沙埝油田集输系统改造项目后评价

沙埝油田集输系统实施了优化改造,管线保温采用中频电加热技术,用井口电加热单管集输流程替代传统三管伴热流程,一级布站替代原有二级布站,井口自动测控系统(功图计量法)计量代替传统的计量罐计量.优化改造后,提高了边远井井口集输油温,降低了干线和井口回压,减轻了沙埝联合站的供热负荷,满足了区块液量生产需要;在实现油井生产的自动化、数字化管理的同时,提高了生产水平和管理效率.2010年集输系统优化改造后取得的直接经济效益为110万元.     

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.     

降低“港西”模式油井回压的有效措施研究

回压高严重影响油井的正常生产河南油田某油区有10口油井．采用“港西”模式单井直接进系统集输生产2009年7月系统投运．井口采用掺热水降粘,日产液量135方,日掺水量205方．E9输送液量340方。单井距离联合站最远6km,最近45km,进联合站温度45℃。目前该油区现状与存在的问题是,由于这些稠油含蜡量较高（14．78-33．11％）、凝固点较高（29～47℃）、井口出油温度较低（12～36℃）．     

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。     

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。     

古城油田BQ10区块超稠油降粘集输工艺

通过对古城ＢＱ１０区块超稠油掺稀油降粘集输、掺热水降粘集输现场试验分析，提出并实施了污水回掺降粘集输工艺。由区块单元进行污水回掺，联合站进行集中处理说明，污水回参工艺优于掺稀油，更优于单纯掺热水降粘集输工艺；污回掺可有效利用热能进行二次做功，降低井口或干线回压，改善油井的出油状况，提高油井泵效，增加单井产油量；掺污管线并不会生堵管事故，使于生产管理。     

延长气田延气2-延128井区地面集输工艺的优化创新

延长气田延气2-延128井区先导试验区建成投产后存在井口设备和地面集输管线承压高、安全风险大;容易生成水合物、注醇量大;集气半径小、单个集气站纳入井数少、站点多和永久占地多等问题。针对存在问题,对续建的一期地面集输工艺进行了优化和创新,提高了集输工艺技术的适用性。优化后,集输站集气半径增加1.4倍,单个集气站纳入井数增加2.3倍,集气站数量减少8座,集气站减少用地面积约15%,运行费用降低20%以上;平均单井采气管线长度减少50%以上,管线工程量减少54.6%;单井注醇量减少50%,单台注醇泵注醇效率提高约150%。地面集输工程投资降低了2.8亿元,单口气井地面工程投资降低42.3%。2014年工程项目顺利投产,目前系统安全平稳运行。     

中原油田濮城沙一油藏油气集输工艺优化

中原油田东濮老区濮城沙一油藏已开采约30年,目前已进入高含水开采后期,地面油气集输系统适应性面临着严峻的挑战和考验。在深入分析"港西模式"适用条件的基础上,结合中原油田地面集输工程现状和油气生产情况,针对沙一油藏的井位部署和调整,对濮城沙一油藏集输系统进行了优化改造。对系统完善的老区块,油井加密或较少油井需要改造时,直接进入附近的计量站或串接到附近管线;对于单井管线、集油管线或计量站腐蚀或占压都比较严重的老区块,需要更换大部分管线,或在计量站改造的情况下,采用阀组取代计量站集输模式。     

双管掺热水集输管网优化运行参数的选择

本文将三级布站双管掺热水流程的集输管网作为一个整体系统,通过系统分析,建立以采油和集输总能耗费为目标函数的有约束非线性数学模型,决策变量为各油井的单井掺热水量、中转站回掺水出站温度及外输液的加热温升。通过内部惩罚函数法和方向加速法结合对模型求解,获得集输管网的优化运行参数。     

集输管网设计中增压点的处理方法

为减少建站费用和便于建成后的维护与看守,扩大了转油站的建站规模,使转油站管辖井数增多,集输半径增大,但导致一些油井单靠井口自身回压不足以把油井产出物送至计量站的问题.为解决该问题,在这些管道上建立混输增压泵站,建立增压点的判断模型,并求解这个模型.增压点判断以后,需对增设增压点的井组进行二次划分.编程得到了不同集输半径下的设计期末总费用,以及两类站的建站信息.示例油区在2 km的集输半径下节省投资约10.7%.     

改变单井掺水控制节点实现提效降耗

近几年大庆油田推广实施常温集输和降温集输后,为了保证油井正常生产,需要根据单井回压变化情况制定冲洗管线周期。2009年2月9日,在聚杏北五队5#6计量间,安装6套计量间可热洗单井调掺装置,并在该装置下游安装取压表;同时将井口掺水阀开到最大,用计量间的掺水调节阀调节掺水量,控制单井回油温度。井口掺水阀转移到计量间,不仅没有影响原设计掺水、热洗等功能,而且实现了在计量间内调节掺水量和录取单井回压;可方便生产管理,降低劳动强度,提高工作效率;能降低掺水管线的压力,减少掺水管线穿孔次数。     

长庆油田集输站建设标准化造价的控制

长庆油田集输站建设标准化造价指标体系分为投资估算指标和施工图预算指标2类。将油田工程建设标准化造价应用到长庆油田,对其集输站包含的所有项目、设备、场站、井场、管线敷设等工程进行造价应用,覆盖到该油田地面建设工程的各个阶段。据统计,仅2012~2014年,标准化造价在油田集输系统建设的应用站场达400余座,井场5 000余座,各类管线总长约10 000 km,累计在近万吨油田产能集输站建设、超过500亿立方米气田产能集输站建设中得到应用。应用油田标准化造价后,集输站建设造价成本降低了约10%,建设周期缩短了近15%,预算和建成后花费差异缩小了40%,这说明应用标准化造价可以对油田工程建设预算进行更加准确的控制。     

