利用短路效应减低环状掺水集输流程能耗方法

针对油田常规环状掺水集输流程特点,分析常规流程的掺水量与掺水温度、系统总能耗之间的关系,找出常规流程存在的节能"瓶颈",借鉴地下埋管换热器"热短路"现象,提出新的环状掺水集输流程,建立2种环状集输掺水环路的能量平衡模型.结果表明:(1)掺水量增加,环路温度降低,联合站掺水温度越高,环内温度波动越大;掺水温度高,系统能耗大,掺水量低,掺水量和系统能耗随着温度变化曲线存在交叉点.(2)常规流程的节能"瓶颈"是考虑保证联合站回油温度时,需使计量间回油温度高于联合站回油温度,从而使计量间内各环回油温度不低于联合站回油温度.(3)新的环状集输掺水环路使满足系统运行的掺水量和系统总能耗减小,计量间内环路回油温度降低,计量间环路能耗减小20%左右.该研究结果对于指导油田环状掺水集输流程改造具有一定的借鉴作用.

环状掺水集输工艺模拟试验装置研制与应用

原油集输工艺运行参数是以回油温度值在原油凝固点附近为参照进行优化确定,制约了对降温集输潜力的进一步探索与挖潜。以该领域常用研究方法存在的相关局限性为着眼点,综合考虑工质、土壤环境温度、集油管规格及介质流速等工况因素,研制了一套具有较强适用性和可操作性的环状掺水集输工艺模拟试验装置,对于完善油田地面工程试验装备与手段,落实油田节能降耗指标具有重要意义。

掺水集输系统掺水量的影响因素研究

针对掺水系统系统能耗高的状况,展开掺水量影响因素研究。通过分析,总结出掺水量的主要影响因素包括掺水温度、环境温度、井口出油温度、产液量、井口出油温度、集油半径等。结合大量的计算,分析各影响因素对掺水量的具体影响,得出一般性结论。

油田掺水集输系统掺水、回站双流程仿真的实现

为解决油田掺水集输系统仿真精度不高,掺水、回站双流程不能同时实现的弊端,基于拟牛顿的循环迭代方法,提出了一种在线算法。该方法把系统各节点的流量作为约束条件,以实际生产数据为基础,通过拟牛顿方法求出掺水流程节点和管线参数,根据计算结果及油井采出液参数,应用混合量热原理,构造回站流程仿真的初值及迭代公式,最终使其回站温度与联合站加热炉入口温度达到一致。

掺水集输管线应用高频电场防垢试验研究

目前，原油掺水集输管线在用防垢措施进行分析的基础上，本文探讨了应用高频电场防垢的原理，介绍了高频振荡防垢器的结构，提出了设计中某些关键问题的解决办法，给出了高频振荡防垢器的试验效果，分析了其经济和社会效益。最后指出该方法在油田掺水介质中起到显著防垢作用，并对管垢及附着物起到疏松脱垢作用，有着广阔的应用前景。

江37稠油区块原油掺水集输特性研究

为了满足江37区块原油集输系统参数设计的需要,依据室内实验,测定了该区块原油的凝点、倾点等一般物理化学性质,研究了含水原油黏温特性,测定了不同温度下掺水原油流变特性,并对集输特性进行了分析。研究表明,江37稠油区块原油采用升温办法集输是十分有效的,但并不需要较高的温度;当含水率不超过30%时,可以采用低流速集输,当含水率超过30%以后,应采用高流速集输。

吉7井区稠油掺水集输工艺研究及应用

吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,地面集输采用井口掺水工艺,原油处理采用两段热化学大罐沉降工艺。吉7井区回掺水工艺的应用有效解决了井区稠油地面集输问题,但随着产能建设规模的扩大,南部高黏度原油区域已经开始大面积动用,稠油地面集输的可行性还需要理论研究作支撑。因此,需进一步对高黏度稠油流变性能进行深入研究,明确高黏度稠油的黏温曲线,确定高黏度原油的集输工艺,并对高含水井无法停掺的问题进行深入分析,进一步优化掺水集输工艺,降低回掺水量。通过对原油处理系统进行优化,降低了处理系统能耗,并使处理系统能力满足产液需求。

稠油单井掺水集输节能技术

新疆油田稠油集输主要采用两级半布站流程。采用环道实验装置,测试油水混合液的流变特性,通过油水混合液黏度随含水率的变化,确定油品的反相点。室内实验表明,某区块原油反相点明显,单井掺水温度不低于55℃。某区块315口井应用单井集输掺热水节能技术改造后,每年可节约天然气467.73×104m3,节水8.1×104m3,节电26.84×104kW·h,CO2减排量1.05×104t,折合节约费用504.6万元。

玛湖原油掺水集输流动特性研究

玛湖油田生产周期内液量变化大、同时采出液含水率逐年降低,致使常规集输工艺适应性差、投资运行成本高。为了保证生产集输安全运行,降低运行成本,利用室内环道进行了玛湖原油掺水集输流动特性实验研究,通过改变掺水量和掺水温度,测量玛湖原油在管流过程中的流速、温度、压降等特征参数,得到了不同含水率、温度、流速下油水两相流的压降规律和反相规律:油基流阶段,压降梯度随流速的增大近似呈线性增长,随温度的升高明显减小,随含水率的增大而增大,并在反相点处达到最大;水基流阶段,压降梯度随混合流速增大而缓慢升高,随温度升高略有减小,随含水率增大变化不大。此外,混合流速增大和集输温度降低都可以降低转相的临界含水率,促进反相提前发生。

