单管冷输集油在葡北油田的应用

针对葡北油田地面系统存在的集输半径不合理,地面设施腐蚀老化严重,运行能耗高及安全隐患突出等问题,在单管深埋冷输试验及配套技术研究的基础上,对葡北油田进行冷输工艺调整改造。对葡北油田已改造完成的4座转油站运行情况分析,单管深埋冷输工艺与单管环状掺水流程相比平均单井节省改造投资4.5万元,与双管掺水流程相比平均单井节省改造投资8.3万元,单井年节省运行费用达到2.65万元。

XB油田特高含水期油井单管深埋冷输边界条件研究与应用

为了简化集输工艺和降低运行成本,对特高含水期油井单管深埋冷输边界条件进行研究,通过建立单管深埋冷输工艺模型,明确了单管深埋冷输工艺边界条件的计算方法,该方法可指导单管深埋冷输的应用范围。并在XB油田31口采油井开展了现场试验,结果表明,单管深埋冷输工艺适合于现场应用,应用后可有效节约电能及天然气消耗,年节电量11.12×10^(4)kWh,年节气量24.40×10^(4)m^(3),年节约管道维护费用49.6万元,可促进油田绿色低碳高效发展。

大庆油田某区西部地面冷输井影响生产因素分析及对策研究

2009年某油田地面集输工艺开始采用单管冷输工艺流程,取代了双管掺水工艺流程,为地面建设节省投资的同时,也简化了地面集输工艺。大庆油田某区西部经过3年的运行已经成功投产单管冷输井488口,但由于大庆油田冬季温度低、新工艺配套技术不成熟等因素影响,造成单管冷输井在前期投产时遇到诸多问题,如易冻堵、回压高等影响油井时率。本文针对单管冷输井存在的问题进行深入分析,总结规律,并采取相应的措施,保证了冷输井的正常运行。

葡北油田系统调整改造的整体认识与效果分析

葡北油田2006年开始冷输试验,2008年开始对葡北8#站、10#站进行整体的系统优化调整改造,目前已对葡北8#站、10#站、12#站、9#站、6#站、11#站地区进行了整体的系统优化调整改造。葡北地区共有单管冷输油井427口,占葡北地区11个采油队总井数的35.38%,主要针对葡北油田系统调整改造的效果进行分析,对改造中积累的经验进行总结。在已有的技术及经验基础上大胆探索新技术、新工艺,在葡北6#站地区首次开展二级布站试验,探索高寒地区二级布站的可行性,扩大冷输工艺的应用范围,力求工艺最简化、投资最小化、运行成本最低化。