远距离区块掺水流程

在偏远零散的集油区块采用掺水流程会出现回压高、回油温度低、掺水压力高、掺水温度低、掺水量大等问题,常采取的解决方法主要有三种:一是在阀组间增加混输泵,二是在集油掺水阀组间增加升压泵,三是在集油掺水阀组间设电加热器。集油半径超过10 km掺水流程集输时,现有集输条件往往无法满足集输要求,需采取措施。水力条件不能满足要求时,井口回压>1.5 MPa可考虑阀组间设混输泵混输回油,否则考虑设升压泵在升压站内掺水。

单管环状掺水流程集油环单井产液量计量研究

油井油、气、水的三相计量是油田生产管理中的一项重要工作,对油井产出液进行准确、及时计量,对掌握油藏状况、制定生产方案具有指导意义。卫星油田地面单井集油工艺主要采用环状掺水工艺流程,单井计量方式以示功图法为主。但是由于功图法量油仅适用于泵况正常的油井,若出现双凡尔漏失、震动大等造成悬点载荷变化异常的因素,严重影响"功图法"量油计量数据的准确性。所以采用三相计量装置测量单井产量,用以校正功图的方法来实现更为精确的单井计量,并进行误差分析,为油田单井计量的校正提供了新思路。

对环状掺水流程井在生产中的认识

随着油田进入高含水期开采,虽然我们做了大量精细挖潜、优化调整的工作,但总体形势仍然不容乐观。在油田井数增多的同时,投资成本上升的趋势也越来越快。在本着节能减排的工作思路下,在油井地面集输设计中应用环状掺水流程的方法,使油井的生产成本大大下降,但同时在生产过程中也存在一些问题。文章对应用环状掺水流程的井在生产过程中的一些问题进行了探讨,得到了一些认识,以便在今后工作中逐步加以完善。

稠油区块掺水流程系统平稳运行的探讨

针对稠油区块开发中应用空心杆泵上掺水或地面掺水,超稠油开发过程中应用地面掺水集中加热伴输,达到降低原油粘度。其掺水流程设施存在着因设备、管网等问题影响掺水系统无法正常运行,导致该区块不能正常生产的工艺流程设计缺陷。在原有的掺水工艺流程的基础上,通过完善工艺流程达到稠油区块的正常生产,提高开井时率,减少原油产量损失的目的。

掺水流程下数字化系统在单井洗井中的研究与应用

随着油田开发的不断深入,为了节能输送,降低生产成本,华北油田分公司第三采油厂饶阳采油作业区改变传统的三管伴热模式,采用单管环状掺水集油工艺。掺水集油工艺的应用带来了较为显著的经济和社会效益,但在应用过程中也出现了一些问题,影响了油井生产。针对洗井作业造成掺水环内油井回压高的问题,对作业洗井、蒸汽热洗、常规热洗三种形式对环内油井井口压力的影响进行数据对比分析,发现作业洗井对井口回压影响最大;对如何降低作业洗井对井口回压影响的方法和措施进行探讨,确定采用降低环内掺水量、优化作业洗井的方式保障原油产量及生产安全平稳运行。

某稠油区块掺水降黏集输流程改造方案比选

古城油田BQ10区稠油开采采用注采合一集输流程,稠油单井集输采用低压蒸汽伴热方式。掺水降黏集输流程有注采合一、注采分开两种。稠油区块单井掺水量主要由原油含水、出油温度及油井产液量等因素来决定。建议采用注采分开、新建部分单井集输与掺水管线的方案,即利用原单井注采合一管线作单井注汽管线,新增部分单井集油和单井掺水管线、单井集输与掺水管道采用埋地敷设方式。

乌尔逊油田掺水集油系统降温集输效果分析

乌尔逊油田环状掺水集油系统受自然地理条件差(高寒),低产、低效井所占比例大,气油比低、原油凝固点高等因素影响,掺水集油系统生产能耗较高。在优选、控制掺水压力和温度不变的条件下,逐步降低单环瞬时掺水量,观察集油环回油压力、回油温度,单井回压的变化,研究影响降温集输的主控因素,摸索各集油环在不同季节的合理掺水量和极限回油温度。通过1年的现场试验,确定了影响乌尔逊油田降温集输的主控因素和各集油环在不同季节的合理掺水量,降低了掺水集油系统生产能耗。

