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单管通球管线基本适用于目前油田所有的集输管线,但是对于不同的管线,采用单管通球工艺时安全性、能耗及维护工作等并不相同,对于一些产液量低、温度低及井口回压低的管线,如果采用单管通球工艺就会带来比较大的安全隐患.结合大庆油田采油六厂的现场运行情况,建议对于产液量大于18.5 t/d、含水率高于转相点、产液温度高于凝固点以上3 ℃,而且井口压力允许的油井可以采用单管集输;对于产液量低的油井采用多井串联或者掺水的方式集输;对于产液温度过低的井采用井口加热的方式进行集输. 相似文献
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针对大庆外围低产、低渗透油田原油集输物性差、油井产量低、单位产能建设投资高和集输能耗大的特点,开展了单管掺常温水集油工艺参数确定的现场试验。试验研究了采用单管环形掺水简化集油工艺,在不同的掺水温度条件下,回油进站温度分别为47℃、42℃、40℃时,各集油环集输参数的特点,总结了不同掺水温度条件下,各参数边界条件和各工况稳定运行周期及能耗规律,为外围低产、低渗透油田低能耗油气集输莫定了基础。 相似文献
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2001年,从呼伦贝尔油田开发初期便开始应用单管环状掺水集油工艺,先后在苏仁诺尔油田、呼和诺仁油田和苏德尔特油田应用543口井.其集油参数为:转油站进站温度高于凝固点3~5 ℃,最高井口回压1.0 MPd,3~5口井串联掺水、集油的建设模式,平均单井掺水量为0.8 m<'3>/h.与双管环状掺水集油流程相比,基建投资降低10%左右,节约能耗20%左右. 相似文献
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《石油规划设计》2016,(1)
大庆油田自2003年开展CO_2驱先导性试验以来,相继在多个油田区块进行了CO_2驱工业性矿场试验,均取得了较好的效果。为了进一步探索适合大庆外围油田扶杨油层、海拉尔低渗透及特低渗透复杂断块油田有效开发的新技术,2014年,大庆油田进一步扩大试验规模,有针对性地在一些特殊难采油田实行CO_2驱工业化应用试验。由于CO_2驱采出流体井口出油温度较低,并且含有大量高含CO_2伴生气,导致已有常规掺水集油工艺集油管道经常发生冻堵,严重影响了正常生产。分析了CO_2驱集输系统的冻堵原因,通过对几种CO_2驱集油工艺比较,在常规环状掺水集油工艺基础上优化改进,大庆油田创新应用了"羊角环"CO_2驱油集输工艺技术,从根本上解决了集油环联锁冻堵问题,保证了严寒地区CO_2驱集油环的正常生产。 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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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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油田开发进入中后期,随着含水上升液量增加、地面系统规模的扩大,原油生产能耗不断升高。为了提高效率、降低能耗,充分利用采出水的热能,开展了不加热集油的常温掺输技术研究,通过试验得出掺水量的确定原则并研发了定量掺水工艺,在吉林油田英148辖区应用取得了理想的效果。同期相比,掺输水温由60℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到23℃,试验区块油井全部实现了全年常温掺输,系统运行压力平稳,节能降耗效果显著。 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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随着大港南部油田综合含水的不断上升,地面系统生产设施经过多年的运行,加热集输负荷大,系统能耗呈现大幅上升趋势.结合南部油田掺水井的产液、含水、温度等生产参数,优化出适合高凝高黏油田高含水期的四种集油工艺,分别为单管串接常温输送、高温电泵井反带掺水、远端井掺水串带和油井就地切水回掺.在对集油工艺技术的优化研究及试验区试验成功的基础上,通过应用效果的跟踪分析总结认为,大港南部油田高含水开发期优化的四种集油工艺,比目前南部油田运行的掺水工艺有较大的优势,即在满足正常生产的前提下,运行费用减少,系统规模缩小,工人劳动强度下降. 相似文献
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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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大庆外围油田地层渗透率低、油品性质差、单井产量低、地面建设可依托性差,制约着油田开发。目前在大庆外围油田应用的原油集输工艺主要有双管掺水集油工艺、单管环状掺水集油工艺、电加热集油工艺、单管深埋不加热集油工艺等。结合产能建设及老区改造工程将葡北油田剩余油井改造为单管不加热集油工艺,可以有效地降低生产能耗。 相似文献
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随着油田进入高含水开发后期,采出液含水率不断升高,凝固点、黏度随之降低。经现场实验,高含水油井可实现低于原油凝固点集输,凝固点已经不适宜作为指导集输温度的唯一条件。为了在安全生产的前提下最大限度地降低集油温度,通过室内试验明确某油田原油粘壁特性,并根据所得的结果指导现场开展不加热集输试验,取得了试验区掺水量下降90%以上、回压控制在0.8 MPa内的效果。试验结果表明,可以利用临界粘壁温度指导高含水油田采油井不加热集输,为油田低能耗生产提供了依据。 相似文献
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在大庆油田采油九厂江37区块进行稠油集输工艺现场试验,研究开发适应稠油热采的集油工艺技术,并根据现场试验结果确定稠油在热采方式下的集输压力、温度界限,以及稠油在集油过程中的掺水量和掺水温度范围等工艺参数.试验结果表明,随着井口电加热器出口温度的升高,集油的管道终点温度逐渐提高,井口回压降低,进高架罐压力也逐渐提高,但变化不是非常明显,管道压降减小.江37区块稠油可采用掺水集油流程,掺水后管道综合含水应达到90%以上,集油管道末端温度保证在40℃以上,掺水温度、掺水量应根据实际情况确定. 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