油田集输系统和注水系统优化简化技术

某油田开发后期,油田地面系统存在工艺不适应、设备腐蚀严重、能耗高、维护费用高等问题。通过对曲面系统优化简化技术的研究和现场应用,形成了颇为特点的简优化技术体系。针对于软件测量油井技术的中心进行了研究,如注水井智能控制技术、油井单管输送技术、集输及注水工艺优化技术。通过地面系统优化简化技术的研究与应用,简化了计量技术和单井集油技术,取消了计量站,关闭了混水系统,缩短了油水管网和工艺流程。生产运行成本、系统运行维护费用和建设投资明显下降,对节能降耗具有显著效果。     

浅谈新肇油田低温集输实践与认识

新肇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、井口出液温度低、含水率高,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。为了最大限度地节约能源,降低原油生产成本,实现低温集输技术上进一步的突破,更大限度地节能降耗,针对新肇油田环状集输流程掺热水输送的特点,现对低温集输技术进行认真的探索。低温集输技术是油田降低集输系统能耗的有效方法,本文对影响新肇油田低温集输技术的各种因素进行深入分析,进而提出相关措施并加以试验验证。     

机采井单井流程工艺降温集输探讨

随着海拉尔油田进一步的开发建设,油田能耗呈上升趋势,节能形势十分严峻。由于作业区含水持续升高,间抽井增多,又有部分井转注,单井流程工艺的降温集输成为了节能重点。为最大限度地节约能源,降低原油生产成本,实现降温集输技术上进一步的突破,针对集油集输特点,本文利用降温集输现场试验对单井低温集输运行参数进行认真总结分析,优化了作业区集输流程运行参数,使全区极大的节约了生产成本,取得了明显的经济效益。     

高凝原油单井集油及计量工艺研究

在油气集输设计过程中，确定合适的单井集油工艺尤为重要。以某油田A区块为例，利用PIPEPHASE模拟软件模拟了所有井口分别在其最大产液量和最小产液量两种情况下，管线进站温度及压降随集输半径的变化关系，并通过对目前常用单井集油工艺的对比分析，确定了该区块单井集油为保温不加热工艺，并对该区块计量方式进行对比分析，最终选取了两相计量方案。     

集油系统二级布站技术实践与认识

葡萄花油田北部老区综合含水已达到91.13%。随着油田含水的上升和产油量的递减,原油伴生气产量逐年减少,如果仍采用传统掺水集油工艺,油田能耗指标将呈上升的趋势。传统集油工艺已不合时宜,突破固有的工艺流程、技术参数及管理界限,开展优化简化技术实践,界定新形势下的生产管理指标和探索新的集油工艺成为地面可持续发展的必然。     

变频调速技术在油田地面采油系统中的具体应用探析

在我国石油工程大规模建设的背景下,石油工程生产力不断提升,地面采油系统不断创新,多项核心技术逐渐取得应用。在石油工程的油田地面采油系统中,为了能够促进石油开采效率提升,同时降低采油系统能耗,变频调速技术开始应用,通过采用变频调速技术,能够对采油系统实现优化,促进系统运行效率提升。因此,本文将对变频调速技术在油田地面采油系统中的具体应用方面进行深入地研究与分析,并结合实践经验总结一些措施,以期能够对相关人员有所帮助。     

二连油田老油田简化优化技术研究及应用

本文重点介绍了与阿尔善油田水力泵采油方式转换相配套的地面简化优化工艺技术。结合采油方式转换,通过单井集油工艺优选、掺水运行参数数学计算、系统能力平衡、接转站直接外输论证,形成了成熟的地面工艺简化综合技术。通过现场实施,达到了预期效果,在确保地面系统平稳运行的同时最大限度的降低了运行成本,对其它油田类似的改造有着很好的指导和借鉴作用。     

油田地面工程节能技术措施

为了提高油田生产的经济效益,对油田地面工程系统进行研究,采取最佳的节能降耗技术措施,降低吨油的生产成本,提高油田生产的效率。尤其针对油田开发进入后期,应用降本增效的手段,最大限度地降低油田生产的资金投入,才能达到预期的油田生产管理的经济效益指标。     

乌尔逊油田电加热集油节能运行规律分析

单管电加热集油工艺是继双管掺水集油工艺之后,参照国内各油田单管低温集油和环状集油现状而研究出的新式集油流程。其特点是不掺水直接加热,是开发高寒、高粘、低产液、低油气比油田的一种经济有效的集油流程。通过对电加热集油工艺在乌尔逊油田应用情况调查,根据海拉尔地温梯度变化规律,开展电加热设备节能运行规律摸索实验,合理调节乌尔逊油田井口电加热器和电热保温管设定温度,摸索乌尔逊油田电加热集油节能运行规律,降低电加热集油能耗。     

低温掺输技术在中低产液油田的研究与应用

中低产液油田掺输系统能耗高是突出矛盾。为了降低能耗控制成本,展开了低温掺输技术研究,该项技术是将冬季掺输水温由65℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到28℃,系统运行温度降低后,管线结垢腐蚀问题得到了解决,取得了理想的节能效果。     

单井自动化技术在油田的应用

由于生产管理的需求和油田自动化的建设,需要对油水井的实时数据进行监测、控制和管理,从而实现真正的数字化油田建设目标。本文结合三塘湖油田实际情况,开发了单井自动化监控系统。该系统主要由监控中心、油水井现场监控和数据传输网络构成,其中监控中心软件由数据接收处理软件和组态监控软件组成。远程监测系统是对油水井生产过程中采油井实时功图、载荷、冲程、冲次、油压、套压、电压、电流、功率、功率因素、设备运行状况、开关井时间以及注水井的注水压力、注水流量进行远程监测和控制。系统可以实时显示油水井生产过程中的各种动态参数。实现数据解析、异常报警、工况诊断、产液量计算、WEB查询、生成报表等功能。三塘湖采油厂单井自动化项目于2010年9月投产运行。经过近两年的实际运行表明,单井自动化系统具有较高的可靠性和稳定性,项目建设与施工取得了良好的效果。     

