除已建2座转油站。集油系统调整共有112口已建油井,新建7座阀组间,将现有的双管掺水热洗分开流程改为单管多井串联不掺水集油流程。与双管掺水热洗分开流程相比,应用单管多井串联不掺水集油流程,112口油井综合投资可减少952万元。     

“三不”集输新技术在萨中油田应用效果分析

为了减少了原油生产中能源消耗，降低原油生产成本，萨中油田大力推广油井不热洗或延长油井热洗周期技术，油井不掺水或少掺水集油技术，不用或少联合站供水，实行转油站就地放水技术。通过实践证明“三不”集输新工艺适合萨中油田，节能效果十分显著。     

基于层次分析法的转油站系统能效评价体系研究

转油站作为油田地面集输系统的主要耗能环节之一,其能效指标体系的合理构建和评价一直是油田关注的重点。针对三管伴热的集输加热方式,引入层次分析法来构建转油站能效评价指标体系,将转油站系统划分为转油站热力系统、转油站电力系统、站外集油管网三个子系统进行评价。以江苏油田某区块转油站为例,分析不同季节转油站能效系数,根据计算结果可知转油站用能薄弱季节为冬季。依据评价体系分析该季节的基础能耗指标,找出其薄弱指标为站内热力设备效率及站外管网伴热效率。通过改变加热炉工艺参数、伴热热水温度并计算不同参数下的能效系数,确定能效利用率最大时的工艺参数,提高了加热炉及站外管网伴热效率,有效地提升了站场全年的能效利用率,为转油站系统节能改造提供了可靠的理论依据。     

杏北油田老区转油站改造设计模式浅析

杏北油田部分老式转油站建设年限长,站内各处问题频发,给日常生产带来一定的安全隐患。为满足安全生产的需要,自2012年开始,杏北油田逐渐开始实施转油站整体改造计划。论述了老式转油站平面平局的两种改造模式及其适应性,对老式转油站掺水、热洗系统及油系统存在的问题进行了分析,并提出了优化方案。改造后,不仅平面布局紧凑、功能分区合理、工艺管网顺畅,同时,简化了工艺流程,方便了生产管理。至2016年,应用两种平面布置模式共改造转油站10座,效果良好,为后续的改造项目提供了借鉴和参考。     

动态简讯

油田转油站掺水系统超声波防垢试验通过局级鉴定油田转油站掺水系统超声波防垢试验于9月通过由大庆石油管理局科技发展部组织油田同行专家的技术鉴定。该现场试验应用的超声波防垢仪系采油三厂与中国科学院成都传感换能技术研究所协作研制,适用于油田中转站集输掺水系统管线表面的阻垢。该仪器输出功率     

海塔油田原油集输处理工艺的简化

2001年,从呼伦贝尔油田开发初期便开始应用单管环状掺水集油工艺,先后在苏仁诺尔油田、呼和诺仁油田和苏德尔特油田应用543口井.其集油参数为:转油站进站温度高于凝固点3～5 ℃,最高井口回压1.0 MPd,3～5口井串联掺水、集油的建设模式,平均单井掺水量为0.8 m<'3>/h.与双管环状掺水集油流程相比,基建投资降低10%左右,节约能耗20%左右.     

大庆高台子和太北油田油气集输系统优化调整

随着大庆高台子油田和太北油田开发时间的延长及产油量的下降,出现了地面系统对集输系统供气紧张、设施腐蚀及老化严重、转油站系统局部负荷率偏低的问题。针对这些问题,对地面系统布局进行了优化调整,采取了提捞采油与抽油机采油相结合、单管环状掺水集油工艺与双管掺水工艺相结合的方法,撤并了部分转油站、计量站,提高了系统运行负荷率,降低了生产运行维护费用,降低了能耗,取得了较好的经济效益。     

环状流程集油阀组间的改进设计

环状流程的集油阀组间工艺流程是外围低渗透。低产油田开发的一种新兴工艺,这种工艺以其投资少,施工周期短,见效快,在外围油田得到了大面积的应用,但由于每个流程一般管辖４～７口油井,掺水压力不易控制,回油温度不好调整,经常造成堵环事故的发生,而且发生堵环或流程不畅时不易处理;针对以上问题,分析了堵环的原因,并对集油阀组间工艺进行了改进设计。１．堵环原因分析（１）转油站来水量少或转油站掺水泵停运,造成集油阀组掺水汇管压力低,不能提供足够的热能,致使各环回油温度低,造成诸环（集油环堵塞）事故．（２）转油站…     

稠油区块地面工艺问题的整改方案

古城油田BQ10区具体整改内容包括以下两个层面:对该区块3#集油注汽站、计量站和所有生产油井的低压伴热系统进行整改;对注汽站内高压注汽锅炉的燃油、给水、吹灰系统及配套部分等进行改造和扩建。单井集油管道长度小于200 m的油井,采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200 m以上的油井,新增掺水管线(DN25 mm埋地保温管);单井管线长度大于350 m的油井,为降低井口回压,新敷设埋地集油管线(DN50 mm埋地保温管)。推荐采用掺水降黏集输流程,掺水降黏集油流程平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程可降低0.1~0.3 MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。     

