油田集油工艺的适应性分析

为了节约工程投资,油田在产能建设中优化、简化集油工艺,逐步采用了单管集油流程、树状、环状集油流程,并逐年扩大应用规模。为了保证油田生产的稳定及效益,采取科学有效的集油流程显得尤为重要,油田在产能建设和老区改造中多采用"两就近"、单管环状流程等简化集油工艺,降低投资及建设规模。随着环状、树状、单管等集油流程的推广,生产运行出现了一些问题。主要是集输工艺参数的变化使设计管径、掺水量、掺水温度等都有所下降,从而使集油管网摩阻比常规的双管集油流程要大,导致井口回压较原双管集油流程略高。     

萨中油田集油工艺在油田应用的适应性分析

为了节约工程投资,我厂在产能建设中优化、简化集油工艺,逐步采用了单管集油流程、树状、环状集油流程,并逐年扩大应用规模。为了保证油田生产的稳定及效益,采取科学有效的集油流程显得尤为重要,油田在产能建设和老区改造中多采用两就近、单管环状流程等简化集油工艺,降低投资及建设规模。随着环状、树状、单管等集油流程的推广,生产运行出现了一些问题。主要是集输工艺参数的变化使设计管径、掺水量、掺水温度等都有所下降,从而使集油管网摩阻比常规的双管集油流程要大,导致井口回压较原双管集油流程略高。     

辽河油田高含水稠油不加热集输技术研究及应用

本课题研究以辽河油田新井产能建设与老区改造项目为依托,在研究高含水稠油流变性机理等理论研究基础上,界定了高含水期稠油的集输技术模型,开展以降低集输温度、减少掺液量、扩大冷输范围为目标的新集输模式研究与现场应用,逐步形成了高含水期稠油集输的串接集油技术,替代了放射状双管、三管伴热的传统集油模式,大幅度降低了集输系统能耗,进一步助推高含水期稠油油田提质增效。     

电伴热集油流程应用评价及节电规律探讨

本文介绍了电伴热集油流程在兴茂公司的应用情况,并针对兴茂油田的实际情况,对新建电伴热集油流程与原集油方式和老区掺水集油流程的投资与运行成本进行对比分析,总结了电伴热集油流程这种集输模式的特点。针对电伴热集油流程积极开展节能措施达到节能降耗的目的。     

沈家铺油田集输系统优化研究

地面工艺系统经过优化、简化后,可以取消计量站、掺水系统(部分取消)以减少生产的中间环节,将油田能耗降低到最低,最大限度的节约能源,提高企业的经济效益。     

利用含水油成垢机理解决增压站集油系统结垢问题

油田生产过程中,含水油的结垢不但造成管线堵塞,而且造成集输井口回压过高,影响正常的原油生产运行。含水油中Ca2+,Mg2+含量高以及外界条件变化(温度、压力、流速、pH值等)是引起结垢的主要因素,靖边采油厂技术人员利用成垢的机理、环境、条件,制作便于清垢的专用加热容器,采取加温、降低流速、储存沉淀措施,促使含水油中的大部分易结垢成分,在指定的专用容器内快速结垢消耗,解决了增压站集输系统结垢问题。     

某油田集油掺水系统优化效果分析

针对某油田产量递减快,捞油井、高含水关井数量增多,热水站加热炉运行年限长,热效率低、维修费用高导致集油系统的运行费用逐年升高的问题。通过对热水站、掺水系统进行改造,提高余热回收利用率,对集油系统进行优化,取得了较好节能降耗效果。     

高含水期二氧化碳驱油室内探索

对低渗油田高含水地层条件下二氧化碳驱油进行了室内模拟实验,实验发现,当水驱到未完全水淹时,转注气驱提高采收率是可行的。注气方式以分段多次注入效果较好。当水驱至含水率为90%转气驱,驱替压力为25 MPa时,平均采收率比持续水驱可再提高29.32%。若水驱至含水率为90%转为水气交替驱,最终采收率比持续水驱高出33.72%。     

高凝原油单井集油及计量工艺研究

在油气集输设计过程中,确定合适的单井集油工艺尤为重要。以某油田A区块为例,利用PIPEPHASE模拟软件模拟了所有井口分别在其最大产液量和最小产液量两种情况下,管线进站温度及压降随集输半径的变化关系,并通过对目前常用单井集油工艺的对比分析,确定了该区块单井集油为保温不加热工艺,并对该区块计量方式进行对比分析,最终选取了两相计量方案。     

低温集油环治理技术研究

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3⁷口油井,掺水压力不易控制,回油温度不好调整,且由于区块产量递减,集油环管辖的部分油井逐步报废、转注、转提捞,致使环回油压力下降,温度波动,经常造成堵环事故的发生,针对以上问题,分析导致低温环的原因,并对集油掺水系统进行改进设计。     

