沈阳高凝油油田建设工程十项技术达世界先进水平

能源部国家优质工程评审组在今年8月中旬的初评中,对沈阳油田高凝原油产能建设工程给予极高评价,认为已经达到世界先进水平,沈阳油田成为我国第一个高凝原油现代化生产基地。该油田建设工程有10项技术达到世界先进水平。一.高凝原油油气集输采用二级布站,充分利用油井能量,中间无泵集油,不增压集气,油气多级分离,集中脱水,微正压稳定的     

沈阳油田地面建设工程设计总结

本文从总结沈阳油田高凝油油气集输的工程设计入手,介绍了沈阳油田的概况、设计指导原则和油气集输工艺流程。总结了沈阳油田地面工程设计中采用的新技术及环境保护设计的内容,并提出了高凝油田设计的科研攻关方向。     

叙利亚GBEIBE油田地面设施改扩建工程工艺设计

叙利亚GBEIBE油田是一个高油气比、高重度、高矿化度原油的油田,原油处理难度很大。文章简要介绍该油田地面设施改扩建工程的概况、设计基础数据、油气集输工艺流程和主要工艺特点。通过采用新技术、新工艺、新设备和新材料,保证了项目按时投产,达到了工艺技术先进、自控程度高、平面布置紧凑、操作方便、利于管理的目的,各项技术经济指标符合节能、环保、抗震的要求,安全可靠,经济效益和社会效益显著。     

沈阳油田动力液供给系统的设计

给出了沈阳高凝油田水力活塞泵采油工艺中动力液供给系统的设计参数,并分析了常规动力液供给系统所用流程的弊端,进而介绍了沈阳油田动力液供给系统“从泵到泵”流程的设计情况及配套技术,最后介绍了沈阳油田动力液供给系统采用“泵到泵”流程后的运行情况,以及所取得的经济效益。     

“工频电热解堵技术研究”获总公司科技进步奖

高凝原油集输管道直流电热解堵技术在沈阳油田取得显著效益的基础上,辽河油田勘察设计研究院又进行了原油输送管线工频电热解堵技术研究,该项技术在辽河油田得到普遍应用,并已推广到大港、华北和吐哈等油田。     

吐哈油田地面工程技术现状及发展方向

吐哈油田开发建设以来，在项目管理，开发建设，生病管理和自控水平等方面在石油系统上了新水平，逐步形成了吐哈油田独具特色的地面工艺模式，地面建设采用了许多新工艺，新技术，新材料。目前，地下油藏情况，采油方式，技术路线发生了较大变化，今后一段时期，地面工程将主要是围绕老油田调整改造，吐玉克稠油及三塘湖高凝原油的开发以及老区调整改造，同时，要解决地面生产系统设备，管网老化，腐蚀问题寻求稠油和高凝原油开发和地面建设的技术突破。     

寒区油田高凝原油采出液低温集输处理工艺技术应用

在寒区油田对高凝原油采出液实行低温集输处理，是国内外油田节能降耗技术领域里的一大难题。文章介绍了大庆油田近年来在寒区高凝原油采出液低温集输与处理工艺技术试验研究方面所取得的成果．给出了适于大庆特高含水主力油田一喇萨杏油田已建联合站系统的采出液低温集输处理工艺、技术界限与配套措施，针对目前油田生产应用的技术现状与存在问题，提出了大规模推广应用这一工艺技术的具体措施。     

电热解堵技术通过局级鉴定

辽河油田设计院研制的电热解堵装置,在沈阳油田高凝原油管线上应用,取得良好效果.1987年11月在辽河石油勘探局科技处组织的电热解堵技术鉴定会上,通过了局级鉴定.鉴定认为,中频电热解堵装置简单可靠,适用性强,经济效益显著. 因特殊原因使高凝原油堵管而停产已半年的输油管线,使用电热解堵装置,只用3小时就能顺利解堵,恢复生产.该装置由柴油发电机组、整流设备、装载车等部分组     

札那诺尔油气处理新厂原油处理工程设计

哈萨克斯坦札那诺尔油气处理新厂工程设计在总结了国内同类工程建设的基础上,针对扎那诺尔油田的开发特点,采用了多项新技术、新设备、新工艺、新材料。介绍了该油田原油处理、稳定和污水处理系统的工艺流程及主要装置的工艺流程。同时,对油气处理新厂采用的新技术进行了论述。     

孤东2＃联合站技术总结

本文主要介绍了孤东2＃联合站的设计概况及投产后运行情况，重点介绍了针对孤东油田重质，高粘，含粘原油的特点，油气集输系统所采用的密闭处理工艺和设备，以及与之配套的各系统所采用的新工艺新技术，该站投产后取得了明显的经济效益。     

海安油田高凝原油流变性试验研究

海安油田为高含蜡、高凝点原油。为解决原油集输问题,进行了原油析蜡试验、比热容试验、黏度试验和破乳试验。根据试验结果,结合集输工艺论证,确定海安油田采用热输工艺进行管线输送原油,解决了海安油田高凝油集输问题。     

高凝油井自动计量技术

沈阳采油厂是我国最大的高凝油田,原油的最高凝固点达67℃.目前油井计量主要采用分离器玻璃管量油,其缺点是流程复杂,体积大,工人劳动强度大.随着开发的不断深入,沈阳油田的高凝油生产进入了高含水时期,原油伴生气急剧减少,低气液比油井采用玻璃管计量十分困难.针对高凝油生产的特点,研究应用了低油气比的油井自动计量技术,该技术能够优化目前的油井计量工艺,对油井产量进行准确、及时的计量.     

