华北油田老区地面系统区域功能优化

针对华北油田老区块地面工程系统存在的能耗高、腐蚀结垢、负荷不均衡等问题,以地面工程区域系统性优化为目标,研发了一系列整装油田、小断块油田地面系统高效低耗集输与处理的关键技术。提出了高温产出液余热的综合利用技术,突破了高凝固点原油单管不加热集油技术难关,拓宽了常温集油工艺应用的范围;解决了硫酸钡结垢影响油田正常开发的难题;调整简化联合站,实现了拉油点整体优化。老油田高含水开发后期地面系统区域功能优化获得了较好的经济效益,为老油田开发后期整体提质增效提供了参考。     

升平油田地面建设整体优化技术

根据升平油田开发建设现状,模拟编制升平油田地面系统高效运行15年开发方案。依据地面系统建设思路,根据地下井位、钻井区域、地面现状进行地面井位坐标优化,优化后的井位更有利于地面工艺的优化简化。距已建系统远、掺水集油工艺不能保证运行,以及应用掺水工艺转油站扩建规模较大、投资高的区块采用电加热集油工艺,可节省投资20%～40%。通过优化射孔方案、优化射孔工艺,低效井比例控制在4.5%以下,实现少井多产的目的。按照优化后方案运行,合理选择开发调整时机和规模,不仅可有效控制地面建设规模,提高系统平均运行负荷率,而且可大幅降低后期地面运行成本,油田整体经济效益将得以提高。     

小断块油田简化工艺及配套技术

华北油田在小断块油田建设中,为了压低油田基本建设投资和生产运行成本,对小断块油田的集输油系统、供注水系统、供热系统、仪表自控装置等进行了简化,同时简化了小断块油田油气集输工艺和单井计量技术,积极采用新技术,新设备,取得了经济效益。     

大庆高台子和太北油田油气集输系统优化调整

随着大庆高台子油田和太北油田开发时间的延长及产油量的下降,出现了地面系统对集输系统供气紧张、设施腐蚀及老化严重、转油站系统局部负荷率偏低的问题。针对这些问题,对地面系统布局进行了优化调整,采取了提捞采油与抽油机采油相结合、单管环状掺水集油工艺与双管掺水工艺相结合的方法,撤并了部分转油站、计量站,提高了系统运行负荷率,降低了生产运行维护费用,降低了能耗,取得了较好的经济效益。     

朝阳沟油田集输油系统的优化调整

针对朝阳沟油田存在的产油量下降、系统负荷率低、设备设施腐蚀老化严重、运行能耗高等问题,大庆油田第十采油厂对集输油系统进行了优化调整.在优化调整的过程中,通过与产能建设工程相结合,积极采用新技术、新工艺,采取集油管网的优化和计量站、转油站、脱水站的"关、停、并、转"等措施,取得了较好的效果.     

油田地面系统中应用泵到泵输送工艺的可行性

泵到泵输送工艺已在大型原油和成品油输送管道中广泛应用,技术成熟,但时控制和保护技术要求高,在油田地面系统中应用较少.地面系统可分为集油、输油和注水三个系统,集油系统将油井产出流体输至联合站脱水处理,不适合采用泵到泵输送工艺;而输油和注水系统是将油或水经过加压或加热输送到下站罐中,适合采用泵到泵输送工艺.泵到泵输送工艺可减少热量及压力损耗,提高地面系统整体效率和自动化水平.     

油田供注水系统适应性分析及优化

某油田供注水系统整体运行平稳,但随着油田不断发展,供注水系统存在的问题逐步显现,主要表现在部分已建站能力不足、站间工艺设备老化、管道腐蚀穿孔严重、部分注水罐缓冲能力差、分散注水问题日益严峻、水质站负荷率低几个方面。针对供注水系统现状及存在的问题,并结合后期产能建设规划,对油田供注水系统适应性进行分析,摸索制定合理的优化措施和管理办法,保证系统安全、平稳、持续运行。油田部分站场能力不足问题是正常现象,在后期产能建设项目中适当扩建改造即可;腐蚀老化损坏的工艺设备,应结合产能建设及老区改造规划,进行合理优化改造,同时要兼顾新标准、新技术、新工艺;为降低油田开发成本,应综合系统考虑,优化简化系统工艺,提高已建站场负荷率,同时也可停运部分站。     

