水平油田油井回压高原因分析及整改措施

针对水平油田油井回压高现象全面系统地加以分析,指出该油田原油温度低、油稠结蜡、伴生气少、外输干线长是影响油井正常生产的主要原因.通过外输泵排液、升温加药降粘等整改措施,油井回压由原来1.35MPa下降到目前的0,35MPa.实施效果表明,降低回压对保证水平油田采油系统平稳运行非常有效.     

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。     

冀东油田天然气集输管网系统的优化

冀东油田天然气集输管网系统通过优化措施,提高了天然气集输系统的处理能力。先导试验站的设计处理能力由80×104m3/d提高至110×104m3/d(陆岸终端联合站的设计处理能力)：增大了天然气管网下游用户使用量,建设了20×104m3/d的DNG加气站;增加了天然气外输增压设备,及时协调下游天然气使用单位,保证气相压力平稳,保证了三相分离器压力操作压力控制在0.4 Mpa左右,从而保证了各采油队外输汇管压力在05～0.6 MPa之间,实现了降级井口回压的目的。     

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.     

同步回转油气混输装置试验

通过池46井区同步回转油气装置的现场试验,实现了井口—联合站泵到泵全密闭油气混输工艺,充分回收了伴生气,将轻烃厂液化气产量由25 m3/d增加至50 m3/d,轻油产量由2~3 m3/d增加至5~10 m3/d,经济效益显著.该装置可有效降低井口回压,优化了集输管网,串接管网可节省管线长度40%左右,降低工程建设投资.     

负压采气技术在丘东气田低压气井中的应用

吐哈盆地丘东气田历经多年衰竭式开发,地层压力由原始地层压力29.0 MPa下降至目前的5.7 MPa,近半数气井井口压力已下降至低于集输系统压力而导致无法连续进站,严重影响气田正常生产。在对丘东气田地面集输流程、井口压力现状、气井生产潜力及储层渗透性分析的基础上,探索负压采气工艺技术在丘东气田实施的可行性及工艺技术参数,通过对比不同类型压缩机性能参数及设备优缺点,从满足现场需求、性能稳定、成本低和后期维护方便等方面优选出燃气驱动螺杆压缩机,安装至单井或集气站,通过抽汲将来气压力降至负压,同时提升外输压力以实现连续稳定输气。丘东气田现场实施36口气井,平均单井井口压力下降0.37 MPa,平均单井日产气量增幅达177%,且压缩机运行时率达97.5%,延长了气井生产寿命,提高了气藏采收率,展示出低压气井实施负压采气工艺技术良好的应用前景,为低孔隙、低渗透、低产水气藏的效益开发提供了新的工艺技术思路。     

长庆油田井口高回压影响因素及治理措施

针对长庆油田部分油井高回压的现状,对其影响因素进行了分析,认为原油黏度高、极端地面温度低和地形起伏高差大是产生井口高回压的主要原因,提出了采用加热降低原油黏度、套管口添加破乳剂、井口安装自力式调节阀、在井场安装增压橇、增压点安装混输泵、防蜡和清蜡工艺等来解决该问题的措施,使近50个试验井口的油井回压由4～10MPa降低到≤2.5MPa。     

高压油气分离质量事故解决方法

在双南油田高压集输工艺中,出现了严重的油气分离质量事故,反映出设计上存在某些问题,下面介绍一下投产后出现的问题及处理方法。 1 投产流程高压油气井(油压一般在10MPa以上)的油气自井口经水套炉升温后节流降压到2.5MPa(据回压而定),输往计量站,经高压量油测气后进入生产汇管,然后并入外输阀组,再输往联合站进行油气分离。油气管线长约13km,输送量为30万m~3/d(标)天然气和300t/d原油。原油经节流降压后进入密闭缓冲罐或大罐,天然气经分离后进油田高压气输气管线,。     

胜利海上平台谐波分析与治理措施

海上油田在开发过程中,外输泵、电潜泵等应用非线性阻抗特性的电气设备在调控生产、节约电能的同时产生了大量的谐波,影响了电气设备的寿命和自控系统的可靠性。为了掌握海上平台电网谐波的实际情况,以胜利埕岛油田CB22F平台为研究对象,测量该平台的电能质量。经过安装有源滤波器后,三相电流中5、7、11等高次谐波含量大大降低。以A相电流为例,总谐波电流有效值由69.5 A下降到1.91 A,补偿率达到97%以上。测量结果表明,治理措施实施后各次谐波含量降低,有效改善了平台的电能质量。     

运用套压控制油管管柱漏失方法研究

老178块海上生产平台A井投产后液量下降明显,对井口憋压数据分析认为该井存在管柱漏失现象,综合考虑海上油井作业成本,拟采用憋油井套压法维持该井较高水平生产。通过现场憋压生产试验,确定将油井套压控制在3.4MPa时,能较好的控制漏失,且能保持较高沉没度,油井在液量14.5t/d的水平正常进行。     