沈阳油田采油工艺发展及工艺措施方向

沈阳油田属于高凝油油气藏,目前已进入中高含水期开发阶段,采油工艺及工艺措施方向发生了根本转变.详细介绍了高凝油采油工艺的发展历程及注水工艺的演变过程,提出了沈阳油田工艺措施下步发展方向.     

油田开发后期原油的收集和处理(一)

油田开发后期会出现原油高含水,管道和容器被腐蚀,设备部件陈旧造成操作困难和生产事故,尤其是三次采油的原油收集和处理系统中新的要求。随着原油含水持续上升,产液量大幅度增加,从而使建成的原油收集和处理系统工程已不能适应原油生产的要求。针对原油生产出现的一些矛盾,苏联和美国等都进行了新技术、新工艺和新设备的研究和现场试验。根据近期所掌握的情报资料,下面着重介绍苏联和美国对高含水原油收集和处理的一些认识和做法。     

利用丛式井技术 整体开发沈阳油田

本文介绍辽河油田首次系统地利用丛式钻井技术整体开发沈阳油田(高凝油藏)的做法,并着重总结选择丛式井组的原则、设计及钻井工艺技术。在此基础上对丛式井中所遇到的技术问题提出了解决办法。用丛式井组整体开发沈阳油田的成功经验,在国内还是首创,供同行一阅。     

高凝稠油降凝(粘)驱油技术研究应用

井楼油田三区H3IV53层原油凝固点48~56℃,含蜡量26%~38%,地下原油粘度901~1052mPa·s,属高凝稠油油藏,采用蒸汽吞吐开采无法正常生产。针对这一开发技术难题,通过室内实验评价研制了高凝稠油驱油剂,在现场4口井应用取得成功,生产周期延长,周期产油量大幅度提高,实现了高凝稠油开采的技术突破。建议应用该技术动用井楼油田30×104t高凝稠油储量。     

沈阳高凝油油田建设施工

沈阳油田是1987年国家206项重点工程之一,也是我国第一个高凝油油田。其原油凝固点高达67℃,比美国洛基山地区高凝油的凝固点(50℃左右)和苏联乌津油田高凝油的凝固点(32℃)都要高。进行这种高凝油油田的产能建设在我国还是第一次,国内外都还没有成熟的经验可借鉴。 1 沈阳油田产能建设的特点沈阳油田用水力活塞泵采油,并确定水力活塞泵以高凝原油为动力液的开式循环流程。要求动力液温度达90℃、压力为20MPa、净化机械颗粒直径小于20μm,所以动力管线必须满足高温高压的要求,所有输油管线必须保温,所有工艺管线要“绝对”干净。沈阳油田产能建设的主要任务有112km的管廊带,2座大型联合站,2个变电所及系统小站和集输管线工程。     

塔中4油田产能建设地面工程的特点

塔中 4油田地面建设工程充分体现“两新两高”的建设方针。该工程不只是油田内部建设 ,还包括与之配套的沙漠输油、输气管道工程、燃气发电站工程、通信光缆工程和轮南原油稳定装置。塔中 4油田的内部建设包括站内及站外输油、供水、注水、气举、供电、通信、自动化、道路等系统的建设。为了把塔中 4油田建设成为具有90年代国际先进水平的沙漠油田 ,采用了国际和国内的新工艺、新设备、新技术。     

沈阳油田勘探开发现状及展望

沈阳油田地质条件复杂,油藏类型繁多,油品以高凝油为主.1986年投入开发以来,依靠科技进步,不断探索适合高凝油开发之路,配套工艺技术不断完善,取得了高凝油油藏高速、高效开发的效果.本文介绍了沈阳油田的开发历程、勘探开发成果以及油田开发存在的主要问题,并提出了今后的设想.     

提高高凝点原油混输海管抗风险能力研究

渤海油田油气资源储量丰富,开发潜力大,但原油多为高含蜡、高凝点,该性质为海上油田安全、高效开发带来了挑战。对于高含蜡、高凝点、高黏度的原油输送海管,渤海油田通常通过掺水外输方式进行输送。渤海某平台原油具有高含蜡、高凝点的物理特性,由于是新投产平台,产水量较低,掺水水源通常来自水源井,因此当水源井或掺水泵一旦发生故障无法实现掺水工况下,平台将会被迫停产,对海管进行紧急置换,将会严重影响产量。为了提高高凝点原油混输海管的抗风险能力,根据油田实际运行数据进行了理论研究,并开展了降低掺水量的先导性试验进行了验证,最终取得了理想研究成果,在提高高含蜡油田海底管道输送抗风险能力,确保油田高效开发方面提供了一定的指导意义。