稠油热采污水回掺集输技术的研究与应用

针对河南油田稠油热采集输系统的现状，分析了集输系统节能减排的主要挖潜方向，通过开展管道模拟试验，确定了温度、含水等对原油粘度影响关系及含水原油转相点。在开展注采分开流程掺水试验、井楼七区扩大掺水试验、注采合一流程掺水试验等先导试验的基础上，对河南稠油热采区块集输系统进行了整体改造，实现了稠油热采集输污水回掺替代高压蒸汽伴热技术，取得了较好的经济效益和社会效益。     

河南油田稠油单井集输流程优化研究与应用

通过稠油单井集输流程管道模拟试验,对能量数学模型、掺水系统进行多因素分析,经管道工艺校核和伴热管线掺水现场试验,对热采注采合一系统进行了改造。利用试验确定了稠油粘温不敏感临界点;通过研究优化掺水量,直接利用已有小直径(DN15)伴热管改作掺水管线,避免新建掺水管线;各计量站设一套总掺水计量表,两套单井掺水计量电磁流量计,通过掺水阀组优化实现单井掺水稳定计量。     

稠油热采高效低能耗集输技术探讨

稠油凝点高、黏度与密度大,热采地面集输难度大。中国稠油热采集输能耗高、热能综合利用率低、效率低,总体工艺技术水平较低。针对含水高、产量较低的稠油区块,提出采用注采合一污水回掺集输,电动选井多通阀集油计量,过热蒸汽吞吐,蒸汽锅炉高温烟气及热油余热利用等稠油集输新工艺、新技术和密闭电动选井多通阀配汽管汇、计量接转站及注汽系统相结合的二级布站、一体化建站的高效低耗集输系统,实现稠油地面集输高效、低耗,提高中国稠油集输工艺技术水平。     

稠油集输工艺现场试验

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.     

蒸汽伴热管线改掺水流程有关参数的核算

某稠油区块采用注蒸汽吞吐开采方式,结合目前稠油集输掺水流程与伴热流程的应用情况,从流程上进行改造,并改变低压伴热的供热热源。改造后的耗能指标：低压供热系统单位蒸汽耗煤量为155.5 kg/t,单位蒸汽耗电量为19.32 kW·h/t,单位蒸汽耗水量为1.04 m3/t。采用掺水降黏集输流程、掺水降黏集油流程,预计平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程降低0.1~0.3 MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。     

稠油热采掺污水不加热集输技术研究应用

通过对河南油田稠油热采集输工艺现状进行认真细致的分析.建立了能量损失数学模型,进行了管道模拟试验研究及生产应用试验。首次提出了稠油"粘温不敏感点理论"、实现了稠油掺水不加热集输技术,优化研究提出小管径(DN15)掺水技术,掺水调节分配稳定与计量技术,从井口至联合站全过程不加热集输等四项配套特色技术。     

原油集输脱水处理工艺的优化

胜利油田垦东12区块稠油具有粘度高、密度大,流动性差的特点,由于采出液井口温度(20℃左右)较低,集输系统采用掺水流程。掺入的水量低于含水反相点,易形成W/O型乳化油,高于含水反相点,形成W/O/W的乳化油、水共存体系,集输管线回压大幅下降,但掺入的水量太大,集输能耗和脱水成本增大。为此,需对原油集输沉降脱水工艺参数进行试验优化,为正常生产提供技术支持。     

常温输送技术在冬季的应用

喇嘛甸油田已进入特高含水开发期,全油田综合含水已达93%以上,原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势,使原油生产操作成本也相应逐渐增加.由于喇嘛甸油田集油工艺采用双管掺水热洗分开流程,虽在2000年以来大面积开展了季节性常温输送,但冬季集输吨油耗气仍居高不下.为了探索降低油气集输能耗的新途径,2003年,在喇I-1联合站5座转油站开展了大规模掺常温水和不掺水冬季常温输送试验.通过建立特高含水条件下油井冬季常温输送规模化示范区,为喇嘛甸油田实现全面常温输送奠定了基础.     

稠油单井回掺热水降黏集输工艺优化研究

新疆某稠油区块采用螺杆泵冷采的举升方式生产,井口温度约在20℃左右,开发初期,原油的表观黏度约为12 000 mPa·s,远距离集输过程中,导致高回压甚至凝管,给油田生产带来极大困难。通过对国内外油田稠油冷采集输工艺及现状的调研,结合室内稠油掺水黏度转相点研究结果,确定了单井回掺热水降黏集输工艺,将掺水温度从35℃提高到55℃,不仅解决了油田稠油远距离管网集输的难题,而且与国内其他油田稠油蒸汽开发集输相比,掺水集输单井年节约费用5万元。     

降温掺输技术在吉林油田的应用

目前,吉林油田集油多采用掺输流程,但掺输系统存在着运行温度高、管线设备腐蚀严重、掺水量无法精确控制等诸多问题,导致掺输系统能耗指标偏高。该油田于2006-2008年在3个接转站辖区开展降温掺输技术攻关,通过现场试验,采取了精确控制掺水量、降低掺水温度和接转站含水原油外输温度等相应措施,使试验区掺输系统耗气量和耗电量大幅度降低。若降温掺输技术得以推广,预计将创造出可观的经济效益。     

