昌吉油田冷采稠油回掺热水降黏集输工艺

昌吉油田所辖区块油藏具有原油黏度高,储层中低渗的特点,采取管网远距离集输工艺,存在井口高回压甚至凝管等问题,而采取井口单罐生产收油车倒油至集中处理站的集输方式,存在收油车卸油困难、单罐电伴热能耗高、收倒油运费高、巡检管理不便、影响原油连续生产等问题。为此,采用回掺热水降黏集输工艺,使昌吉油田实现了稠油的管网集输,吨油运行成本降低46%。探讨了该工艺在实际运行过程中暴露的问题,提出了停加降黏剂、在各回掺水配水站增加燃气水浴炉、使用伴生气代替CNG作为相变加热炉燃料等解决方法,取得了显著的经济效益和社会效益。(图8,表1,参11)

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)

昌吉油田掺水系统结垢机理分析及对策研究

昌吉油田属于中深层稠油油田,为了解决稠油流动性差的问题,地面集输采用双管伴热回掺热水工艺。但该工艺在运行过程中掺水系统出现了不同程度的结垢,以换热器内结垢最为严重。通过对掺水系统结垢机理进行分析,采取了以下措施:将出站温度设定在55~60℃之间,减少换热器出口温度波动;将掺水比控制在60%~70%之间;出站压力控制在2.1 MPa左右;将井口回压控制在0.6~0.9 MPa之间。另外,还采用了物理阻垢和化学药剂阻垢的方法。通过采取上述措施,减缓了系统结垢趋势,延长了设备清洗周期,节约了生产费用,提高了设备使用效率。

渤海某油田原油除砂工艺设计研究

渤海某油田属于特高孔高渗、疏松砂岩油藏,稠油粘度高,对岩石的拖拽能力强,采用蒸汽吞吐开采模式,注热后降低岩石的胶结强度,加剧地层出砂风险。目前油井运用适度防砂措施,采出原油出砂概率升高,因此设计一套除砂工艺,提出将热水回掺、管道混合、密闭容器旋流喷射自吸装置、旋流除砂、卧螺机等技术整合一体的处理流程,解决出砂对采油工艺系统影响的问题。整套流程具有紧凑节能和环保的特点,为海上热采开发油田的除砂工艺提供了参考和经验。