高凝油高含水期地面集油工艺优化研究

沈阳油田高凝油地面掺水集油工艺延承了原系统水力泵和闭式循环工艺,目前采取油井井筒电伴热,地面采取双管掺水工艺,开发26年来一直未进行系统改造。随着主力区块沈84-安12块开发的不断深入,区块进入高含水期,目前运行的掺水集油系统暴漏出很多与区块生产不相匹配的问题,例如掺水量多,耗气量大,设备老化腐蚀严重等。为了解决区块开发的突出矛盾,决定选取6个井站进行地面掺水集油工艺改造,将双管掺水集油工艺改造为环形掺水集油工艺,减少大量的管线改造工作量,节约大量掺水和天然气消耗。高凝油采油降能耗就是降成本,对地面系统进行优化改造不仅是节能问题,更关系到高凝油采油工艺的有效性和低成本战略的实施。     

东庄油田综合节能技术的研究与应用

东庄油田具有含蜡高(46%)、凝固点高(52℃)、产能规模小的特征,生产过程中易结蜡和凝固,井筒举升和管道集输难度大。为保证油井正常生产,采用单井拉油生产方式,辅助大罐电加热、地面电伴热技术工艺,单井用电负荷达到160kw。为实现油井的经济、高效、低能耗运行,根据油井不同产状,开展了地面节能技术的研究与应用,从而达到降低东庄油田单井用电单耗,不断降低电力消耗的目的。     

混输工艺在贝尔油田的应用

呼伦贝尔油田区块分散、单井产能低,地面系统按照常规的工艺规划设计百万吨产能地面建设投资达到20.9亿元。为降低地面建设投资,提高油田开发效益,2008年贝尔油田规模开发建设开始采用电加热管+油气混输油气集输工艺,简化地面集油流程、优化贝中油气集输工艺,贝中区块减少脱水站、污水站各1座。应用电加热集油后与掺水工艺相比减少掺水管道112km,减少集油阀组间8座。     

大庆萨北油田北部过渡带油气集输系统的优化

近年来,随着大庆油田产油水平的逐步下调,油田已逐步进入特高含水采油期,地面工程中的油、气、水、电等系统逐渐度过了生产高峰期,系统运行也逐渐偏离了经济运行状态,能耗日益增加,吨油成本不断上升,影响了油田开发整体效益.地面工程正面临较大的系统调整及技术改造.     

延长油田单井密闭集输边界条件研究

针对延长油田部分单井集油管线在运行中出现的井口回压高等问题,本文以单井进站油温和井口回压作为判断标准,以延长油田某集油管线为例,经PIPEPHASE软件计算,得出产液量、集输半径、含水率等密闭集输边界条件,确保延长油田单井密闭集输系统的安全平稳运行。     

油井计量移动在线校对装置研究

国内油田为降低地面工程建设投资,对于布井分散、单井产液量低的边远或新开发区块,不再新建集中式计量站,逐步推广应用抽油机单井功图法量油技术,实现单井产液量的计量。为向地质分析、后续开发提供准确的油井产量数据,需定期核验功图法量油的准确性,掌握功图法量油误差。采取何种方法现场校对油井产量一直困扰着油田生产,在此对油田现有单井计量方式开展调查对比,将成熟的质量称重法应用于油井计量移动在线校对装置研究,通过静态试验和现场应用,该装置实现了油井采出液量、含水率的在线校对验证,计量误差较小,完全满足生产需求,并实现对伴生气计量。     

单管不加热集油工艺适用性浅析

目前为保证生产的安全平稳运行,集油工艺普遍采用双管掺水集油工艺,但其耗气耗水耗电,因此节能降耗成为当前的重大研究课题。为了进一步优化集输工艺,降低能耗,结合油田的自然环境和油品物性,通过对单管集油工艺的不断探索,以及现场试验和理论计算,分析了单管不加热集油工艺的适用性和节约性。经某油田试验井分析表明,含水率高的采油井应用单管不加热集油工艺的效果远好于含水率低的井,虽然采用单管不加热集油工艺会存在一定的问题,但是在加强管理的前提下,这种工艺也具有其可行性并且能创造一定的经济效益。     

分离器+质量流量计在单环量油中的应用

乌尔逊油田原油集输采用环状流程,用集油间取代计量间,简化了地面流程,节省了投资,但也给油井液量计量提出了挑战。目前,油田主要计量方式为功图量油,由于油田属于低渗透油田,同时部分区块砂体发育规模小,连通性差,供液不足井所占比例大,导致单井量油误差较大。为准确的掌握油井产量资料、了解储油层的生产状况,乌尔逊油田进行了"分离器+质量流量计"单环量油现场试验,与功图量油二者互相补充、互相验证,提高量油精度。     

如何降低回压在生产工程中的影响

由于油稠、集输管线长和管线输送液量增加等原因造成井口回压高,而井口回压关系着井口产液量、抽油设备能耗、抽油设备使用年限等问题。针对目前孔店油田的这些生产实际情况,通过优化油田的地面集输管网、利用油气混输技术、降低集输系统末端压力等方法,降低了油田开发过程中地面工艺系统出现的高回压问题。对提高油田工艺技术水平和开发效益,确保油田的长期稳产具有重要指导意义。