中东地区高盐重质原油电脱盐掺水工艺优化研究

针对中东地区原油高盐、重质的特点,根据国内外先进的脱盐工艺流程,开展脱盐工艺优化研究。对一级洗盐流程、二级洗盐流程和二级洗盐+级内循环流程进行了分析对比,通过理论计算优化洗盐掺水比例,经现场数据验证,推荐二级洗盐+级内循环流程。该流程可以大大降低洗盐水量、有效提高洗盐水的利用率、降低下游污水处理设施及蒸发池的负担。同时,对电脱盐洗盐掺水量、掺水水质、洗盐水掺入位置、掺水混合强度进行了优化研究,为不同工况下原油的洗盐掺水设计提供参考。

大庆油田集输工艺低温集输技术试验研究

大庆油田分别于2003年和2004年在老区双管掺水流程和外围环状掺水流程中开展了低温集输研究。由试验得出结论:双管掺水流程采用掺常温水不加热集输方式,在投入方面较合理,节能效果明显;环状掺水流程低温集输可通过控制掺水温度和掺水量实现节气目标;双管掺水流程的单井回油温度可控制在原油凝固点以下10℃左右;环状流程集油环回油温度应控制在原油凝固点附近。

Pipephase API在油气田集输系统上的应用

Pipephase软件广泛用于油气生产、集输网络的分析计算,其非中文用户界面及建模过程较为繁琐,这使得很多工程人员短时间内无法准确、高效地使用此款软件,但很多情况下还希望借助该软件的管网分析能力,编制更加实用、高效的应用程序。针对此问题,对Pipephase API接口技术进行了解析,确定了两种接口调用方式和主要API函数的用法。基于VB语言和COM API编制了单管环状掺水集油工艺参数优化计算的示例软件,给出了详细的实现方法。与PipephaseE GUI相比,示例软件操作简便、分析效率高,计算功能也得到了扩展。

大港南部油田集油工艺技术试验及优化措施

大港南部油田经过20多年的开发,随着综合含水率的大幅度上升,一直沿用的双管掺水集油流程的适应性越来越差。针对原油集输系统运行能耗高、设施腐蚀严重、存在安全环保隐患等问题,大港油田自2004年开始进行了原油流变性分析与试验、集输管材的选择试验、油井远程自动计量技术试验等集油工艺优化研究,取得了显著的效果。阐述了大港南部油田集油工艺优化过程应用的主要技术措施及参数范围,为今后开展集输工艺优化提供了经验。

F142区块地面集输系统优化

F142区块单井产液量低,自开发以来单井集输依靠汽车拉油,随着该区块产能块的增加,大规模的汽车拉油增加了生产成本,同时也增加了油品的蒸发损耗。针对目前存在的状况,本文对F142区块地面集输系统进行了优化,采用油井加热后串接流程解决了低产油井集输问题,降低了生产成本,减少了油品的蒸发损耗。

基于大数据平台的集油管道运行特性预测方法研究

基于大数据平台,运用python语言进行编程,建立了原油双管掺水流程集油管道水力热力神经网络回归预测模型。以大庆油田某计量间及其所辖6口采油井为例,分别建立了各集输管线的传热系数及水力摩阻系数的BP神经网络回归模型,校正了传统计算公式,并通过计算平均相对误差对模型进行了验证,结果满足实际工程标准,表明该组回归预测模型可用于现场实际运行参数的计算。

实施“分区分类”管理 科学提高油井泵效

在油井管理中,结合实际,提出的地面"分区分类"管理模式,从实施效果来看,在泵效的提高上有了长足的进步,"分区分类"管理模式得到了肯定。

电伴热集油流程应用评价及节电规律探讨

本文介绍了电伴热集油流程在兴茂公司的应用情况,并针对兴茂油田的实际情况,对新建电伴热集油流程与原集油方式和老区掺水集油流程的投资与运行成本进行对比分析,总结了电伴热集油流程这种集输模式的特点。针对电伴热集油流程积极开展节能措施达到节能降耗的目的。

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。