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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。 相似文献
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乌尔逊油田环状掺水集油系统受自然地理条件差(高寒),低产、低效井所占比例大,气油比低、原油凝固点高等因素影响,掺水集油系统生产能耗较高.在优选、控制掺水压力和温度不变的条件下,逐步降低单环瞬时掺水量,观察集油环回油压力、回油温度,单井回压的变化,研究影响降温集输的主控因素,摸索各集油环在不同季节的合理掺水量和极限回油温度.通过1年的现场试验,确定了影响乌尔逊油田降温集输的主控因素和各集油环在不同季节的合理掺水量,降低了掺水集油系统生产能耗 相似文献
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在大庆油田采油九厂江37区块进行稠油集输工艺现场试验,研究开发适应稠油热采的集油工艺技术,并根据现场试验结果确定稠油在热采方式下的集输压力、温度界限,以及稠油在集油过程中的掺水量和掺水温度范围等工艺参数.试验结果表明,随着井口电加热器出口温度的升高,集油的管道终点温度逐渐提高,井口回压降低,进高架罐压力也逐渐提高,但变化不是非常明显,管道压降减小.江37区块稠油可采用掺水集油流程,掺水后管道综合含水应达到90%以上,集油管道末端温度保证在40℃以上,掺水温度、掺水量应根据实际情况确定. 相似文献
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随着油田进入高含水开发后期,采出液含水率不断升高,凝固点、黏度随之降低。经现场实验,高含水油井可实现低于原油凝固点集输,凝固点已经不适宜作为指导集输温度的唯一条件。为了在安全生产的前提下最大限度地降低集油温度,通过室内试验明确某油田原油粘壁特性,并根据所得的结果指导现场开展不加热集输试验,取得了试验区掺水量下降90%以上、回压控制在0.8 MPa内的效果。试验结果表明,可以利用临界粘壁温度指导高含水油田采油井不加热集输,为油田低能耗生产提供了依据。 相似文献
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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。 相似文献
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《油气田地面工程》2015,(9)
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。 相似文献
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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。 相似文献
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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. 相似文献
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坪北油田单井低产的内部原因和环境低温的外部环境,使得坪北油田外输系统能耗与其他系统相比较高.对坪北油田集输系统的外输温度界限进行研究,以期在合理范围内降低外输温度,从而降低能耗.在温度一定的条件下,含水率越高原油的黏度越小;而含水率一定,集输液体温度降至35℃以下时,原油黏度急剧上升,管线摩阻增大.生产井含水较高、含蜡量低、气油比高、井口温度高的平台,低温集输较易实现.根据室内实验和现场试验,输油时回油温度可以低于常规的运行温度,通过加强管理可满足系统安全平稳运行的要求. 相似文献
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《油气田地面工程》2021,(10)
高含水原油的集输温度可以低于原油凝点,为实现集输过程的节能降耗和优化运行,不加热集输工艺受到了广泛的关注,但随之而来的凝油粘壁问题成为制约该工艺大规模应用的关键因素。为了在保证安全的前提下最大限度地降低集油温度,明确高含水原油粘壁特性具有十分重要的工程意义。采用自主设计的带压模拟罐装置在国内某油田现场开展了高含水原油1 MPa条件下的粘壁实验。根据实验所得的粘壁温度,指导现场进行单井降温集油试验,取得了井口加热炉温度下降30℃的效果;根据现场生产数据,计算集油管道沿线粘壁速率分布,结果表明在粘壁温度下,粘壁速率会出现突增,验证了模拟罐粘壁实验结果的准确性。 相似文献
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随着大庆油田进入油田开采中后期,一些化学药剂被注入油层,并使用了大量的表面活性剂,因此,油田采出液有可能形成乳状液,这给采出液的后续处理造成困难.通过对原油开采过程中能否形成乳状液进行了研究,运用编程软件对抽油机在运行过程中的剪切运动进行计算,最终确定整个原油采出过程有原油乳状液形成.现场取油样,在显微镜下观察,分析了原油乳化情况,并在现场选1口井进行井口加药试验.通过分析对比加药量、回压、进站温度、掺水量等参数,确定了最佳加药方式.通过数值模拟、室内试验分析、现场试验求证,得到了最优的加药方式. 相似文献