CO_2驱油集油工艺试验冻堵原因及解堵措施

大庆油田采油八厂试验区块采出物气油比较大,集油工艺采用单管环状掺水集油流程,集油管网经常发生冻堵,系统无法正常运行,CO2驱油见效不明显。分析认为,水合物的分解吸热是导致管线发生冻堵的主要原因,为此采取如下解堵措施:加大掺水量,以抵消水合物分解吸热导致的温降;解堵结束再次开井生产前,需掺水预热管道,使埋地集油管道周围尽快建立温度场;开井前,先进行套压放气,确保井口CO2为气态,以减少掺水热负荷;需保证在掺水设计压力条件下,热水能够掺进集油系统;减少集油环所辖油井的井数,减短集油环的长度。     

二氧化碳驱油井单管环状掺水集油试验

大庆油田于2008年在宋芳屯油田建立了芳48二氧化碳驱试验区,地面集油系统采用单管环状掺水集油工艺。由于目前该试验区油井采出流体中二氧化碳含量远远超出最初的开发预测数据,导致部分油井见气后井口产液温度过低,甚至造成集油环冻堵,致使生产、试验受到影响。因此,针对大庆外围低产、低渗透油田二氧化碳驱油井采出流体温度低和气油比高等特点,开展了单管掺水集油工艺参数摸索试验。试验结果表明,1#集油环在环境温度18℃、井口温度14℃、掺水温度70℃左右、产液量2.3 t/d条件下,单井掺水量为2.0、1.5、1.0和0.8 m3/h时,回油温度分别为46、44、43和43℃,均高于设计要求的40℃,说明上述条件下单井掺水量定为0.8 m3/h以上时能满足该集油环的集输热量要求。     

高压高气油比自喷井水合物冻堵解除及防治

高压高气油比自喷井生产过程中可能生成水合物,水合物能堵塞井筒、阀门、管线和设备,降低油井产能。从水合物的生成条件及影响因素入手,对水合物冻堵解除及防治技术进行了探讨,以陆梁油田SN6320井水合物解除为例,采取油套环空流体加热法,可安全有效地解决水合物冻堵问题;通过对井口工艺流程进行临时改造(外移水合物生成位置)并控制井口压力,该井顺利生产,并可预防水合物的生成。     

大庆油田CO_2驱集油工艺技术研究

大庆油田自2003年开展CO_2驱先导性试验以来,相继在多个油田区块进行了CO_2驱工业性矿场试验,均取得了较好的效果。为了进一步探索适合大庆外围油田扶杨油层、海拉尔低渗透及特低渗透复杂断块油田有效开发的新技术,2014年,大庆油田进一步扩大试验规模,有针对性地在一些特殊难采油田实行CO_2驱工业化应用试验。由于CO_2驱采出流体井口出油温度较低,并且含有大量高含CO_2伴生气,导致已有常规掺水集油工艺集油管道经常发生冻堵,严重影响了正常生产。分析了CO_2驱集输系统的冻堵原因,通过对几种CO_2驱集油工艺比较,在常规环状掺水集油工艺基础上优化改进,大庆油田创新应用了"羊角环"CO_2驱油集输工艺技术,从根本上解决了集油环联锁冻堵问题,保证了严寒地区CO_2驱集油环的正常生产。     

苏里格东区上古输气管线防冻堵对策研究

苏里格气田冬季生产时最低地温可达到0.5℃左右,管线内的产出水在低温和高压的相互作用下,易形成水合物,加之其他原因的异物堵塞等,造成集气管线冻堵、超压运行,影响天然气安全生产,因此分析管线冻堵形成原因,亟需制定一套针对性办法来预防管线冻堵。     

高回压对油井的影响及治理措施

单井回压低于单井井口掺水压力,判断掺水可以进入回油管线,该井可以正常生产.当单井回压高于单井井口掺水压力,超过计量间回压时,判断掺水不能进入回油管线.此时该井回油管线堵,采取热洗泵冲洗管线,严重时用水泥车处理.确定水、聚驱油井回压的界限及治理措施,聚驱单管集油的油井加密录取油、套压及电流资料,回压超过正常压力0.5 MPa的机采井,及时进行冲洗地面管线,保证回压控制在0.8 MPa以下.水驱油井回压的确定要根据单井的实际生产情况,结合单井的各项生产参数制定合理的热洗周期和清蜡周期.     