海拉尔油田电热管集油混输工艺

海拉尔油田单井产量低,伴生气量不足,地面建设投资控制难度大。为了降低地面建设投资,减少天然气的消耗,优化区域站场布局,应用了电热管集油和油气水三相混输工艺。与单管环状掺水集油工艺相比,集油管道缩短41.54 km,管径相应缩小,减少集油阀组间4座;站内缩小了处理规模,减少了处理设备,节省投资1 273.8万元,平均单井投资降低9.0万元。     

独立小断块油田简易地面工艺

近几年来,冀中北部地区新发现的一批小断块油田,含油面积小、分布零散、单井产量低、投产后产量递减快。边远独立小断块油田简易集油、集气工艺投资少、见效快、易于管理。在地面建设中因地制宜,统筹规划,充分利旧,橇装为主,可有效降低建设投资。小断块污水就地处理回注是改善其开发效果的有效措施。     

安塞油田集输工艺的优化

针对新区需要降低产建投资、老区安全环保风险大和计量系统不能满足生产需要等问题,安塞油田开展了集输工艺的优化研究。应用示功图计量和数字化监控技术,开展了产建集油工艺的优化;应用多种管网优化技术,开展了环境敏感区域输油系统优化和集输管网整体优化,高回压和拉油井组集油工艺优化;应用多种计量新技术,开展了单井计量系统优化和站点三级产量监控体系建设。     

大庆西部外围油田产能区块地面建设优化研究

针对大庆西部外围待开发油田储量丰度低,地质条件复杂,地面建设条件差的特点,根据地面地下一体化原则,提出了在钻井上采用斜直井相结合的布井方式;集油系统采用小环掺水、树状电加热、单井或集中拉油等简化集油工艺;采出液处理采用高效合一装置;应用长距离混输技术,扩大集油半径的优化措施。通过地面建设的优化研究,从而经济有效地开发外围油田未动用区块。     

岔河集油田地面集油系统简化技术及应用

岔河集油田是已经开发30年的老油田,地面集油系统庞大,且一直沿用传统的三管伴热集油工艺。油田进入开发后期的高含水阶段,地面集油系统表现出能耗高、维护费用高、安全隐患多、管理难度大等突出问题。由于岔河集油田原油凝固点高、蜡含量高,单井产液量低,集油距离长,地面生产环境复杂,因此,实施简化重组的难度很大。根据岔河集油田的原油物性和生产特点,在先导试验取得成功的基础上,研究应用了单管集油、支环状掺水、功图算产、产量标定等简化配套技术,通过整体设计、分步实施,实现了全油田地面集油系统由"三级布站"简化为"一级半布站",并取得了显著的技术经济效果。     

华北油田地面工程标准化设计技术

华北油田近些年开发的油田属于低产、低渗透、小断块油田,采用常规设计,从设备选型、施工图设计、物资采购、施工建设到试运投产的周期较长,新井当年贡献率低。为此,华北油田分公司开展了标准化设计研究。从油气水井口、拉油站、转油站到联合站等不同规模站场入手,完成了一整套的标准化系列设计。实现了油气田地面工程建设的标准化设计、规模化采购、工厂化预制、组装化施工。缩短了设计、建设周期,降低了工程投资,提高了单井贡献率。同时,研制和推广一体化橇装集成装置,多功能高度集成,形成系列化的集油、注水、采出水处理等橇装集成技术,可替代常规中小型站场、大型站场生产单元。     

