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大庆杏北油田原采用萨尔图开式集油流程,1978年开始全部改为双管掺活性水的小站密闭集油流程,并配套建设了油气处理及回收系统,取得了较好的效果:降低了油气损耗(据实测,杏三联地区由原来的2.218%降至0.509%),降低了生产能耗,提高了油井产量(回压平均下降1.34公斤/厘米~2油井产量平均提高5.3吨/日),提高了经济效益(至1982年底,集气量增加20万米~3/日,轻烃回收量增加3万吨/年)。 相似文献
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传统的油田采出液处理,主要采用两段脱水方式,工艺流程长,能耗较高;在油田"简化工艺流程、降低吨油成本"要求下,简化油田采出液的处理工艺具有十分重要的意义。本文通过对新型高效三相分离技术方案分析,探讨油气集输系统工艺简化的途径。 相似文献
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针对前60地区存在总体布局不合理;单井罐生产油井较多,拉油费用高,油气损耗大;三管伴随流程落后、能耗高;管线和设备陈旧腐蚀严重;污水处理系统出水水质严重超标等问题,根据实际生产情况及存在问题,对新木油田前60等区块地面系统进行整体改造,优化总体布局、简化集输工艺流程,积极采用先进、适用、经济的工艺技术,以达到安全生产、节能降耗目标. 相似文献
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高凝油集输及其处理工艺研究 总被引:1,自引:0,他引:1
沈阳油田高凝油集输采用二级布站,充分利用地层能量,提高油井回压.实现油气密闭混输的办法。油气集辅半径l~3.5km,井口回压1.0~1.2MPa。集输混程主要有:原油凝固点大于45℃的油井.大部分采用水力活塞泵采油集输,其动力液来自本区块自产的高凝油;闭式热水循环集输工艺,其循环介质采用热污水,闭式循环自成体系,介质入井压力低,这种流程既可提高污水利用率,又可节能,对低产的边远井可随时掺水输送;投球输送工艺.适用常温运行,当原油凝固点为28~36℃,气油叱大干40m^3/t时,可采用此集输流程,但流程较复杂。油气处理工艺,沈阳油田采用一级油.气、水三相分离与加热,二级热化学脱水。高凝油稳定工艺,采用微正压闪蒸工艺,原油稳定深度控制在C5组分拔出量不超过稳定前原油中C6组分总量的5%;天然气处理采用二甘醇吸收脱水工艺.可进一步提高天然气干度;轻烃回收装置采用氨为冷冻剂,配以膨胀机和分离机,能回收100%轻质油和50%的液化气。 相似文献
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萨南油田已经开发40多年,生产工艺流程基本上为双管掺水、热洗分开流程,油井单井日产液量一般在10~400t/d,含水在51%~98%。随着原油含水率不断上升,继续采用加热集输流程,势必导致原油集输能耗升高,造成能源大量消耗,为此,探索实施了不加热集油集输方式。萨南油田开展不加热集油主要采取三种方式:即单管不加热集油、双管不加热集油、掺常温水不加热集油。 相似文献
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《油气田地面工程》2016,(4)
加蓬项目是中国石化大力实施走出去战略、在海外找油找气的重要项目,AKONDO油田EPCC项目是其中重要部分,其地面工程设计包括油气集输与处理、注水和污水处理等配套系统的设计。该油田采油方式为气举采油,根据开发指标预测,地面集输系统原油生产规模为20.75×10~4t/a,伴生气处理规模为9.99×10~4m~3/d,气举规模为26×10~4m~3/d。油气集输系统布局采用一级布站方式,集输流程为单井→集中处理站→外输至TOTAL油田的M’Boum Ba集油站。通过采用新技术、新设备,对集输处理系统进行优化设计。原油脱水采用一段三相分离器热化学脱水工艺,流程短、能耗低,设计原油含水率0.5%。2015年年初,随着PAD-1井组来油进入集中处理站(CPF),标志着中国石化在加蓬新建的AKONDO油田已实现进油投产。 相似文献
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特高含水采油期安全混输温度界限试验研究 总被引:10,自引:0,他引:10
