高含水采油期油气水混输水平管路压降试验研究

随着油田开发的不断深入,大庆油田原油综合含水不断提高,许多区块的水的质量分数已达到90%,有的甚至达到或超过了95%.由于缺乏对特高含水采油期油气水混输水平管路压降的研究,制约了高含水采油期不加热集输规模的扩大.针对大庆采油六厂高含水采油期油气水混输管道,设计了一套试验装置,试验研究高含水采油期油气水混输水平管路压降.对试验测试数据进行了回归处理及分析,得出了百米压降及油气水三相压降与油水两相压降的关系.     

大庆萨南油田不加热集油技术的实践与认识

大庆萨南油田已经进入高含水采油期,导致原油集输热力系统自耗天然气呈上升趋势。目前在萨南油田采用的不加热采集方式也有多种。其中掺常温水不加热集油方式适合于中转站所辖的电泵井或高产液井较多及含有部分低产液井的情况：“一站两制”不加热集油方式则既能满足高产液井的掺常温水不加热集油需要,又可以保证低产液、低含水井的安全生产。从一九九六年开始,萨南油田又进行了不加热、不热洗、不掺水的“三不”复合试验、利用化学药剂进行不加热集油试验以及单管环状流程试验等多种不加热集油方式。     

原油外输

原油外输是原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送,具有输油成本低、密闭连续运行等优点,是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法,还有采用装油船（驳）的水道运输方法。用铁路油罐车或油船（驳）向外运油时,需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法。     

集油过程分析与节能

原油集输是石油工业主要的地面生产系统之一，原油集油则是原油集输生产的一个重要环节，原油集油过程的耗能要占原油集输总耗能的70％以上。作者通过对集油过程的能耗分析，探讨集油过程合理用能的技术与措施。     

高凝原油低温集输多相流流型试验研究

由于多相流流型直接影响多相流动的传热特性及摩擦阻力,因此高凝原油低温集输多相流流型研究对原油安全集输及节能降耗有至关重要的意义。课题组在大庆油田现场,进行环状集输流程改造,以油井产出的油气水混合物为试验介质,在内径为67mm的水平管内,通过目测及摄影法等研究手段,进行了高凝原油低温集输多相流流型试验研究。试验原油凝点为38℃,试验环路掺水量1.5m3/h,含水质量分数84.6%,油相折算速度0.02m/s,水相折算速度0.13m/s,气相折算速度0.048m/s,实验温度为35.6～43.3℃。试验研究结果表明,在试验参数范围内,油气水多相流流型划分为分层流、油柱管芯流、满管油柱间断流三种。与温度高于原油凝固点时油气水多相流流型相比,输送温度在原油凝固点以下时,油气水三相流流型有较大差异。     

应用信息化手段降低原油集输的能耗水平

油田进入特高高含水期后期开发阶段,含水率不断上升,产油量不断下降,而且注水管网和输油管网老化越来越严重,穿孔频次增多,油水分离难度进一步增大,处理费用进一步增大,其中能耗迅速上升,直接影响着集输系统优质低耗经济技术指标的实现。近年来,集输系统结合生产实际,搭建信息化数据平台,通过信息化提升,将生产报表通过网络进行各单位共享,对集输生产运行参数与能耗参数进行日度、旬度、月度分析评价,及时调整运行参数,降低能耗,提高集输生产经营效益,积极将信息技术应用到集输工艺流程中成功地解决能耗高的问题,各项能耗指标均达到了中国石油化工股份有限公司的标准。     

加热炉辐射段热负荷的选择

我国“三高”(高粘度、高含蜡、高凝固点)原油在油田集输、储存和管道长距离输运过程中,需要加热,以降低原油的粘度,并使原油温度保持在凝固点以上。因此,在油田集输和长输管道沿线需建设多个加热炉。目前运行中的加热炉多数是70年代末和80年代初设计建造的“方箱式”加热炉,其设计方法是采用Lobo—Evans法。 “方箱式”加热炉把换热区域分为辐射段(即燃烧室或称炉膛)和对流段两部分。     

相变加热式水蒸气导入技术在矿场油气集输系统的应用

在矿场油气集输领域内,对净化原油、含水原油、掺输、含油污水及采暖清水等介质均需进行加热,每个站都需要有一定数量的加热炉。一般的油气接转站有3种介质需同时加热,联合站有4种介质需同时加热;需要被加热的介质多,且加热炉功率较小,能耗和污染物排放量较高。通过在矿场油气集输系统应用相变加热炉,使加热炉的工况根据加热介质流量的大小自动进行温度调节,在节约能耗减少污染物排放量的同时,减轻了劳动强度,炉效可达到90%以上。     