埕岛油田原油集输管网仿真及平台回压预测研究

按照埕岛油田"十三五"规划的提液要求,油田三个中心平台存在处理规模不足、末端平台回压较高等问题,因此需对各平台所辖管网进行调整,提升平台的现有液量处理能力。通过对生产数据进行分析,利用PIPEPHASE软件对埕岛油田三个中心平台集输管网进行了仿真计算。用现阶段生产数据对仿真模型进行精度验证和调整优化,得到了精度较高的管网仿真模型。用优化后的高精度仿真模型对三个中心平台2025年的井口回压进行了预测,发现中心一号、三号平台的CB701和CB22D卫星平台的井口回压分别达到了2.41和2.42 MPa,逼近生产临界值2.5 MPa,因此未来生产过程中需对这两个卫星平台进行严密监控,防止超压,保障油田正常生产。     

埕北35井组平台及海底管道油气集输系统的工艺设计

经多方案技术经济对比，决定胜利浅海油田埕北35井组平台及海底管道油气集输系统采用无人值守平台和海底管运输油、油气混输上岸方式，即利用井口剩余压力（达2．0MPa）将油气经海底管道直接混输至桩古46加热站，经加热后再输送至海二接转站。该系统具有平台小型化、流程简单、设施少、井口平台与生产平台分开布置，管理方便、投资与运行费用低等特点。该系统主要是由平台流程（包括油气收集流程、加药流程和海水流程组成）与海底管道（采用保温双层管结构）组成，主要设备有计量分离器、电加热器、海水泵、药剂泵、药剂罐及流量计。最后介绍了井口平台与生产平台的结构，并对配电及自控设计进行了简要说明。     

油气混输泵降压工艺在胜利海上埕岛油田的应用

胜利海上埕岛油田管网复杂,部分管段干压高,不仅造成外输困难,油井生产不稳定,产量受到限制,而且还使外输存在隐患。针对这种情况,对部分管网进行了改造,加设了油气混输泵。文章介绍了油气混输泵的工作原理、特点、安装位置的选择及工艺流程。安装了油气混输泵后,可降低井口回压,扩大集油半径,增加原油产量,节能降耗效果明显,有利于安全生产。     

王集-稠油联合站集输管线运行参数优化

稠油含油较多胶质、沥青质,黏度高,流动性差,井站来液温度53℃,需要加热至69℃,才能保证正常输送、原油脱水要求。为了降低稠油集输加热费用,开展了王集1#集油站-稠油联合站集输管线参数优化,降低王集1~#集油站外输温度,控制外输压力。外输温度平均降低11℃,实现了稠油低温输送,减少了稠油集输加热消耗。外输压力由1.3MPa升高到1.5MPa,满足管线设计指标,外输压力保持稳定。     

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。     

破乳降粘不加热集输技术

阐述了破乳剂的降粘机理，通过试验对原油乳状液的流变性进行了研究，发现乳状液在破乳剂的作用下，转换点和粘度均有较大的下降，流动特性得到改善。据此原理，将破乳剂应用于单井集输，进行井口加药。探讨了破乳剂的评选、井口加药装置的设计安装等问题。将取得的结果用于油田生产，实现了单井不加热集输，取得了显著的技术经济效益。     

高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践

在油田开发后期,随着产液量的增加及综合含水率的升高,使得油田集输系统的负荷加大,造成电能和天然气的消耗越来越大。针对这种情况,基于集输系统节能潜力点的分析,以区域性转油站、联合站为重点,进行了系列性节能改造实践。采取的技改措施包括外输泵优化梯次配备、外输变频装置更新及优化运行、加热炉烟道挡板调节技术、加热炉物理除防垢。实施上述措施后,吨液耗电从0.99 kWh/t降至0.97 kWh/t,吨液耗气从0.62 m^3/t降至0.60 m^3/t,大幅提高加热炉燃烧效率,显著降低集输系统的生产成本,确保高含水油田开发的经济性、高效性。     

一种油气全密闭集输技术

1.“一热两用三无”流程简介 所谓“一热两用”是指原油稳定和原油外输两道工序所需的热量由加热炉一次完成。另外,“两用”的含义有两个:其一是利用端点加药,高效油气水分离技术,去掉电脱水器。其二是利用分离器到稳定塔的压降产生的大量溶解气来降低系统摩阻,从而降低井口回压。“三无”是指无旁接罐、无脱水泵、无电脱水器。这种流程充分利用了油井的剩余能量,节省了设备,实现了油气集输系统最简短的全密闭工艺。     

油气集输系统端点自动加药工艺

油气集输系统端点自动加药工艺,系指在系统的端点计量站,通过自动加药装置向集油管线内添加破乳和阻垢等药剂,从而达到原油破乳、降粘、除垢等目的。本文主要介绍了自动加药装置的组成、工作原理和安装方式。实现端点加药后,加药量由原来的110t/a 降至66t/a,同时收到了明显的破乳、降粘、防垢等效果。该装置具有结构简单,管理和维修方便等特点。     

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。