单管通球集油工艺流程的应用分析

大庆喇嘛甸油田喇4 51转油站11座计量间263口油井全部采用单管通球集油工艺流程.单管通球井井口设电加热带升温、单井通球装置、采取热洗车活动热洗方式.通过对单管通球井的综合油井产液量、综合含水率、井口出油温度及集油管线长度等条件的分析,在喇451转油站选取3口典型井做了跟踪试验,从而找出单管通球井在生产过程中投球、洗井规律.总结出单管通球集油工艺流程在冬季生产中遇到的问题,并提出一些解决建议,以达到节约能源,保证冬季平稳生产的目的.     

树状集油工艺流程在水驱油井中的应用

为简化工艺流程、节省投资,大庆油田第六采油厂第二油矿将4 5口油井改造为单管树状集油工艺流程.通过对综合油井产液量、综合含水率、井口出油温度等条件分析,确定采取井口保温、端点井单管深埋工艺等保温措施,取消了电加热器和电热管保温措施.通过对采油队各单井、支干线及主干线压力、温度进行跟踪记录分析,确定了单管树状集油工艺流程在采油六厂水驱油井中推广实施的可能性.     

徐家围子油田油气集输工艺设计

徐家围子油田共建３６口油井、９口水井。３６口油井分布在油田的中块、北块、东部。中块有２４口油井，建一座集油站，两座集油阀组间，采用井口电加热单管环形集油、混输泵保端点井的流程；北块有６口油井，仍然采用中块的集油流程，但在集油阀组间建一座３０ｍ＾３高架罐集油，采用油罐车拉油；东块有６口零散油井，采用拖拉机的动力带动螺杆泵采油，拖拉机拉油的集油形式。集油站采用了新型、高效的多功能组合装置，该装置具有油     

单管通球集油工艺在大庆油田的应用效果分析

为了进一步优化简化地面建设模式,降低地面建设投资及集输能耗,大庆油田在高寒地区创造性的应用了单管通球集油工艺。文章通过对大庆油田第一至第六采油厂的六个聚驱或高浓度聚合物区块进行调查分析,采用单管通球集油工艺后油井平均井口回压全部低于1.5 MPa,均在设计压力范围内;高回压油井仅占总井数的6.9%;油井平均进间温度与凝点间的差异在-5.8~1.8℃之间,油井运行情况良好。应用该项工艺后,与常规的双管掺水流程相比单井工程投资可降低2.3万元,单井运行费用可降低1.27万元,以标准煤计单井综合能耗降低2.1×104kg/a,节省投资及节能降耗效果显著。     

葡北油田单管冷输集油技术的优化

葡北油田10号站地区的2座转油站分别建于1980、1987年,负荷率分别为56.0%、87.3%,负荷率较低,且设备老化腐蚀严重,系统效率偏低。葡北10号站地区地面系统优化新建转油站1座,拆除已建2座转油站。集油系统调整共有112口已建油井,新建7座阀组间,将现有的双管掺水热洗分开流程改为单管多井串联不掺水集油流程。与双管掺水热洗分开流程相比,应用单管多井串联不掺水集油流程,112口油井综合投资可减少952万元。     

乳化降黏剂的制备及其在油田单管集油中的应用

针对大庆油田单管通球集输试验井采出液黏度高、集油阻力大,部分油井出油压力长期偏高导致井口漏油以及抽油杆滞后等问题,开发了能减小油井集油阻力和降低出油压力的原油乳化降黏剂DS2001。室内评价表明,采用该降黏剂可使采出液表观黏度显著降低,降黏率大于70%。在大庆油田第六采油厂单管通球集输高油压井L12-AS2911开展了现场应用试验,结果表明,乳化降黏剂DS2001的加药浓度为200 mg/L时,可使油井出油压力由3.5 MPa降低至0.8MPa左右,抽油机载荷改善显著,油井运行平稳。     

单管通球不加热集油工艺

2010年4月,在大庆油田采油一厂北一区断东产能工程建设中,开展了单管集油工艺试验,部分集油工艺采用了单管深埋、通球或单管不掺水工艺.新中208转油站单管通球集油工艺油井已经平稳运行2年,运行情况良好.单管通球集油技术工艺简化,投资较低,且能大幅度降低运行能耗,适合高含水期油田.     

对大庆油田聚驱开发集油流程的探讨

为了探索简易的聚驱集油技术，并能满足采油工程对油井洗井、地质部分对油井计量的要求，需通过可行的集油流程综合对比的方法来确定集油工艺。     

华北油田西柳站伴热集油工艺能耗测试与优化

华北油田西柳站目前采用伴热集油工艺,能耗较高。为了降低西柳站单井集油能耗费用,对西柳站的4口油井进行能耗测试与集油方案的优化测试,并对其进行了不加热集油工艺的可行性分析。结果表明,在伴热的去水温度相等或相近的情况下,合理控制伴热水用量,可以降低集油能耗费用。测试得到了4口油井集油的最低进站温度,均低于原油凝点,油井可通过降低伴热水的量达到节能降耗的目的。     

海安油田高凝原油集输工艺模拟

针对海安油田单井产量低、原油凝固点高的特点,应用Pipephase软件分别对井口加热单管串接和环状掺热水两种集输工艺流程进行模拟和比较。综合考虑投资、节能、环保等因素,海安油田站外井场集油工艺推荐采用井口加热单管流程。     

油田站外单管集油辅助工艺对比

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。     

利用地面掺水管线添加原油流动改进剂的可行性

针对双管伴热集油流程中油井使用常规井口点滴罐加入原油流动改进剂效果差的问题,提出一种利用油井地面掺水管线,将化学药剂以稳定的速率连续加入油井油套环形空间内的加药技术.这种加药技术具有采出液中含药剂浓度稳定、管理方便等优点.对其技术原理、工艺流程及配套技术进行了论述,并通过现场试验效果,证明了该技术的可行性.     

