大庆外围低渗透油田集输系统优化

目前低渗透油田的开发难度越来越大,新区块单井控制储量低、渗透率低,单井产量低,递减速度快。为了减少工程投资,降低吨油成本,需要在地面建设中对油气集输系统进行优化设计。以大庆外围油田为例,针对低渗透油田的特点,初步确定了单管电热油气混输流程与单管环状掺水油气分输流程两种工艺方案,并分别确定每种方案的设计参数和工艺流程。在此基础上对两种方案的一次性投资、运行费用和土地费用等进行了综合技术经济对比,最终确定单管电热油气混输流程为最优方案。     

油田环状集输流程节能运行研究

大庆油田部分采油厂采用环状集输流程,集输吨油耗气50 m3以上,大大超过了油田的平均油气集输能耗,节能降耗是这类油田降低生产成本的关键.在较为宽广的试验参数范围内,对油气水环状集输流程不同掺水温度、掺水量的集油能耗进行了测试和理论计算.研究结果表明,环状集输流程最节能的运行方式是在保证安全混输的前提下,尽可能地降低掺水温度.     

几种简化的“三低”油田油气集输工艺

油田丰度低、产油量低、开发经济效益低的“三低”油田如套用常规的油气集输流程，必将造成成本过高，投资回收期长，甚至很难回收的局面。大庆油田通过技术攻关，采用了单管环状电加热集油、单管树状电加热集油、单管电加热混输泵循环集油３项简化流程以及单井拉油，并简化了原油处理工艺，取得良好的经济效益。     

原油掺水集输流程方案优选

根据某油田的实际生产运行情况,分别针对单管环状掺水集油流程、双管掺水集油流程及双管挂接掺水集油流程进行工艺模拟。按照各种工艺流程特点,运用PIPEPHASE软件,在已知产液量、管长、回油温度条件下确定管径及掺水量等参数,设计满足井口回压低于1 MPa,进站温度为39℃以上的输送要求的集输方案,进而计算这三种工艺流程的建设费用及掺水能耗,经比选后确定采用经济合理的单管环状掺水集油流程管网布局方案。     

环状集输流程节能运行试验研究

在较为宽广的试验参数范围内，对环状集输流程不同掺水温度、掺水量的集油能耗进行了试验测试和理论计算，结果表明：环状集输流程最节能的运行方式是在保证安全混输的前提下，尽可能的降低掺水温度。     

降温集输技术用于外围环状掺水集油工艺

外围油田集输系统采用单管环状掺水集油工艺,受到单井产量低、气油比低、井口出液温度低、集输半径大及原油凝固点高等因素影响,集输系统生产能耗一直偏高。针对这种状况,经过几年的现场试验,摸索经验,逐步形成了适合外围油田集输运行的技术界限,为环状集油工艺低温运行探索新的途径。     

大庆外围油田的原油集输工艺

大庆外围油田地层渗透率低、油品性质差、单井产量低、地面建设可依托性差,制约着油田开发。目前在大庆外围油田应用的原油集输工艺主要有双管掺水集油工艺、单管环状掺水集油工艺、电加热集油工艺、单管深埋不加热集油工艺等。结合产能建设及老区改造工程将葡北油田剩余油井改造为单管不加热集油工艺,可以有效地降低生产能耗。     

站外集油工艺简化优化技术研究

华北部分油田所产原油多具有高凝固点、高黏度、高含蜡性质,存在集输能耗高、工艺复杂等问题。为了节能降耗,简化流程,对站外集输系统实施优化改造。利用现场试验和软件模拟等手段,针对不同区块开展不加热集油边界条件和环状掺水影响因素的研究,采用油井串接、井口电加热、隔热保温油管、油气混输降压等辅助技术,优化了站外油气集输工艺,降低了生产能耗,可为相似的油田地面站外集油系统提供参考。     