胜利油田联合站加热系统节能潜力分析

胜利油田开发中后期,稠油、特稠油比例大,采出液含水高,原油脱水温度要求高,联合站加热系统能耗大。胜利油田现有50座联合站,针对联合站高含水原油脱水处理4类流程的加热系统节能潜力、设备保温降低能耗等方面进行了分析,提出针对高含水原油脱水处理过程5项节能建议对策,旨在对降低胜利等老油田开发生产成本和节能减排起到借鉴作用。     

玛湖油田常温集输管网仿真与保障措施分析

寒冷地区油气集输管网采取保温、加热或伴热等措施以保障管网的正常运行,但上述方法需要消耗大量能源为采出液加热,因此降低集输系统能耗成为亟需攻克的难题。基于新疆油田玛131井区管网设计和历史运行数据,建立相应的OLGA管网仿真系统。将夏季管网流动参数计算结果与玛131井区的检测数据对比,发现温度和压力的误差分别小于0.4%和18.6%,验证了OLGA仿真结果的正确性。计算集输管网在冬季最冷工况下的流动参数,其温度和压力保持在合理范围内。提出现场通过监测每条管道的温度和压降,设置合理的温度和压降范围,对温度和压降异常的管道开展周期性扫线,对部分温度较低的井口实施加热。计算结果证明了玛湖油田常温集输的可行性,在常温集输时适当采取流动保障措施可提高集输管网冬季输送的安全性。     

薄差层水淹级别划分方法

大庆油田由于其特殊的地质因素影响,进入高含水期以后,储层平面、层间、层内非均质性严重,剩余油在空间上分布状况较为复杂,薄差储层发育.在调整开发阶段,开采对象从主力厚油层转向薄差层.常规测井解释薄差层水淹级别误差较大.因此,建立一种针对大庆油田薄差层水淹级别识别技术:首先,计算测井曲线的分形维数,然后通过研究区内关键井研究,选取对薄差层水淹特征敏感的测井曲线及其分形维数作为判别分量,建立标准样本集,最后利用Fisher判别方法实现薄差层水淹级别的自动划分.将该方法应用于大庆油田两口井实际资料处理,并将处理结果与岩心分析结果对比,其符合率达到73.5％.该方法对油田开发中后期薄差层水淹解释是有效的,其精度达到油田现场要求,有助于对薄差层井下状况准确勘测和研究,提高薄差层产量.     

节点理论在抽油机系统节能中的应用

2004年大庆油田采油十厂机采系统能耗占全部能耗的43.56%,系统效率仅为6.0%。相关文献和资料表明:常规抽油机-有杆泵抽油系统中各耗能节点依照效率从低到高排序依次为电机、抽油泵、抽油杆、管柱、皮带、减速箱、四连杆机构和盘根盒。对能量传递过程中能量损失较大的电机、抽油泵、抽油杆和管柱的效率进行分析后,确定如下节能措施:更换节能电机和节能配电箱,提高电机效率;使用HY级高强度抽油杆代替D级抽油杆;应用系统效率优化软件对单井参数实施动态调整,包括冲次调整、冲程调整、泵径调整和泵深调整等。通过实施以上措施,大庆十厂机采系统能耗得到有效控制,总装机功率上升幅度与抽油机井年耗电增长幅度均低于井数增加比例,吨液机采耗电从2007年的51.05kW·h/t下降至2008年的50.62kW·h/t,系统效率从2007年的6.78%升至2008年的6.85%。     

油气集输系统的节能潜力分析

在大庆油田某脱水站集输系统能耗评价与能损分布规律前期研究的基础上,对该系统进行节能潜力预测分析。从评价加热炉、机泵、管道等系统基本耗能单元的用能状况入手,分析影响各单元能损大小的主要因素,提出提高用能水平的节能技改措施,并预测其节能潜力,然后通过加和得到各子系统乃至集输总系统的节能潜力,从而可为下一步节能改造方案的技术经济分析提供依据。     

杏北开发区油井间抽技术研究与应用

大庆油田杏北开发区已进入高含水后期,低产低效油井不断增加,造成电能浪费和抽油设备的无功摩损。确定了间抽井的选井原则,避免了这部分井影响原油产量和机采指标。确定合理间抽制度的方法有两种,一是根据泵抽产量曲线、泵抽沉没度曲线和沉没度恢复曲线确定间抽井的起停时间;二是使用智能型微电脑采油控制器确定间抽制度。根据间抽制度的长短,分别实施人工间抽和使用间抽控制器自动间抽两种方式。间抽井存在着一个高产、高效区域,间抽制度能否体现高产、高效的原则,不但与泵抽时间有关,而且与恢复时间有关。采取新的间抽生产制度后,不仅能降低能耗、有效延长油井的检泵周期和举升设备的使用寿命,还可以协调附近井组的供排关系,使注入液体的流向更加合理。对于高含水后期油田减少无效产出,提高开发效果具有重要意义。     