输油系统节能降耗途径探讨

萨中油田目前已进入高含水开采后期．产油量不断下降．由于受不同区块的影响．导致转油站负荷不均衡。导致整体运行效率不高。而运行效率不高带来的主要的问题是系统单位能耗的增加．尤其输油系统又是能耗大户．为了达到节能降耗的目的．通过采取对中转站的系统优化调整．简化地面工艺。提高系统负荷率。并结合以高效泵代替低效泵、以小泵代替大泵。利用变频调速装置。提高外输油系统的运行效率．可以达到节约电量的效果。采用高含水油井常温输送。降低集输损耗率：安装使用高效燃烧器．降低原油集输自耗气用量．可以达到节约天然气的显著效果。达到节能降耗的目的。输油系统节能降耗措施的应用为油田开采后期持续、稳定发展的提供了有利保障。     

喇嘛甸油田产量规模调整及地面系统优化研究

针对喇嘛甸油田特高含水期地面工程系统存在负荷率低、单位能耗上升较快、油田改造工作量大的问题,对该油田的中长期开发指标进行了预测,协调利用水驱与聚合物驱工艺的功能,将地面系统调整与产能改造相结合,控制了新增规模,编制了地面系统的优化调整总体方案。调整改造现场试验证明了该方案的可行性。     

大庆外围油田地面系统提质增效措施分析

大庆某外围油田属低渗透油田,随着油田的开发,剩余未动用储量丰度降低,百万吨产能井数增高,使投资控制空间越来越小。同时,地面系统运行局部工艺出现不适应性和能耗高等问题,造成成本控制难度加大。分析了该油田地面系统存在的问题,论述了地面系统提质增效的措施,包括优化新区建设方案、优化调整分散注水工艺、减少掺水量实施降温集输等优化调整措施。通过地面系统的优化运行,达到了降低投资、控制成本、提高整体开发效益的目的,满足了油田生产需要。     

中东某油田地面集输系统工艺优化

中东某油田稠油物性的特点是原油密度、黏度差异较大,采用丛式井拉油生产,流程不密闭,伴生气放空,生产成本较高且环境易污染.针对该油田地面集输系统存在的诸多问题与现状,宜形成二级布站、单管加热降黏、油套分开集输工艺模式.地面工程优化应采用的主要工艺技术有多相流活动计量装置、单管加热降黏集输工艺、油套分开集输工艺和优化集输站场工艺.这样可简化生产管理,经济效益亦较高.     

低渗透油田常温集输及低温脱水技术研究与应用

为确保低渗透油田有效开发和高效运行,吉林扶余油田在整体改造中通过实施站场“抽稀”技术、串井常温集油技术、密闭集输技术、低温原油脱水技术等一系列优化简化低渗透油田地面工程技术,降低了工程投资,减少了运行费用,保障了油田的可持续发展.实践应用表明,常温集输模式和低温脱水工艺技术的应用简化了流程、降低了能耗,取得了良好的经济效益和社会效益,形成的“扶余模式”对低渗透、高含水老油田地面工程调整改造具有积极的指导和推动作用,目前,已在吉林油田广泛推广应用.     

不同类型油田地面生产系统工艺模式

综合介绍各油田针对不同油藏地质特点、不同地理环境创造和发展的不同地面生产系统的７ 种模式： ①整装油田注水开发地面工艺模式； ②复杂断块油田和分散小油田地面工艺模式； ③低渗透油田地面工艺模式； ④稠油热力开采地面工艺模式； ⑤滩海油田地面工艺模式； ⑥凝析气藏循环注气开采地面工艺模式； ⑦聚合物驱油田地面工艺模式。     

S油田注水站站场改造和工艺优化整合效果研究

随着油田的进一步开发,注水系统水、聚驱注水站的界限将逐步被打破,单座注水站运行负荷率低,深度水和普通水注水站合建效益越发明显。通过对结合产能工程已完成改造的南十和新南十注水站进行效果评价,提出在满足改造对所辖注水管网的压力损耗影响较小的前提下,对S油田两站之间距离近、建成时间长、设备腐蚀和老化严重的8座注水站的站场采取改造和工艺优化整合措施,改造及优化后,整体核减站场4座、优化岗位用工40人,达到减员增效、降低注水单耗的目的。该项研究对其他采油厂完成注水站站场改造和工艺优化整合工作具有重要的借鉴意义。