高含水油田集输系统防腐防垢技术研究

油田开发中后期高含水使集输管线腐蚀结垢日益严重的问题,是采油成本上升的一个重要因素。通过系统分析总结,实行工艺技术创新,延长管线使用周期,是提高油田开发综合效益的一项重要措施。现以胜利油田几个块为例,试作如下分析     

高含水原油的不加热集输试验

采用注水方式开发的油田,随着原油含水率的升高,井口出油温度也将升高。在这种条件下,对于掺油的双管小站流程,只要做好集油管线的保温,采取相应的技术措施,是可以实现原油不加热输送的。     

高含水油井常温集输边界条件试验研究

高含水原油采用常温输送,温度降低到一定程度后,高含水原油会析出蜡晶形成具有一定力学强度的凝胶原油,从而出现原油粘壁现象,影响管输。通过在现场构建试验管路,记录停止掺水伴热后原油在降温过程中的管输流动状态,得到压降随温度变化的曲线。测得3口典型油井的粘壁下限温度低于原油凝点1～2℃,粘壁上限温度低于凝点2～3℃,把常温集输的边界条件界定为生产中的控制条件,即常温集输的进站温度应高于粘壁下限温度,将粘壁上限温度作为油井紧急治理的节点温度,并根据油井产液量、含水率确定紧急治理的时间。     

油田高含水期油气集输与处理工艺技术研究

本文从油田高含水期这一特殊时期入手,具体分析目前油田高含水期油气集输的现状,进一步论述油田高含水期油气集输的相关处理工艺,提出油田高含水期油气集输与处理的合理化建议。     

尕斯油田单井常温集输工艺

尕斯油田经过十多年开发,原油综合含水率已上升到65%左右,现有油气集输系统高能耗、低效率的矛盾严重制约油田开发水平。通过理论计算和现场试验,提出了单井常温集输工艺流程,并对流程适用范围进行了界定。     

利用临界粘壁温度指导高含水油田不加热集输现场试验

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。     

油田高含水期油气集输系统工艺技术改造的实践

本文简要总结了“八五”期间胜利油区集输工艺技术改造的实践及非金属管材的应用等情况。仅供有关专业人员讨论参考。     

高含水期油田集输管线腐蚀原因分析及对策

在油田高含水期开发阶段,金属管线的腐蚀严重影响油田的安全生产。本文分析了这一时期集输管线内外腐蚀机理及主要腐蚀原因,从延缓腐蚀、腐蚀监测、管材选择、施工质量监管等方面提出了相应的管线防腐对策。     

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。     

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     

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。     

基于遗传蚁群算法的高含水油田集输系统的运行优化

目前,我国大部分油田已进入高含水后期开发阶段,优化生产运行、减低成本已成为油田开发所面临的主要问题。以集输系统的动力、热力消耗最小为目标函数,根据集输系统的运行条件提出了函数约束条件,依据高含水原油集输特点提出了新的温度约束条件,建立了高含水油田集输系统运行优化的数学模型,并利用遗传蚁群算法对系统模型进行优化研究。通过实例计算．其优化结果可以指导油田生产运行,具有一定的现实意义。     

高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践

在油田开发后期,随着产液量的增加及综合含水率的升高,使得油田集输系统的负荷加大,造成电能和天然气的消耗越来越大。针对这种情况,基于集输系统节能潜力点的分析,以区域性转油站、联合站为重点,进行了系列性节能改造实践。采取的技改措施包括外输泵优化梯次配备、外输变频装置更新及优化运行、加热炉烟道挡板调节技术、加热炉物理除防垢。实施上述措施后,吨液耗电从0.99 kWh/t降至0.97 kWh/t,吨液耗气从0.62 m^3/t降至0.60 m^3/t,大幅提高加热炉燃烧效率,显著降低集输系统的生产成本,确保高含水油田开发的经济性、高效性。     