大庆油田南一区掺低温水集输流程

老油田开发进入高含水开采期，油井产液量、含水率大幅度增加，油井出油温度不断升高，由于降粘剂、防蜡剂的采用，防腐保温技术的进步，集输温度普遍提高。为了降低原油集输过程中的能耗，结合大庆油田南一区原油物性，地理条件和生产现状，开展了掺低温水原油集输工艺试验，取得显著的节能效果。着重介绍该区原油掺水保温流程概况，掺水温度的优选，掺低温水工艺取得的试验成果和效益。     

吉7井区稠油掺水集输工艺研究及应用

吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,地面集输采用井口掺水工艺,原油处理采用两段热化学大罐沉降工艺。吉7井区回掺水工艺的应用有效解决了井区稠油地面集输问题,但随着产能建设规模的扩大,南部高黏度原油区域已经开始大面积动用,稠油地面集输的可行性还需要理论研究作支撑。因此,需进一步对高黏度稠油流变性能进行深入研究,明确高黏度稠油的黏温曲线,确定高黏度原油的集输工艺,并对高含水井无法停掺的问题进行深入分析,进一步优化掺水集输工艺,降低回掺水量。通过对原油处理系统进行优化,降低了处理系统能耗,并使处理系统能力满足产液需求。     

稠油含水上升对集输工艺的影响

本文针对 G 油田高含水期是稠油开采的主要阶段,并随含水上升油井出砂严重的特点,着重阐述了油井含水上升对稠油集输工艺的影响:掺水量、掺水比和掺水井数逐渐减少;不加热输送的稠油井越来越多;脱水站耗能高、损耗大、出砂严重、对设备危害大等。并提出早期井下防砂,采用二级稠油集输、高温脱水工艺,罐、脱水器需设清砂设施定期清砂和研制试验油气水砂四相分离器等相应措施。     

江37稠油区块原油掺水集输特性研究

为了满足江37区块原油集输系统参数设计的需要,依据室内实验,测定了该区块原油的凝点、倾点等一般物理化学性质,研究了含水原油黏温特性,测定了不同温度下掺水原油流变特性,并对集输特性进行了分析.研究表明,江37稠油区块原油采用升温办法集输是十分有效的,但并不需要较高的温度;当含水率不超过30%时,可以采用低流速集输,当含水率超过30%以后,应采用高流速集输.     

大庆油田集输工艺低温集输技术试验研究

大庆油田分别于2003年和2004年在老区双管掺水流程和外围环状掺水流程中开展了低温集输研究.由试验得出结论:双管掺水流程采用掺常温水不加热集输方式,在投入方面较合理,节能效果明显;环状掺水流程低温集输可通过控制掺水温度和掺水量实现节气目标;双管掺水流程的单井回油温度可控制在原油凝固点以下10℃左右;环状流程集油环回油温度应控制在原油凝固点附近.     

SV型静态混合器在原油脱盐中的应用

江汉油田浩口区原油综合含水60%以上,含盐量高达16×10~4mg/1.油气集输流程采用井口加药、管道破乳、粗粒化陶粒沉降脱水及掺水洗盐电脱水.处理后的原油含水可降到0.5%以下,但含盐量仍高达300mg/1.高于原油外输指标.1985年底,在浩口联合站安装了SV静态混合器,1986年3月进行了生产性试验.     

垦东521油田稠油集输工艺

针对垦东５２１油田油稠、开发方式多样化的特点,采取了稠油集输用掺污水加药降粘集输流程。实践证明,掺污水加药既可以降低原油粘度,又可以有效地降低井口回压。并进行了一管多用、掺水站和接转站合建、稠油计量和注汽分配站合建、掺污水进行定量控制等有益的尝试,取得了较好的经济效益和社会效益。     

利用临界粘壁温度指导高含水油田不加热集输现场试验

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。     

阿尔油田环状掺水集油工艺中各因素影响程度仿真研究

阿尔油田原油掺水集输系统主要是根据季节变化及现场经验调整掺水温度和掺水量,致使掺水系统能耗较高。为了节能降耗,以阿尔油田阿尔3断块90阀组集油环为试验对象,根据现场的实际情况,利用PIPESIM软件模拟掺水集油流程。在PIPESIM软件中以井口回压低于1.5MPa和回液温度高于原油凝固点5℃以上为集输约束条件,分别模拟试验了掺水量、掺水温度、产液量、环境温度、井口温度、综合含水率和回油温度之间相互关系和影响程度。通过软件模拟试验,为原油掺水集输系统的掺水温度和掺水量的调整提供参考数据,为其他区块油田的原油掺水集输参数的调节提供了理论依据。     

分队计量技术在油田生产管理中的应用

一、概述 对于处于开发中后期的老油田来说,由于长期采取滚动开发建设,油井集油流程交叉,无法实现单井计量,低产液．低含气油井采用常规分离器计量困难,人工取样化验含水受人为因素影响,计量误差较大,加之高含水、稠油及三采原油的开发及油区环境恶劣等因素的影响．传统的油井计量技术和手段难以适应这种开发形势,造成井口计量与集输站库原油输差大．单井计量数据无法全面真实反映采油队的原油产量。