高压注入天然气防冻堵技术

喇嘛甸油田泡沫复合试验驱天然气注入系统采用单台压缩机对应单井的连续注入工艺。压缩机冷凝器、注入管线及井口冻堵是由于注气温度低和注气压力高形成水合物造成的。室内研究确定了注气温度与注气压力关系曲线,并通过现场试验得到了验证。通过应用电热保温技术,控制天然气在注入管线及井口温度达到形成水合物结晶以上的温度以防水合物的生成,有效地避免了冻堵。     

应用集肤效应电伴热技术防治采输气管线冰堵的可行性

重庆气矿的部分采输气管线在冬季不同程度地受到水合物冰堵的影响。采取的管线保温,加防冰剂等措施受到一定限制。为此,提出应用集肤效应电伴热技术防治采输气管线水合物冰堵。分析和计算证明:集肤效应电伴热技术是防治采输气管线水合物冰堵的一种安全、高效、施工程序简便的电加热技术。     

VLEFlash相态模型在昌德气田CO_2气藏的应用

二氧化碳气藏在开采过程中随着压力、温度的变化流体会发生一系列的相态变化,用VLEFlash软件构建了二氧化碳相态模型,可用于指导二氧化碳集输、液化生产。当天然气中的二氧化碳摩尔分数低于70%时,开发过程中基本不发生相态变化,为气相;而当天然气中的二氧化碳摩尔分数大于70%时,会随着压力、温度的变化发生相态变化。建立了二氧化碳水合物形成曲线和二氧化碳含水率随压力温度变化曲线图版用于指导二氧化碳生产,二氧化碳气井在井深600 m以上的井段相态为液相,而井深600 m以下的井段相态为超临界相;600m以上的井段扰动激烈,容易形成二氧化碳水合物,造成井筒冻堵,采用甲醇解堵时,加入的甲醇会浮于液态二氧化碳之上,不能快速到达冻堵位置,需数天的时间才能解堵。对集气站、液化站内各生产参数点进行最优设计,取得良好的脱水效果,还能防止冻堵情况发生。     

油井自动压力报警器的应用

目前大港油田南部公司油井管线每天漏失约10次,由于不能及时发现,影响了油井的正常生产,还经常造成大面积的环境污染.因原油物性差,原油凝固点高,冬季生产时,因管线漏失等因素的影响,易造成油井回油管线回温低,回压上升,发生管线冻堵事故.同时,掺水从计量间到井口,再与油混合回到计量间,这一生产过程中,只有计量间掺压、井口油压、计量间回温三个参数可进行监测.且回温反应滞后,井口油压测量不连续,不能及时反应生产的变化,所以需要加强掺水压力的监测.为此,研制开发了油井自动压力报警系统.     

炼油厂轻烃管道水合物生成模拟与预防

冬季气温较低时,C_1～C_4等轻烃类输送管道由于含有水分易发生冻堵,镇海炼化Ⅱ焦化富气线、脱后焦化液化石油气、焦气回收富乙烷气及低压燃料气等在冬季均因水合物(可燃冰)的生成发生过冻堵,严重威胁装置生产。借助于RSIM流程模拟软件,对冻堵原因即水合物生成条件进行模拟。模拟结果表明,水合物生成由易到难顺序为硫化氢乙烷乙烯丙烷异丁烷二氧化碳甲烷,炼油厂常见的焦化和常减压饱和液化烃水合物生成温度约2.2℃。从工艺和工程方面给出预防措施。     

用空穴射流技术对三元管线除垢

空穴射流除垢技术是物理清洗除垢技术,无需消耗化学原料,无害、无污染,不会发生化学腐蚀现象,单次清洗时间短,影响产量小,施工灵活方便。2011年5月17日,选择对某口井到1#计量间的单井掺水(热洗)和集油管线进行除垢试验,管线规格均为60 mm×4mm,集油管线平均垢厚2 cm,掺水管线平均垢厚1 cm。经空穴射流除垢后,集油、掺水、热洗干线管道畅通,用肉眼观察可见管道内壁光滑,除垢效果较好。     