高含水期,稳油控水的做法

北一区断西东二类上返区块,目前处于后续水驱阶段,面临高含水井-含水大于98%的井日渐增多。由于井距近(125m),低效无效水循环严重,因此控制含水上升速度,减缓产量递减是当务之急。本文通过对高含水井实施控含水的几种做法,达到稳油控水的效果。     

单管不加热集油工艺适用性浅析

目前为保证生产的安全平稳运行,集油工艺普遍采用双管掺水集油工艺,但其耗气耗水耗电,因此节能降耗成为当前的重大研究课题。为了进一步优化集输工艺,降低能耗,结合油田的自然环境和油品物性,通过对单管集油工艺的不断探索,以及现场试验和理论计算,分析了单管不加热集油工艺的适用性和节约性。经某油田试验井分析表明,含水率高的采油井应用单管不加热集油工艺的效果远好于含水率低的井,虽然采用单管不加热集油工艺会存在一定的问题,但是在加强管理的前提下,这种工艺也具有其可行性并且能创造一定的经济效益。     

油田高含水期剩余油挖潜研究

本文是在大量研究有关老油田高含水期剩余油挖潜研究技术文献的基础上,通过对濮城油田这一类高含水期剩余油挖潜研究技术的系统总结,针对高含水期多油层断块油藏的特点,在细分流动单元的基础上,进行微构造研究、储层沉积微相研究、储层物性和非均质性研究,并建立油藏三维可视化地质模型;对剩余油分布进行定性分析和定量研究,然后根据剩余油分布特点采取不同的挖潜措施并取得了良好的效果。     

高含水期油气田地面建设工程新工艺

油气田地面工程是多专业配合形成的庞大的系统工程,主要包括油气集输、油气储运、油田注水和水处理等主体工程,以及供水、供电、供热、道路、通讯、自控等辅助工程。油气田地面工程与油气藏工程、采油工程一样,是油气田开发不可缺少的重要组成部分,它直接影响到油气生产的总体效益。本文主要探讨高含水期油气田地面建设工程新工艺。     

集油系统二级布站技术实践与认识

葡萄花油田北部老区综合含水已达到91.13%。随着油田含水的上升和产油量的递减,原油伴生气产量逐年减少,如果仍采用传统掺水集油工艺,油田能耗指标将呈上升的趋势。传统集油工艺已不合时宜,突破固有的工艺流程、技术参数及管理界限,开展优化简化技术实践,界定新形势下的生产管理指标和探索新的集油工艺成为地面可持续发展的必然。     

中渗砂岩高凝油油藏高含水期蒸汽吞吐矿场试验研究

针对高凝油特性以及井筒散热损失,应用CMG数值模拟软件的单井模型与现场实际相结合,研究了适合高凝油蒸汽吞吐的注入参数及注采管柱设计。     

滴西14井区高含水气井地面集输工艺优化研究

克拉美丽气田滴西14井区采用单井注乙二醇、初级节流、气液混输至集气站的集气工艺。由于试采气井的出水量超出了地质预测值,造成单井管道冻堵、后续的集输及处理装置运行不正常,使得系统能耗急剧上升。本文针对出现的问题,提出了高含水气井的地面集输工艺进行了优化调整措施,以期达到节能环保的目的,为气田的后续开发奠定良好的基础。     

页岩区块高含水油基钻井液体系研究

为了满足页岩区块钻井降成本的需要,开发了一套高含水油基钻井液体系,并优化了配方。室内筛选了高含水油基钻井液的处理剂、乳化剂与有机土,并对其高含水乳状液进行性能评价。结果表明,5%的ONEMUL乳化剂使乳状液的zeta电位与接触角保持在533m V和11.2°。1%MOGEL有机土能够使得乳状液保持一个较好的流变性。所形成的高含水油基钻井液体系在140℃的情况下,能够保持破乳电位在800V以上,高温高压滤失量控制在5m L以下,沉降因子为0.514,在7d内能保持较好的沉降稳定性。该高含水油基钻井液体系在焦页5-XHF井取得较好的施工效果,为现场应用提供良好的保障。     

乌尔逊油田电加热集油节能运行规律分析

单管电加热集油工艺是继双管掺水集油工艺之后,参照国内各油田单管低温集油和环状集油现状而研究出的新式集油流程。其特点是不掺水直接加热,是开发高寒、高粘、低产液、低油气比油田的一种经济有效的集油流程。通过对电加热集油工艺在乌尔逊油田应用情况调查,根据海拉尔地温梯度变化规律,开展电加热设备节能运行规律摸索实验,合理调节乌尔逊油田井口电加热器和电热保温管设定温度,摸索乌尔逊油田电加热集油节能运行规律,降低电加热集油能耗。     

国内外注CO2驱油地面注入工艺研究现状

外注CO_2驱油地面注入工艺在石油开发与环境保护中具有重要作用。目前,外注CO_2驱油地面注入工艺在石油开发中得到广泛应用。本文旨在通过对外注CO_2驱油地面注入工艺在国内外的研究现状进行分析,为对该工艺的深入了解提供参考支持。