集输管线的停掺水温降规律研究

为确定不加热掺水集输工艺的安全停输时间、再启动方案和停输检修安排,必须要掌握管线的停掺水降温规律。利用FLIUENT软件对不同季节和不同含水率下管线的停掺水温降过程进行了数值模拟,可知管段凝结时间与含水率和环境温度有关,为不加热掺水集输流程的工艺设计提供了相应的理论支持。

杏北油田集输系统停掺冷输实施效果与潜力分析

以杏北油田停掺冷输试验工作的应用情况为研究重点,阐述油田集输系统现状,以及研究不加热集输边界条件、探索工作的必要性;并针对选择的8个试验队在运行过程中的各项生产数据进行跟踪分析,得到初步的停掺冷输适用条件:平均单井产液量在27m^3/d以上,平均回油温度超过30℃,含聚质量浓度低于150 mg/L,问题井数小于10口时适于进行停炉停掺冷输工艺运行。该研究为杏北油田的精细控制集输系统能耗规模,挖潜集输降掺潜力,降低油田生产能耗提供了依据。

环状掺水工艺降温集输试验技术研究

大庆油田外围低产、低渗透油藏原油集输物性差,油井产量低,单位产能建设投资高,集输能耗大。其中,油气集输环节分别由集油、脱水、原油稳定处理及储运能耗4部分组成。各部分中,集油部分的能耗更是占到集输系统总能耗的60%～80%,设法降低集油环节的能耗是集输流程节能的关键。对此,开展了确定安全混输温度界限的室内外试验,实现原油在凝固点附近安全运行。根据中高含水期油田开发的特点,对高产液、高含水的集油环开展不加热集输试验。试验区试验结果表明,原油含水率达到并超过转相点后,其流动阻力明显下降,有利于低温集输;对于部分产液量大于20t/d、含水率大于80%的集油环,可采取季节性停掺冷输工艺;对于长期低温运行的集油环出现的开井困难情况,可采取管线热洗、通球物理清洗,增加管道泵、混输泵或工艺改造等措施加以解决;对于污水处理反冲洗效果变差的情况,需要加强适合低温处理药剂的研究与应用。

输油站库节能途径分析

通过对采油井近年来掺水量消耗不断升高的情况调研,分析制定了合理的停掺计划,降低了掺水能耗,同时应用加热炉图版提高进出口温升,降低排烟温度实现节气运行,有效的降低了站库能耗。

陈家庄油区生产优化研究

针对油田当前生产形势,以优化生产运行为根本,达到节能、减排、降本、增效的目的。集输陈庄站结合生产实际提出停掺稀油方案,在保证生产正常运行的情况下停运了两台稀油流量计,一台稀油加热炉。停掺稀后,进站处理液量降低,每月进站液量减少2.3万m^3左右;管线干压降低,由0.42 MPa降至0.36 MPa;外输排量降低,外输耗电降低。年节约燃煤649.926吨,取得经济效益201.46万元。不但在节能降耗方面表现突出,还降低了职工的劳动强度,提高了生产效益。

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)