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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. 相似文献
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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. 相似文献
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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 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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利用地面掺水管线添加原油流动改进剂的可行性 总被引:1,自引:0,他引:1
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. 相似文献
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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。 相似文献
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“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。 相似文献
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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. 相似文献
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论“三高”原油不加热集油的影响因素 总被引:5,自引:0,他引:5
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 相似文献