吉7稠油电脱密闭处理解决方案与应用

吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,原油处理采用“两段热化学大罐沉降”工艺,存在处理工艺不密闭、处理流程长,油气损耗大的问题。吉祥联合站原油处理系统额定功率10000 kW,油气损耗率达0.02%,年耗损油气约900 t。为优化简化原油处理工艺,减小油气损耗,实现密闭处理和在线动态交油,进行了联合站原油电脱密闭处理现场试验。油水界面调节技术和竖挂极板组合电场脱水技术的成功应用,确定了吉7稠油电脱处理最佳时间为1.6 h,电脱水处理可将脱水温度由85℃降低到75℃,破乳剂投加量由240 mg/L优化到160 mg/L,年节约药剂成本46万元。电脱橇处理后原油含水率可稳定控制在2%以内。吉7电脱处理工艺为同类型稠油短流程密闭处理提供了技术支撑,为降低稠油脱水处理能耗和成本,减小VOCs排放提供了技术思路。

油田智能巡检及控制技术的研究及应用

随着油田的大力开发,管理油水井数将大幅增加,传统的人工巡检方式工作量大,运行成本高,管理难度大,需要研究一种智能巡检及控制技术。通过研究无杆泵举升及配套技术、含水液量在线检测技术、注水井在线调水技术,应用DCS系统进行数据传输及控制,形成了一种智能巡检及控制技术,减少了设备维护工作量和劳动用工,达到了减员增效和降低安全环保风险的目的,实现了优质、高效、绿色、智能的采油目标。推进油田生产管理模式创新,提高管理效益、生产时率,降低运行维护难度和成本。

高频脉冲原油脱水技术在页岩油处理中的应用

吉木萨尔页岩油是新疆油田公司近年来发现的两个10亿吨级大油田之一。页岩油凝点高,乳化程度高,采用常规的热化学脱水工艺存在处理难度大、处理流程长、处理能耗高等问题。通过高频脉冲脱水工艺的研究与应用,页岩油可实现密闭、高效、低成本处理。油井采出液经过油气分离后,进入高频脉冲处理装置内,先经过电磁辐射降黏,再经过高频脉冲破乳,最后经过高频电场聚结脱水,在脱水温度50℃、破乳剂质量浓度50 mg/L的条件下,处理后的页岩油含水率达到0.5%以下,出水含油量质量浓度控制在500 mg/L以下。高频脉冲处理技术将常规的常压多级沉降处理工艺优化简化成一级密闭处理工艺,实现了动态交油,降低了处理能耗,吨液处理耗电量是常规电脱装置的50%。

昌吉油田吉7井区稠油黏度的影响因素研究

本文以准葛尔盆地昌吉油田吉7井区稠油油藏为对象,研究了含水率、温度、化学添加剂对吉7井稠油黏度的影响。

智能化技术在大平台地面建设中的研究与应用

随着油田不断朝着智能化、数字化方向发展,新疆油田吉7井区也进行了智能化改造。为减少征地面积,节约投资费用,降低管理难度,新疆油田吉7井区首次成功研究并应用了井站一体式采油平台地面工艺。研制出测量精度高、适应稠油的在线含水测量装置,解决了无杆泵举升技术无有效单井在线含水测量方法的难题。同时结合自动化远程监控技术,全面提高油田自动化、智能化水平。本文通过对国内外地面工艺技术的调研,结合吉7稠油注水冷采开发的特点,按照"多井丛—大平台—井站一体式采油平台"的设计理念,在标准化设计、工厂化预制、模块化建设的基础上,实现了设备集成一体化,生产数据信息化,管理人员扁平化,含水测量在线化,视频监控实时化,参数控制自动化等诸多前沿性技术。形成了具有新疆油田特色的普通稠油地面建设和自动化技术,成功推动了油田大型井场的智能化建设和发展。

昌吉油田冷采稠油回掺热水集输特性

为适应注水冷采稠油地面集输要求,昌吉油田下设吉7井区采用了回掺热水集输工艺。随着产能建设规模的不断扩大,吉7井区出现了油井掺水温度和压力较低、掺水量过大等问题。通过统计现场相关生产数据,分析了油井掺水量的主要影响因素,计算了回掺热水集输过程中的热力损失,并进行了部分油井的停掺热水试验。结果表明:油井回掺水量主要受油井集输管长影响;掺水集输管道的保温效果较差,热力损失较为严重;在停掺热水集输过程中,井口采出液存在较明显的段塞流,极易造成油井采出液集输困难。研究成果可为昌吉油田冷采稠油的现场管理和工艺优化提供理论指导。(图7,表1,参20)