聚能加热技术在大庆油田采暖系统中的应用

大庆油田为实现2010年能耗总量要比2005年下降120×104t标煤的节能目标,在采暖系统中试验应用聚能加热技术进行节能改造。介绍了聚能加热技术的原理及特点:与燃煤、燃油锅炉相比,热效率高(94%);省去了外部循环化验设备,可以利用峰谷电价差进行智能化管理;产热与热传输为同一介质,无污染,能抑制结垢物质在管道内壁和加热系统内壁的粘附;不需要其他任何加热元件,主要器件不属于压力容器设备,运行安全性高;采用微电脑自动控制,可单机或多机并列使用;安装简便,无需改动原有管线。大庆油田的现场应用案例表明,聚能加热技术适用于距离热源较远、相对独立的中小规模建筑(油田注水站、配注站、聚合物注入站、野外采油队等)的采暖需求,完全可以替代电采暖和锅炉采暖,节能效果显著,可有效降低运行费用和人工费用。     

尿素脱蜡工艺扩能改质措施探讨

锦西石化异丙醇尿素脱蜡装置是我国自行研究、设计建成的,主要以大庆常二线馏分油为原料,两种产品-35号柴油和300号液体石蜡的附加值均较高,具有原料馏程范围宽,产品质量好、蜡收率高,反应在常温、常压下进行,溶剂无毒性,以及对设备无腐蚀作用,操作简单、运行费用低等特点,目前尚没有其他装置能够完全取代它,国内尚在运行中的同类装置仅有3套。但由于近年来原油加工量的逐年提高,以及进口原油品种的增加,在加工大庆原油时会不定期掺炼外油,油品质量下降,导致尿素装置的原料随掺炼原油的产地不同和掺炼比例的调整而出现较大变化,进而导致装置超负荷运转,产品质量出现波动,能耗、剂耗上升。对此,结合装置现有条件,提出了增加反应单元,扩大加工能力,优化尿素络合反应操作条件,优化络合物洗涤和分离,优化水洗塔操作,降低剂耗,原料精制等改进建议,从而达到节能降耗、改善产品质量的目的。     

肯基亚克高含气油藏潜油电泵应用试验

哈萨克斯坦肯基亚克油田,由于油藏能量逐渐衰减,导致油藏无法采取自喷的方式开采,同时由于油藏深度大而又不能采取螺杆泵、抽油机等人工举升方式,故决定采用潜油电泵进行采油作业。选用大庆力神泵业有限公司生产的潜油电泵,在肯基亚克油田8001井进行了前期试验。针对肯基亚克油藏含气高、油藏压力大的特点,为防止油藏开发时游离气对潜油电泵的影响,给出了高气油比条件下泵吸入口处含气率的数学模型;分析了含水率分别为7%、20%、35%和55%时,泵吸入口压力、气油比和泵吸入口处含气率的关系,得出潜油电泵在试验井8001井的应用条件。现场试验结果表明,使用带有双级高效油气分离器的潜油电泵可以满足肯基亚克油藏的生产需要。但应注意:当油藏压力保持在56MPa的情况下,生产气油比不应超过450(体积比)。     

朝阳沟油田微生物驱油实践与认识

朝阳沟油田在2002～2006年开展了微生物驱油试验研究,取得了较好的增油效果。通过对微生物驱油试验研究结果的分析,指出微生物注入与发生作用的区域以中高含水区域为主;微生物在油层中大量繁殖是实现增油的根本保障;微生物可改善原油物性,使原油在地层中的流动性变好。微生物驱油取得较好效果与微生物在油层中的停留时间及反应时间、油层内部原油的转化程度、微生物的营养物供应等条件有关。     

蒸汽热力采油中抗高温调剖堵剂的应用与展望

稠油油藏开发过程中,受油藏层间非均质性、渗透率变化、原油性质差异、不利的流度比、重力分离、井距和油藏倾斜,以及原油黏度大、密度大、流动性差等因素的影响和制约,降低了蒸汽利用率和体积波及系数,导致油井吸汽剖面不均匀,含水率高、采出程度低,影响稠油油藏的高效开发.为解决这一问题,目前主要采取调剖堵水的方法来控制油井含水上升,进而提高原油采收率.稠油油藏主要采用热力采油方式,要求所使用的堵剂必须同时具备长期耐蒸汽温度和蒸汽冲刷的特性,以实现深度调剖和封堵汽窜通道的作用.本文所指的抗高温调剖剂,主要针对油藏温度高达250℃以上的稠油油田.分析固体颗粒型调剖剂、抗高温凝胶类调剖剂、高温泡沫调剖剂的原理及其在国内外的发展和应用状况,并对抗高温堵剂的发展方向进行展望.