随着油田开发的深入,大庆油田原油综合含水率不断升高,大部分油井产出液含水率在90% 左右。随着含水率的升高,集输原油的能耗也呈急剧上升趋势。为了实现安全不加热集输及降低能耗和生产成本,在大庆油田建立了一套试验装置,以大庆油田采油六厂喇嘛甸油田特高含水油井产出的油气水混合物为试验介质,测试了不同温度、不同含水率、不同产液量及不同含气情况下的压降及油气水混合物的流动状态。试验研究结果表明,在含水率超过85% 、产液量为11~105t/d、气油比为40~60m3/t及油气水混合物的流速为0.2~2m/s、气相折算速度为0.15~1.8m/s的条件下,油、气、水三相在水平管道内的流动属于冲击流,油、水两相属于分层流或水为连续相的乳状/悬浮液。在不加任何药剂的情况下,特高含水采油期,油气水安全混输温度界限为23℃,低于原油凝固点。 相似文献
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1 单管电加热集油工艺流程单管电加热集油工艺是一种适合外围低产液、低油气比油田特点的新式集油流程。其特点是对井口采出液直接加热 ,加热温度可根据集油工艺的需要确定。生产应用结果表明 ,该工艺是开发高寒、高粘、低产液、低油气比油田一种经济有效的集输流程。目前外围油田共采用 4种电加热集油流程 ,即单管小环、单管树状、单管混输泵掺液保端点井和单管萨尔图式串联电加热集油流程。生产实践证明 ,该流程满足了高寒地区加热集油的工艺需要 ,在集油过程中可以根据需要调节集油温度 ,保证了原油进站温度高于凝固点 4~ 5℃。由于在井… 相似文献
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针对青海油田目前主力油田含水较高,油田能耗较高,地面建设投资大等问题;通过对青海油田与长庆油田油气集输工艺的比较,回答了能否在青海油田利用定期清管技术,实现井口不掺水直接集输的集油工艺;目的是找到更加适合青海油田油气集输工艺,实现油田节能降耗,为高效开发青海油田服务。 相似文献
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针对长庆油田开发地面集输工艺存在的问题,研发了油气萃取计量增压混输装置。该装置通过对单井原油气液分离和油水萃取分离,经过油、气、水计量后与井组原油气液涡旋分离后的油水与气混合,分别通过密闭(油、气、水)计量增压进行油气混输或油气分输。装置既对井组原油、伴生气进行了计量增压输送,又对单井产量进行了油、气、水计量,实现了降低井口回压,提高油井生产产量,增加原油外输压力,以及回收油井伴生气的目的。其增压设备还具有占地面积少、辅助配套少、成本低、能耗小等特点,能够有效解决高回压井组降回压和套管气回收的问题;具有常温密闭油气集输功能,实现高回压井组的全密闭生产;具有一体化橇装式结构、模块化设计、结构紧凑、安装方便、智能检测、远程控制、无人值守等优点;装置采用隔爆与本安复合型的防爆系统,符合油田爆炸性气体环境使用。 相似文献
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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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临盘采油厂管辖临盘、商河、临南三个油田 ,现有油水井近 190 0口 ,计量站 130多座 ,油气集输系统全部实现了油气混输、两级布站的大型油气全密闭流程 ,取消了接转站 ,简化了油气集输生产流程 :井口生产的油气混合物混输至计量站量油测气后 ,油气单管密闭混输至联合站集中处理 ,方便了生产管理 ,降低了油气损耗。星罗棋布的计量站是该流程的基本生产单元 ,计量站设计的可靠性直接影响着油井的生产时率 ,起到了举足轻重的作用。每一座计量站管辖5 - 2 0口油水井不等 ,计量站至所属各井成辐射状敷设来油管线 ,在计量站实现油、气的计量及外输… 相似文献
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安塞油田密闭集输计量系统主要应用双容积自动计量分离器单井量油,涡轮气体流量计测气,腰轮流量计区块计量,原油生产动态在线监测系统分队计量。通过集输和计量系统的有机结合,在整体上实现了互为适应,互相满足,提高了油气的集输能力,解决了计量问题,形成了一套独具一格的密闭集输计量工艺技术。油气密闭集输计量工艺技术具有如下特点:(1)单井集输计量系统。应用了单管密闭常温集输及阀组间双管密闭常温集输流程,打破了原油必须高于凝固点温度以上输送的传统观念,改变了井口加热、掺热、伴热等工艺,靠原油从井底流到井口的自… 相似文献