多种站外单管集输工艺能耗分析研究

为实现站外集输工艺的简化优化,降低单管集输工艺的能耗水平,确定了不同产液量、含水率和集输半径条件下的单管冷输边界条件,再通过高温油井相互串接、高温油井串接低温油井实现单管冷输;并对现阶段常用的多种辅助集输工艺特点进行了归纳和梳理,从经济性和标煤量两个方面衡量不同辅助工艺的能耗水平。结果表明,在转相点之后,原油含水率越高、产液量越大,所能实现的集输半径越大;在转向点之前,原油含水率越低、产液量越大,所能实现的集输半径越大;辅助工艺中保温隔热油管的费用年值最低,同时标煤量最低,该工艺不消耗任何形式的能源,达到了节能降耗、降本增效的目的。

关于电泵井单管集输的设想

大庆油田电泵井的数量虽然只有１０％，但其产油量却占２３％，电泵井到计量间需要伴热管线相随，来保证原不至于凝固影响传输，由于电泵井井剩余温度高，可以保证原油输送到井站，不需伴热管线。本文就电泵从井底温度，电机温升，以及井口温度的现场测试，提出电泵井单管采输，节能降的设想。

浅谈单管集输工艺在东北腰英台油田应用

松辽盆地长岭凹陷构造中的腰英台油田位于长春市西北部约170km处,主要勘探井位于吉林省松原市境内,由中石化华东分公司投资开发,该油田于2006年在腰西区块开始10×104t/a产能建设,集输流程采用单管集输加热工艺、密闭集输流程,采用单井进站、集中计量与加热、油气混输、集中分离的三级布站集输流程,该流程单管集输、无需掺水或伴热,节约建设投资,运行能耗小,在集输环境相对较差的东北地区,依旧可以满足油田生产需求。本文将阐述该集输工艺在腰英台油田现场应用情况,该集输工艺在东北地区成功应用,对东北地区高含水油田油气集输处理具有较大借鉴意义。

外围油田单管不加热集输现场试验探讨

大庆外围油田属于高寒地区的低渗透油田。近年来,为了降低地面建设投资,主要采用树状电加热集输工艺,但是随着工艺的推广,耗电量猛增,节能降耗成为一大难题。为了进一步优化集输工艺,降低能耗,开展了高寒地区不加热集输现场试验。试验主要采用单管通球加电加热保驾流程,在敖古拉油田开展了现场试验。通过现场试验和理论计算,分析了高寒地区单管不加热集输工艺的适用性。分析表明,在合理安排通球周期的情况下,单管不加热集输工艺可以应用于高寒地区较高产量的油井和区块,为今后油田集输工艺的发展探索了一条新的途径。

基于面向对象和二叉树的油气集输管网水力计算

为了更好地掌握油田集输管网的水力情况,针对油田常见的单管环状掺水集输流程,提出一种基于面向对象思想与二叉树的水力计算方法。该方法将油气集输管网表征为实例化对象的组合,以字段、属性存储对象参数,建立了水力计算模型,基于二叉树理论对系统集油和掺水管网部分的流量、温度、压力分别采用不同遍历顺序进行求解。据此开发了油气集输管网水力计算软件,可对实际的生产集输系统进行计算。结果表明:该方法能大幅减少前期建模工作量,同时具备计算速度快、适应性强、稳定性好等优点,并且最终计算误差约为5%,具有较强的实际应用价值。