掺水集输工艺技术

本文对掺水集输工艺技术原理及作用进行阐述，以及该技术适用范围和特点，同时结合华东石油分公司苏北小油田油井分散，单井产量低，新井生产不含水采油期周期短，油井产液的含水率上升快并且周期长等特点，掺水集输工艺技术适合苏北小油田高含水期油气集输工艺技术，使得工艺既满足油田开发集输的要求又能节能降耗，降低采油成本，提高经济效益，对苏北油田地面油气集输建设具有现实意义；以及对掺水集输工艺技术适用范围和特点进行阐述。

油田掺水系统能耗优化对策研究

在大庆外围油田开发生产能耗构成中,掺水系统占据重要地位,掺水能耗的有效控制,对油田节能减排、降本增效工作的开展,具有重要意义。以大庆外围某油田为例,经统计,掺水用电量占据总用电量的7.2%,掺水耗气量占据总用气量的58.2%,掺水用能占据油田总用能的38.7%,掺水能耗的控制至关重要。该油田通过从掺水运行提升、管网路由优化、管网工况治理三个方面开展优化提升工作,年均减少参水耗气量为394.83×10^(4)m^(3)减少掺水用电量为310.55×10^(4)kWh,取得了良好的经济效益、社会效益及环境效益。

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。

稠油区块集输掺水注汽系统改造方法及应关注的若干问题

古城油田BQ10稠油区块集输和掺水系统的改造方案是利用蒸汽伴热管直接改掺水流程,对集油、掺水管道进行改造。根据井站距的不同,分别进行改造。单井集油管道长度小于200m的油井,采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200m以上的油井,新增掺水管线(DN25埋地保温管);单井管线长度大于350m的油井,为降低井口回压,新敷设埋地集油管线(DN50埋地保温管);新建4座计量站的掺水干线。该区块共9座计量站,其中5座计量站使用干线掺水,有掺水干线,另外4座没有掺水流程,需要新建掺水干线;9座计量站新建掺水计量装置及阀组。为降低油井井口回压,生产中使稠油平均含水大于85%,单井平均产油量1.7-1.8t/d,单井掺水量按7-10t/d。该区块辖井140口,总掺水量约1000-1400m3/d。从核算结果来看,压降能够满足规范要求的井口回压。这是应当关注的问题。

二氧化碳驱油井单管环状掺水集油试验

大庆油田于2008年在宋芳屯油田建立了芳48二氧化碳驱试验区,地面集油系统采用单管环状掺水集油工艺。由于目前该试验区油井采出流体中二氧化碳含量远远超出最初的开发预测数据,导致部分油井见气后井口产液温度过低,甚至造成集油环冻堵,致使生产、试验受到影响。因此,针对大庆外围低产、低渗透油田二氧化碳驱油井采出流体温度低和气油比高等特点,开展了单管掺水集油工艺参数摸索试验。试验结果表明,1#集油环在环境温度18℃、井口温度14℃、掺水温度70℃左右、产液量2.3 t/d条件下,单井掺水量为2.0、1.5、1.0和0.8 m3/h时,回油温度分别为46、44、43和43℃,均高于设计要求的40℃,说明上述条件下单井掺水量定为0.8 m3/h以上时能满足该集油环的集输热量要求。

稠油单井回掺热水降黏集输工艺优化研究

新疆某稠油区块采用螺杆泵冷采的举升方式生产,井口温度约在20℃左右,开发初期,原油的表观黏度约为12000 mPa·s,远距离集输过程中,导致高回压甚至凝管,给油田生产带来极大困难。通过对国内外油田稠油冷采集输工艺及现状的调研,结合室内稠油掺水黏度转相点研究结果,确定了单井回掺热水降黏集输工艺,将掺水温度从35℃提高到55℃,不仅解决了油田稠油远距离管网集输的难题,而且与国内其他油田稠油蒸汽开发集输相比,掺水集输单井年节约费用5万元。

个性化低温集输

个性化低温集输是在确保生产平稳运行的前提下,为了达到节能降耗的目的,在不同季节针对不同的集输环采取不同回油温度的集输方法。在同一油田内,针对不同区块的特点,可采取降温集输、不加热集输以及掺常温水集输等多种措施;在同一阀组间内,针对不同集输环的特点,可采取降温集输、不加热集输以及周期掺水集输等多种措施。

白驹油田采油系统腐蚀结垢物的X射线衍射分析

油田采油集输系统中会不同程度地产生腐蚀结垢。采用X射线衍射分析技术,对白驹油田采油集输系统腐蚀结垢物进行了晶相分析。结果表明:采油集输系统中垢物样品主要矿物是含镁方解石((Ca,Mg)CO3),菱铁矿(FeCO3),磁铁矿(Fe3O4)、石英(SiO2),石盐(NaCl);及时检测集输系统中腐蚀结垢物的成份,分析它产生的原因,采取技术措施防腐防垢是科学开发油田的重要保证。

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。