定量掺水阀

在油田掺水输油过程中，针对油井单井掺水量难以控制，并可能因此造成井口回压超高及管线凝堵的问题。通过开展大量的研究和试验，成功地研制出了可使掺水量达到基本恒定的掺水工艺新产品定量掺水阀（已获实用新型国家专利：200520012551．6）。该产品能够为掺常温水不加热集油工艺的大面积推广应用，对保障掺常温水不加热集油工艺的大面积有效实施和系统的平稳运行创造有利条件，也能够为油田的掺水集油系统提供更加先进、完善的新型掺水工艺技术。     

转油站节能降耗的方法

根据油田生产动态变化及时优化机泵运行参数和采取变频调速技术,是提高机泵泵效和系统效率、降低机泵生产耗电的重要手段。做好掺水温度调控和优化掺水炉运行工作,对降低油田用气消耗效果十分显著,是转油站节能的重要途径。这些方法节能效果明显,单站每年节电63.76×104kW.h,节气168.76×104m3,每年节能创经济效益112.75万元。     

加热炉热效率影响因素分析及改进方法

加热炉是油田各转油站、联合站最常见和最主要的加热设备。大庆油田外围采油厂各转油站与联合站之间的距离较远,由于外输管线长,特别是在冬季,要保证外输液进入下游转油站或联合站之前有足够的末点温度,因此确保加热炉持续高效的运行尤为重要。利用反平衡法分析影响炉效的主要因素,使用便携式炉效测试仪对加热炉进行炉效监测,通过分析炉效测试数据做出初步判断,结合现场加热炉设备运转情况与实际生产运行状况,找出影响炉效的根源,针对不同的影响因素及加热炉类型,选择合适的方法提高炉效,实现节能降耗。     

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.     

计量间新型采暖技术试验及效果

随着油田含水上升,原有集油参数已不适应目前节能减排的要求,单井回油温度、中转站掺水温度的降低,导致了计量间温度达不到设计初值。研究并试验应用了计量间小户型水源热泵、小型电热锅炉、液流热能发生器3种新型采暖技术,通过现场应用及完善后,均能满足生产实际的需要,若按厂单管不加热集油模式计算(站辖油井50口,计量间5座,单井掺水量0.5 m3/h),年可节省天然气费用25.875万元,电费4.15万元。     

集油管道中原油乳化降粘剂有效浓度的计算

为降低集油过程能耗 ,大庆油田近年来在双管掺水和单管不掺水集油流程上 ,开展了大规模工业性加原油乳化降粘剂降低集油温度的试验 ,取得了显著的节气和节能效果。针对原油乳化降粘剂在推广试验中暴露出的单管不掺水集油流程比双管掺水集油流程所需加药量高的问题 ,本文建立了计算集油管道中原油乳化降粘剂有效浓度的数学模型。1 数学模型的建立图 1为转油站集油系统的简化模型。图 1　转油站集油系统简化模型图中Ｏ为油相流量 ,Ｗ为水相流量 ,Ｄｉ 为原油乳化降粘剂中活性组分ｉ的流量 ,数值下标代表集油流程中的不同管段。由集油系统的物…     

常温集输条件下的低温絮凝剂现场试验

喇嘛甸油田自2004年开始大面积推广冬季常温集输,有效地降低了生产运行成本。但由于转油站停炉、停泵,污水站来水温度最低降至42℃,造成污水处理难度加大,出现滤后水质不达标的问题。在低温絮凝剂药剂优选、室内评价试验基础上,2007年,借鉴喇I-2联合站小规模现场试验经验,在喇二联合站开展了大规模现场试验。通过试验,确定了适合喇嘛甸油田常温集输条件下低温絮凝剂最低加药量、最低加药温度等技术参数。     

三管集油工艺流程

2009年聚中609转油站系统工程中,以丛式井场为单元,采用单干管掺水热洗、单干管集油、单干管计量三管集油工艺流程,不仅节省初期投资,而且后期运行管理也方便.该流程是为加大地上地下一体化优化力度而探索出的一条新途径,在中区西部二次开发区地面工程中应用还是首次,随着油田新区块的开发,该流程会有更广泛的应用前景.     

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     

过滤式掺水总成的研究与应用

目前油田采油井井口的伴热掺水是通过管道输送至各单井现场。在单井现场采用掺水总成控制掺水量。掺水总成内没有过滤装置,在掺水输送过程中由于管道内脱落的垢片、内防腐层等杂质颗粒会造成掺水总成内水嘴堵塞,水嘴堵塞会造成油井不能正常生产,为确保油井正常生产对掺水总成装置进行改造使其自身具备过滤功能。