阿尔油田环状掺水集油工艺中各因素影响程度仿真研究

阿尔油田原油掺水集输系统主要是根据季节变化及现场经验调整掺水温度和掺水量,致使掺水系统能耗较高。为了节能降耗,以阿尔油田阿尔3断块90阀组集油环为试验对象,根据现场的实际情况,利用PIPESIM软件模拟掺水集油流程。在PIPESIM软件中以井口回压低于1.5MPa和回液温度高于原油凝固点5℃以上为集输约束条件,分别模拟试验了掺水量、掺水温度、产液量、环境温度、井口温度、综合含水率和回油温度之间相互关系和影响程度。通过软件模拟试验,为原油掺水集输系统的掺水温度和掺水量的调整提供参考数据,为其他区块油田的原油掺水集输参数的调节提供了理论依据。     

大庆外围油田单管环状掺水集油工艺参数试验研究

针对大庆外围低产、低渗透油田原油集输物性差、油井产量低、单位产能建设投资高和集输能耗大的特点，开展了单管掺常温水集油工艺参数确定的现场试验。试验研究了采用单管环形掺水简化集油工艺，在不同的掺水温度条件下，回油进站温度分别为47℃、42℃、40℃时，各集油环集输参数的特点，总结了不同掺水温度条件下，各参数边界条件和各工况稳定运行周期及能耗规律，为外围低产、低渗透油田低能耗油气集输莫定了基础。     

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。     

低渗透油田油井低能耗集油技术

随着大庆外围油田进入高含水后期开发,采出液含水逐渐升高,采出液的流动性向有利于集输方面发展.因此,为达到节能降耗的目的,选取计量间进行降低掺水温度和集油温度等现场试验,研究不同掺水量、掺水温度、回油进站温度集油环回压之间的变化规律,确定出适合于大庆外围低产低渗透油田的掺水集油参数,并对现场节气效果进行分析,节约天然气30%以上.     

降温集输节能降耗效果分析

降温集输是大庆油田采油九厂控制能耗的方法之一，一般采取两种途径：一种是掺水温度不变，降低单井掺水量；另一种是保持单井掺水量不变，降低掺水温度。本文以一个集油环为模型，对不同掺水温度下的耗电耗气量进行估算并做出相应曲线，从能耗和经济角度对这两种途径进行计算、分析并得出比较结果，从而推断出哪一种对节能降耗更为有效、且方便生产。通过系统对比研究，加深了认识，对今后节能工作的开展起到了一定的借鉴作用。     

一掺多回流程掺水集中自动控制系统

齐家北油田掺水系统采用一掺多回流程,集油环长、掺水调节困难,且常规掺水流量自动控制装置不适用于该流程。为此对常规掺水流量自动控制装置进行改进,在站内阀组间回油管线上安装温度变送器,将各环回油温度输送至站内控制系统,并在掺水间各环掺水管线上安装掺水流量自动控制装置,各参数信号通过无线远传至站内控制系统。站内控制系统将调节指令远程发送至掺水间各掺水流量自动控制装置,根据指令进行掺水量的调节,实现了一掺多回掺水系统的集中自动控制,从而减少操作人员的劳动强度,降低掺水系统能耗。     

原油掺水集输流程方案优选

根据某油田的实际生产运行情况,分别针对单管环状掺水集油流程、双管掺水集油流程及双管挂接掺水集油流程进行工艺模拟。按照各种工艺流程特点,运用PIPEPHASE软件,在已知产液量、管长、回油温度条件下确定管径及掺水量等参数,设计满足井口回压低于1 MPa,进站温度为39℃以上的输送要求的集输方案,进而计算这三种工艺流程的建设费用及掺水能耗,经比选后确定采用经济合理的单管环状掺水集油流程管网布局方案。     

掺水集油参数优化研究

在油田掺水集油流程中,掺水量越少则需要的掺水温度越高;掺水量越多则需要的掺水温度就越低。本文对某油田掺水集油系统中能耗进行分析,得出掺水温度在一定的温度范围内,集输系统的能耗最低。     

大庆油田集输工艺低温集输技术试验研究

大庆油田分别于2003年和2004年在老区双管掺水流程和外围环状掺水流程中开展了低温集输研究.由试验得出结论:双管掺水流程采用掺常温水不加热集输方式,在投入方面较合理,节能效果明显;环状掺水流程低温集输可通过控制掺水温度和掺水量实现节气目标;双管掺水流程的单井回油温度可控制在原油凝固点以下10℃左右;环状流程集油环回油温度应控制在原油凝固点附近.     