浅谈高含水期油气集输处理工艺技术

油田进入高含水期生产后，原油综合含水率逐年上升，普遍存在流量高，系统效率低，能耗大，采出液中含沙严重等问题。针对这些情况中，对中原油田地面工程设施进行了一些改造，通过不加热常温输送，干线端点加药，联合站油气密闭等工艺，解决了液量增加所带来油气集输处理困难的问题，以较少的投资和较小的基建工程量，取得了较好的经济效益。并对如何提高中原油的油气集输处理工艺技术水平，节能降耗，保护环境提出了一些建议。     

关于高含水原油集输问题的探讨

研究和掌握油井的产液量、含水油粘度和回压及油压与含水率的关系等,是合理确定油田进入高含水期后集油能力的重要依据;应根据不同的含水率和乳状液的物性等,优选破乳剂,确定合理的脱水温度和沉降时间;油井出油温度随含水率的增加而升高,只要搞好集油管线的保温和采取适当技术措施,不加热输送是完全可行的。     

高含水期油气集输处理工艺技术分析

随着我国社会经济的持续发展,很多行业的稳步发展都要依赖原油和天然气,目前我国该类资源的开发已经步入了高含水阶段。本文主要分析了高含水期油气集输与处理工艺技术存在的主要问题,结合原油和天然气行业发展现状对相应的处理工艺技术和优化方法进行了探讨,旨在为相关人员提供参考。     

关于高含水原油集输温度的探讨

原油凝固点在原油集输工艺流程的选择和日常生产运行管理中,一直是最重要的参数。通过对"十二五"和"十三五"前两年有关原油集输温度的研究成果进行归纳和分析,提出对于高含水原油,将"起始黏壁温度"代替凝固点作为界定其能否进行不加热集输的主要指标具有可行性。今后,将进一步深入研究高含水含蜡原油和稠油的相关物性,分析其变化规律,完善"起始黏壁温度"这一概念,同时,研究在有关设计规范中修改相关条款的可行性。     

高含水油田精细油藏研究

国内大多数油田已经进入高含水开发阶段,为了使处于开发后期阶段的油田开发工作得以顺利进行,各大油田普遍使用精细油藏描述技术。精细油藏描述作为油藏开发的基础,对提升高含水油藏的采收率与维持老油田稳定生产具有非常重要的作用。本次通过对近年来高含水油藏描述研究中出现的一系列问题的分析,发现目前主要问题在于地层精细划分对比,储层非均质性研究以及开发过程中储层变化规律三个方面。并基于对上述问题的深入探究提出了适应性更强的几种新技术与新方法。结果表明,高含水油田精细油藏描述的发展应集中在断裂体系精细解释、储层构型精细表征以及测井水淹层解释三个方向。     

高含水油田原油预脱水

本文介绍了苏联高含水油田的原油提前放水装置、工艺流程原理及原油的一、二、三段提前放水。给出了经一、二、三段提前放水后原油含水率以及其它技术数据。     

高含水油田精细油藏描述研究进展

中国中东部主要油区油田均已进入高含水阶段,有大约40%~60%的储量需要在该阶段采出。精细油藏描述是油田有效开发的最基础工作,因此高含水油田精细油藏描述对于油田生产实践和提升规律性认识都具有特别重要的意义。基于详细的中外文文献调研,结合典型油田实践经验总结,系统介绍了目前高含水油田精细油藏描述研究的现状和研究中存在的5个方面主要问题。认为地层精细划分与对比、储层非均质性研究、开发过程中储层变化规律研究、多信息综合剩余油表征技术和高含水油藏三次采油相关研究等属于高含水油田精细油藏描述中的5个关键问题,并明确提出了目前应用效果较好的几种新技术和方法。指出高含水油田精细油藏描述研究发展趋势集中在断裂体系精细解释、储层构型精细表征技术、测井水淹层解释、优势渗流通道研究和多点地质统计学地质建模技术等5个方向。