华庆油田元284井区水平井高回压分析与治理

近年来,长庆油田的华庆油田实施水平井规模开发,部分井组出现高回压现象,使地面集输系统面临严峻问题。水平井油井回压升高,严重影响油井的产量和现场的安全生产和运行管理。本文以元284井区为例,通过分析高回压水平井的布井和生产方式,指出在单管不加热的集输工艺模式下,井组出油管线距离长、油井间歇出油和井站高差大是形成高回压的三个主要因素。提出了采用改变原油流向、井场设同步回转增压输送、投球清管等降回压措施,有效解决了华庆油田水平井高回压问题。     

“一站两制”集输方式在转油站节能降耗中的应用

随着水驱开发挖掘潜力扩大,产能中多以扩边井为主.该部分油井产液量低、集输半径长,采用环状流程搭接在已建计量间.转油站由于新增井、间,无法实施常温或低温集输,给生产运行带来较大难度.通过对转油站站内掺水、热洗系统的优化,在集输方式上实行“一站两制”管理模式,将实施低温集输和无法低温集输的油井分开运行,降低整个站内耗气,实现节能降耗的目的.     

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。     

用混输泵降集输回压

油田开发后期,油井普遍存在着低产低能情况.一般油井距计量站较远,生产回压较高,致使油井输送管网结蜡、结垢严重,增加了扫线工作量,生产管理难度大.生产回压高,严重影响抽油井管杆泵使用寿命,造成躺井事故发生.大部分计量站距联合站较远,输油管线回压较高,增加了生产成本投入.为了提高集输管网输油效率,降低集输回压,在现场应用了混输泵.     

玉门油田集输管线、容器的腐蚀状况及治理方法

玉门油田是个老油田,迄今有油、气、水管线1397.4km。腐蚀状况调查表明,1989年前因腐蚀报废的管线达322.23km,1989年因腐蚀穿孔的次数达3631次,因腐蚀而需更新改造的地面集输管线97.33km,用于管线更新和改造的费用为180.99万元;1989年前因腐蚀报废的油水罐130座。从这些数字可以看出,腐蚀给玉门油田地面集输系统所造成的损失是巨大的。通过调查还可发现,腐蚀点主要发生在:①污水回注系统中的容器和管线;②金属容器底部、顶部及罐壁的焊接部位;③埋在低凹及潮湿土壤层中的各种管线。     

集输系统添加防垢剂工艺改造方案

要确保防垢剂能达到较好的阻垢效果,必须在发生结垢现象之前将防垢剂加入结垢体系.因此,必须对原油集输系统防垢剂投加工艺做出以下改进:对集输系统所输送的每口油井产出水的组分进行分析,找出可能造成较大程度结垢的单井井口作为加药点,选择产水量较大的中转站或者集输站总机关系统的单井管线作为加药点.为了验证防垢剂在防垢体系中的作用特征,按不同的加药顺序向同一平行样品体系中分别投加TS—610和ZG—108防垢剂,对其防垢效率进行评价.将防垢剂投加点改到有可能造成较大程度结垢的单井井口以及中转站或者集输站总机关的某一产水量大的单井管线上,会大幅度减少结垢量,提高防垢剂的防垢效率.     

梁家楼油田硫酸钡锶垢成因分析

梁家楼油田集输站及其外输管线结垢严重。垢样含无机物约95％，用X射线衍射法测定，该垢成分为硫酸钡锶Ba0.75Sr0.25SO4。根据4个集输站21口油井产出水水质分析数据，产出水富含Ba^2＋＋Sr^2＋和（或）SO4^2-，一般而言，生产层为S层的油井产出水富含Ba^2＋＋Sr^2＋，生产层为H层的油井产出水富含SO4^2-，两种水混合引起集输站及外输管线结垢。在4个注水站的回注污水中，Ba^2＋＋Sr^2＋和SO4^2-浓度很低或较低，远低于产出水中的相应浓度。2口井S层岩心薄片分析鉴定结果表明地层胶结物中含重晶石（BaSO4），且推论含天青石（SrSO4），这是S层地层水中成垢离子的来源，使一部分油井井筒或井口至集输站管线结垢，并造成该生产层不同油井产出水中成垢离子浓度的巨大差异。讨论了硫酸钡、硫酸锶的溶解度及温度、压力、含盐量的影响。将分别含4mmol／L Ba^2＋、4mmol／LSr^2＋、8mmol／L SO4^2-的3种溶液混合，生成的沉淀物经X射线衍射法检测，为Ba0.75Sr0.25SO4结晶，利用溶度积数据对该垢的生成作了初步讨论。表4参1。     

高回压井组的综合治理

1．1前言 井组产生高回压与原油自身的性质及集输工艺、集输条件有关。原油的粘度大，在常温下流动性就差；由于采取冷输流程，环境温度降低，集油管线结蜡，造成过流断面减小，流动阻力增加；由于地形复杂，管线长，井站间起伏大，部分管线埋地深度不够等各类因素的共同影响，造成油井井口回压增大。2005年冬季，长庆油田采油四厂回压较高的井组有67个，占当时流程井组的25．5%；共计有油井297口，占油井开井数的24．1％。