降温集输技术用于外围环状掺水集油工艺

外围油田集输系统采用单管环状掺水集油工艺,受到单井产量低、气油比低、井口出液温度低、集输半径大及原油凝固点高等因素影响,集输系统生产能耗一直偏高。针对这种状况,经过几年的现场试验,摸索经验,逐步形成了适合外围油田集输运行的技术界限,为环状集油工艺低温运行探索新的途径。     

降温掺输技术在吉林油田的应用

目前,吉林油田集油多采用掺输流程,但掺输系统存在着运行温度高、管线设备腐蚀严重、掺水量无法精确控制等诸多问题,导致掺输系统能耗指标偏高。该油田于2006-2008年在3个接转站辖区开展降温掺输技术攻关,通过现场试验,采取了精确控制掺水量、降低掺水温度和接转站含水原油外输温度等相应措施,使试验区掺输系统耗气量和耗电量大幅度降低。若降温掺输技术得以推广,预计将创造出可观的经济效益。     

油田环状集输流程节能运行研究

大庆油田部分采油厂采用环状集输流程,集输吨油耗气50 m3以上,大大超过了油田的平均油气集输能耗,节能降耗是这类油田降低生产成本的关键.在较为宽广的试验参数范围内,对油气水环状集输流程不同掺水温度、掺水量的集油能耗进行了测试和理论计算.研究结果表明,环状集输流程最节能的运行方式是在保证安全混输的前提下,尽可能地降低掺水温度.     

大港南部油田集油工艺优化研究

随着大港南部油田综合含水的不断上升,地面系统生产设施经过多年的运行,加热集输负荷大,系统能耗呈现大幅上升趋势.结合南部油田掺水井的产液、含水、温度等生产参数,优化出适合高凝高黏油田高含水期的四种集油工艺,分别为单管串接常温输送、高温电泵井反带掺水、远端井掺水串带和油井就地切水回掺.在对集油工艺技术的优化研究及试验区试验成功的基础上,通过应用效果的跟踪分析总结认为,大港南部油田高含水开发期优化的四种集油工艺,比目前南部油田运行的掺水工艺有较大的优势,即在满足正常生产的前提下,运行费用减少,系统规模缩小,工人劳动强度下降.     

台肇地区环状流程降温集输界限实验研究

针对台肇地区油田开发特点，为实现节能降耗，降低生产成本，开展了环状流程掺水降温集输界限实验研究，通过现场跟踪观测，摸索夏季降温集输界限。为进一步合理控制集输的温度和生产回压，实现节约能源、降低原油生产成本奠定了基础。     

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.     

站外集油工艺简化优化技术研究

华北部分油田所产原油多具有高凝固点、高黏度、高含蜡性质,存在集输能耗高、工艺复杂等问题。为了节能降耗,简化流程,对站外集输系统实施优化改造。利用现场试验和软件模拟等手段,针对不同区块开展不加热集油边界条件和环状掺水影响因素的研究,采用油井串接、井口电加热、隔热保温油管、油气混输降压等辅助技术,优化了站外油气集输工艺,降低了生产能耗,可为相似的油田地面站外集油系统提供参考。     

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。     

低温集油技术应用研究

英台油田在研究应用低温集油技术前全部为传统的三管伴随和掺输流程,能耗大,管线腐蚀结垢严重。在集输系统能耗构成中,单井集油能耗占73%,是集输系统能耗的主体,所以应用低温集油技术是降低集输系统能耗的主要途径。由于英台油田开发区块多,原油物性多样化,单井产液差别大,应用一种手段不能适应所有油井,通过产液分级、原油凝固点分析、不同区块粘壁温度分析,结合地温数据,界定出适合不同低温集油技术的油井条件,形成了常温输送、季节性常温输送、原油改性技术和定量低温掺输等多种技术,实现了优化简化、节能降耗的目标,减缓了管线的腐蚀结垢速率,为油田低温集油提供了参考。     

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。     

定量掺水阀低温掺输技术

吉林油田乾安采油厂开发进入中后期,随着含水不断上升以及地面系统规模的扩大,原油生产过程能耗不断升高。为了控制能耗,降低原油生产成本,乾安采油厂工艺所在乾157站开展了低温掺输技术研究,研发了定量掺水工艺。实施后冬季只开1台掺输炉、1台掺输泵生产,掺水温度42℃,掺输水量由1561 m3/d降到725 m3/d,平均回油温度27℃。