气田单井生产回压高的原因分析

通过HYSYS软件模拟研究单井生产回压高的原因是因为管线中井流物形成了水合物引起冻堵,而水合物的形成是由于管线经过一片沼泽地导致温度损失较大而形成的。根据某气田单井案例,研究了管线末端温度与产量、土壤环境的关系。在实际生产中,可以通过提高单井产量、加注乙二醇或管线保温来解决水合物冻堵塞的问题,以及时恢复生产。     

大牛地气田低压串联集输适应性分析

大牛地气田属典型的低孔、低渗、致密的天然气藏,开发建产难度大.针对生产中出现的问题,华北分公司于2007年底开展了低压串联集输试验,并建成了33号低压集输试验站.试验结果表明,井下节流在气田应用虽有效果,但对于地处温寒带的大牛地气田,越冬生产依然存在较多问题,增加了管理工作量,已进行压力范围的试验尚未达到取消注醇的目的,含甲醇污水依然需要进行处理.要达到低压集输不加热、不保温、不注醇工艺目标,仍需选择合适季节继续开展针对性试验.通过对管线冻堵情况分析,积液结冰是不注醇情况下管线冻堵的新的原因之一,需进一步研究解决.     

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。     

浅析玛湖油田双节流水合物冻堵防治技术

目的 针对玛湖油田高含气油井的水合物冻堵防治问题,采用井下与井口双节流喷嘴,进行水合物冻堵预防、调产及放喷解堵研究。方法 基于PIPESIM软件计算了油管与喷嘴压力及温度,研究了井下喷嘴对井下油管与井口管线水合物冻堵的影响、井口喷嘴对产量调整的影响。结果 双节流喷嘴极差对水合物预防与产量调整具有直接影响,增大双节流喷嘴极差可以大幅降低水合物发生的风险,减小双节流喷嘴极差可以提高井口喷嘴的调产能力,井下喷嘴可以降低井口放喷解堵对储层的不利影响。结论 现场试验结果表明,井口油嘴在保持调产能力的同时,井下喷嘴具有水合物冻堵预防与放喷解堵的双重作用,提高了玛湖油田高含气油井的开发效率。     

天然气水合物堵塞预测技术研究

在输送未经矿场分离的天然气的过程中,由于压力和温度等外界环境因素的改变,常常生成大量的水合物,造成管线冻堵,严重影响天然气的正常生产。本文从统计热力学理论出发,结合Vander Waals-Platteeuw理想固体溶液假设,给出了水合物生成条件预测数学模型和计算方法。通过检验：该模型在预测酸性气体水合物生成温度时的平均相对误差为0.33％;对非酸性气体的偏差仅为0.113％,算例表明模型计算方法简单,使用十分方便,具有较高的精度,能够满足工程需求。     

电热解堵技术在苏里格气田的应用

苏里格气田因冬季气温低,冻土层较厚,采出井口的天然气在管输过程中沿程温降较快,管线内极易形成天然气水合物堵塞管线。为防止天然气集输过程中水合物堵塞管线,冬季常用的解堵方式主要有加注化学抑制剂溶解解堵、物理放空引导解堵、电伴热加热解堵等,但往往效果不是很理想。为此,第三采气厂2010年引进了一种新的管线解堵技术-电热解堵,目前该技术已在苏里格气田桃7区块试验解堵2条管线,均到达了解堵的目的。与传统的解堵方式相比电热解堵成功率较高,但仍存在一定的技术问题,需进一步研究解决。     

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。     

新疆某气田地面防冻工艺优化研究

新疆某气田现有地面工艺流程采用注醇防冻和低温分离工艺脱除液烃,然后实现干气外输.但是现有工艺不能有效地防止水合物的形成,在生产中多次出现冻堵,因此,建议在集气站内增设一小型撬装TEG脱水装置,既可防止集气管线中凝析液体对管道的腐蚀,同时有效地防止水合物的生成,既满足了工艺需求,又节省了天然气处理加工成本.