稠油区块地面工艺问题的整改方案

古城油田BQ10区具体整改内容包括以下两个层面:对该区块3#集油注汽站、计量站和所有生产油井的低压伴热系统进行整改;对注汽站内高压注汽锅炉的燃油、给水、吹灰系统及配套部分等进行改造和扩建。单井集油管道长度小于200 m的油井,采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200 m以上的油井,新增掺水管线(DN25 mm埋地保温管);单井管线长度大于350 m的油井,为降低井口回压,新敷设埋地集油管线(DN50 mm埋地保温管)。推荐采用掺水降黏集输流程,掺水降黏集油流程平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程可降低0.1~0.3 MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。     

延长油田双河东区井口加药现场试验

为了解决双河东区部分单井集油管道冬季频繁出现的井口回压高、凝管堵塞等问题,进行原油基本物性测试以及清蜡剂筛选评价,并开展降凝剂筛选和加剂效果评价室内试验,给出了最优加药量和热处理温度等参数。同时,针对双河东区油井特点,设计了井口自动点滴加药装置,并选择某油井进行现场试验,采用从套管口连续点滴加药方式添加清蜡剂,7 d后,井口回压从1.6 MPa下降至1.2 MPa,过了4 d给油井投加降凝剂,7 d后井口回压从1.2 MPa下降至0.9 MPa。经现场试验验证,井口轮换添加清蜡剂和降凝剂的方式可有效解决集油管道冬季冻堵问题。     

保温隔热油管井筒温度分布计算耦合模型

“保温隔热油管+设置了导电铜质母带的保温隔热油管”在老油田二次开发“重构注采关系、重构地面工艺流程”中取得了很好的应用效果。准确计算下入深度的组合方式,既可以满足油田开发的需要,又可以节约采购成本。为此,建立了井筒内井轴温度场控制方程,构建了井筒温度分布模型,阐明了油井井筒内半径与套管外半径之间的综合传热系数,保证了温度分布模型求解的稳定性和收敛性。对50余口油井进行的井筒温度分析和保温隔热油管组合下深设计实践表明,井口温度平均提高18.4℃,井口回压平均降低0.47 MPa,既满足了井筒原油举升、又满足了地面单管集油进站的条件。建立的模型也可为自喷井、注氮气井等保温隔热油管工艺参数设计提供理论依据。     

聚驱集油管道高回压成因分析及淤积规律研究

近年来,油井回压有逐步升高的趋势,且以聚驱油井为主,影响油井出油效率和潜力发挥。分析认为含聚采出液粘度高,富含聚合物、蜡及沥青质等重组分的粘胶团增多,在管道内淤积,致使过流面积减小,阻力增加,进而导致井口回压升高;集输温度、含聚浓度及管输液量的变化均会不同程度的加剧管道淤积程度,管路入口、阀门、弯头处淤积行为尤为严重。针对聚驱采出液性质特点,合理确定集输工艺设计参数(集输半径、集输温度等),完善管道清淤工艺设施,实施常态化管道清淤措施,减轻聚驱集油管道清淤程度,降低井口回压,确保聚驱油井平稳运行。     

特高含水期原油低温集输界限研究

1．试验原理及工艺流程 (1)试验原理。建立一套测试油井产出液流型的试验装置,测试不同产液量、含气、含水率、温度及压力条件下的油、气、水混合物的流型及流态,确定不加热集输温度界限;通过监测井口压力,确定不加热集输压力安全值;通过测试集油管道井口温度与压力及进计量间的温度与压力,探索     

高回压对油井的影响及治理措施

单井回压低于单井井口掺水压力,判断掺水可以进入回油管线,该井可以正常生产.当单井回压高于单井井口掺水压力,超过计量间回压时,判断掺水不能进入回油管线.此时该井回油管线堵,采取热洗泵冲洗管线,严重时用水泥车处理.确定水、聚驱油井回压的界限及治理措施,聚驱单管集油的油井加密录取油、套压及电流资料,回压超过正常压力0.5 MPa的机采井,及时进行冲洗地面管线,保证回压控制在0.8 MPa以下.水驱油井回压的确定要根据单井的实际生产情况,结合单井的各项生产参数制定合理的热洗周期和清蜡周期.     

多通阀在海外油田的开发应用

传统油井集输计量工艺用卧式分离器和流量计,配套计量汇管进行计量。采用多通阀替代集油管汇,计量方式由人工切换流程改变为自动切换流程,大大降低了劳动强度,实现了油井自动计量。多通阀可以自动或手动选择某井口流体,将井口流体送入计量分离器或多相流量计来计量井口的产液量。目前多通阀在海外陆上油田已得到广泛应用。     

论“三高”原油不加热集油的影响因素

以大庆萨南油田室内和现场试验研究结果及矿场生产实际为论据，对油井出油温度，油井生产状况，原油流变特性，原油含水率四个影响“三高”（高含蜡，高凝点，高粘度）原油不加热集油的主要因素及其相关问题进行了论述。给出了油井实施不加热集油的可行性及其工艺方法；提出了在低温不加热集同条件下，“三高”原油生产井出油管道结蜡轻微或基本不结蜡，井口回压高的主要原因是“三高”原油的低温高粘特性所致，低温集油基本不影响油