降温集输的技术界限探索

在低温集输过程中,高含水井上集油温度界限可低于原油凝固点。另外,降温集输参数界限不仅受到管材型号、季节温度变化、输送长度、油品性质及含水比重等因素影响,而且还受地形、气温、环的布局走向、环内的结蜡情况、流体的流动状态以及管理等多种因素的制约。通过对试验数据的分析与总结,探索出了降温集输技术在大庆油田采油七厂的运行规律及降温集输的温度、压力界限。     

降温集油技术应用于朝阳沟油田

针对朝阳沟油田集油系统回油温度高、吨油耗气高的现状,在降温集输基本理论的指导下,结合温度界限分析仪和流量自动控制装置,应用降温集输温度界限分析技术,建立数学模型,摸索油井的温度界限值,并对温度界限模型进行现场拟合,使单井(单环)回油温度有所降低,也降低了吨油耗气。     

浅析降温集输措施的应用

随着油田地面系统节能控潜的不断深入,常温集输作为技术系统中的一项非常重要的节能措施已经在整个石油行业开展了推广和使用,而在油田开采的过程中如何使用集输集输来降低成本以及降低能源消耗成为目前石油行业发展过程中的关键所在。而若想实现能源消耗的降低,必然缺不了降温集输技术。结合降温集输技术应用的意义,探讨降温集输集输应用的方法和措施。     

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…     

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。     

井筒降温技术研究综述

目前井筒降温技术研究不多,而针对油气井的降温措施就更少。井筒降温措施有井下降温和地面降温。井下降温有循环降温技术、井下节流降温技术、绝缘降温技术等。循环降温法简单实用,不需要特殊设备,现场实施方便;井下节流方法主要为了防止水合物生成,降温的效果需要建立模型求解;绝缘降温方法是要使用隔热措施,使井筒温度低于环境温度,同时也避免了水合物生成;矿井降温措施研究比较系统,现场应用多,几乎完全是机械制冷降温,也可以借鉴在油气井井下降温中。地面降温措施需要建立数学模型确定井筒温度界限,渗水降温来集输原油。     

掺流动改进剂降温集输试验

为探索中高含水开发期低产、低效、低渗透油田降温集输节能降耗的经济有效途径 ,开展了掺流动改进剂降温集输试验。通过试验及经济效益分析得出 :加流动改进剂可以降低集输温度 5～1 0℃ ,减少天然气消耗、节约能源。国产流动改进剂可以替代进口流动改进剂 ,且具有较好的经济效益     

个性化低温集输

个性化低温集输是在确保生产平稳运行的前提下,为了达到节能降耗的目的,在不同季节针对不同的集输环采取不同回油温度的集输方法。在同一油田内,针对不同区块的特点,可采取降温集输、不加热集输以及掺常温水集输等多种措施;在同一阀组间内,针对不同集输环的特点,可采取降温集输、不加热集输以及周期掺水集输等多种措施。     

喇南中块地面系统精细优化简化

针对喇南中块区域目前存在站库布局不合理、负荷不均衡、工艺不完善等问题,开展喇南中块地面系统精细优化调整。通过研究集输界限的计算方法,建立水力及热力计算模块,确定集输系统的集输半径;研究建立集输站库的评价指标及评价模型,对系统进行多层次评价,确定站库的初步优化方向。综合考虑技术及经济界限等约束,建立集输系统简化优化模型,求解计算确定集输系统初步优化措施,并以改造投资及运行成本最小为目标,结合开发规划及预测,优化地面各系统布局及工艺,确定喇南中块区域综合优化调整措施,实现该区域地面系统的精细优化,为"十三五"及后期站库改造奠定了基础,具有巨大的社会效益和经济效益。     

高含水期含汽油井低温集输试验研究

试验分析了不同含气量油井的流动介质在低温状态下的管输流型变化,得到了降温过程中试验油井管道压差随着时间、温度的变化情况。试验结果表明:降温过程中,管道压差均随时间的推移和温度的降低出现波动,而不同含气油井压差变化过程中出现的压差峰值的数量、大小不尽相同。结合流型变化可知,压差峰值的出现总是伴随着管道内凝油拥堵现象的发生,且凝油拥堵越严重,对应的压差峰值越大。结合含气油井的管输流动情况和压差变化规律,将降温过程中第一次出现的管道压差峰值所对应的温度作为低温集输的温度界限,可以保证低温集输的安全进行。     

原油流动改性剂降温集油技术在太4#站地区的应用

文中介绍了原油流动改性剂降温集油技术及作用机理，对集输过程中应用效果做了分析，通过现场应用实验证明此技术对于原油集输过程中节能降耗，提高经济效益具有广泛的应用前景。     

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。     

联合站油气集输方式的改进

大庆油田“常温集输”技术主要有3种：（1）高产液油井常温集输，即个别高产液井在不掺水的情况下，实施双管常温集输；（2）常温集输与降温掺水相结合，即个别高产液井在不掺水情况下，实施双管常温集输，其它油井低温掺水；（3）添加流动改进剂的“常温集输”。     

联合站油气集输方式的改进

大庆油田“常温集输”技术主要有3种：(1)高产液油井常温集输，即个别高产液井在不掺水的情况下，实施双管常温集输；(2)常温集输与降温掺水相结合，即个别高产液井在不掺水情况下，实施双管常温集输，其它油井低温掺水；(3)添加流动改进剂的“常温集输”。     

环状掺水集输工艺模拟试验装置研制与应用

原油集输工艺运行参数是以回油温度值在原油凝固点附近为参照进行优化确定，制约了对降温集输潜力的进一步探索与挖潜。以该领域常用研究方法存在的相关局限性为着眼点，综合考虑工质、土壤环境温度、集油管规格及介质流速等工况因素，研制了一套具有较强适用性和可操作性的环状掺水集输工艺模拟试验装置，对于完善油田地面工程试验装备与手段，落实油田节能降耗指标具有重要意义。     

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。     

稠油高温集输技术初探

辽河油田目前最典型的高温原油放喷降温、低温原油掺稀油降粘的稠油集输流程，热能利用率低，动能消耗大，工艺流程复杂，因而提出了稠油高温集输流程。由井口出来的高温稠油可利用自身的压力和温度通过井站集输管线直接输至计量接转站，进行分离和计量。该流程克服了前述流程的缺点，但要实现该流程急需解决原油计量仪表存在的砂卡、当油温超过100℃时输油泵泄漏严重、三相分离器还不适合处理高温原油以及破乳剂的适用范围窄、复配能力低等问题。     

特高含水不加热集油运行管理的关键技术

在集输流程能耗中，主要是热能消耗。约占总能耗的90％-97％。对油井实施不加热集油是国内外矿场油气集输系统节能降耗的主要措施之一。文中从不加热集输的技术界限、水力热力计算方法、运行管理方法等三个方面论述了特高含水不加热集输的关键技术。     

大庆采油七厂降温集输试验获成功

大庆采油七厂以创新地面工程工作为目标,大力开展降温集输试验,历经一年时间喜获成功。目前,这个厂已陆续在全厂22个采油队的1521口油井进行降温集输推广应用,预计可实现年节气360万立方米。随着开采成本的剧增,开采难度的加大,挖潜增效成为油田的可持续发展与当前油田生产经营中的重要课题。针对大庆油田进入二次开发末期,采出液含水增加,集输系统流动液体的流变特性发生变化,第七采油厂为进一步降低能耗,进行了改变原有集输方式的尝试,于去年3月     

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.