油气多相混输技术

多相混输技术的应用不仅可以增大油井集输半径，简化集输流程，降低油田建设投资，而且可以井口回压，提高油井产量。本文简要介绍了在沙漠、滩海及一边际小油田应用油气混输技术的优势，详细介绍了国外混输泵技术的发展情况，并对油气混输技术的应用提出了几点认识。     

如何处理电加热集油流程存在的技术问题

大庆外围油田普遍采用的集输流程是单管环状掺水集油流程,每个集油环串联井数的多少没有严格的界限,对于不同的区块,集油环串联井数的多少应根据具体备件而定。对于大庆外围油田来说,一般单井产量为４ｔ／ｄ左右,井距为２５０～５００ｍ,集油环串联井数通常为４～７口,集油环管道的长度在４ｋｍ以下较为合理。     

单管电加热集油工艺在外围油田的应用

单管电加热集油工艺是继双管掺活性水集油工艺之后,参照国内各油田单管低温集油研究及环状集油现状而研究出的新式集油流程,该流程适合外围低产液、低油气比油田。其特点是不掺水,直接加热。单管电加热集油工艺是开发高寒、高粘、高凝、低产液、低油气比油田的一种经济有效的集输流程。     

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.     

单管冷输集油在葡北油田的应用

针对葡北油田地面系统存在的集输半径不合理,地面设施腐蚀老化严重,运行能耗高及安全隐患突出等问题,在单管深埋冷输试验及配套技术研究的基础上,对葡北油田进行冷输工艺调整改造.对葡北油田已改造完成的4座转油站运行情况分析,单管深埋冷输工艺与单管环状掺水流程相比平均单井节省改造投资4.5万元,与双管掺水流程相比平均单井节省改造投资8.3万元,单井年节省运行费用达到2.65万元.     

海拉尔油田电热管集油混输工艺

海拉尔油田单井产量低,伴生气量不足,地面建设投资控制难度大。为了降低地面建设投资,减少天然气的消耗,优化区域站场布局,应用了电热管集油和油气水三相混输工艺。与单管环状掺水集油工艺相比,集油管道缩短41.54 km,管径相应缩小,减少集油阀组间4座;站内缩小了处理规模,减少了处理设备,节省投资1 273.8万元,平均单井投资降低9.0万元。     

老油田开发后期油田地面集输工艺优化

华北油田榆科油田经过30年的开发,目前已经进入高含水开发期,油井平均含水达81%以上,单井集油仍然采用传统的三管伴热方式,地面油气集输系统存在着腐蚀穿孔严重、设备老化等制约油田生产发展的瓶颈问题。在深入分析油田开发状况和现有地面集输工艺现状的基础上,针对站外单井集油管线腐蚀严重、能耗高等问题,采用端点掺水、环状集油的新工艺,对地面集输工艺进行简化优化,实现节能降耗。     

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。     

不同特性油田的油气集输工艺技术

对于灰岩油田（如任丘油田），根据油井产量高和油温高以及含水率上升快的特点，初期采用疏井网、大管线和单管集输流程；随着井网加密和第三系砂岩油田的开发，单井产量降低，对油气集输系统逐步调整为单井→计量站→集中处理站的两级布站流程；当原油含水达到70％～90％时，为减轻集输和处理系统的负荷，则又采取不加热输送、磁处理脱水、高效破乳剂、多功能合一设备、集输处理站集中供热等技术。对于严寒地区油田（如阿尔善油田），则采用以水力活塞泵采油的双管集输流程，它以净化油为动力液，升温至80～85℃，高压输至计配站和井口，经井下动力液泵采出原油并和动力液混输至计配站计量后输至大站处理。该流程运行8年，经受了-40℃严寒的考验。对于沙漠油田（如鄯善、温米和丘陵油田），则采用井口→选井站→联合站的一级半布站流程；较远区块采用井口→选井站→中心计量站→联合站的两级布站流程。处理工艺采用中压多级分离稳压工艺和合一设备。对于小断块低渗透油田，则根据具体条件，采用单管不加热密闭集输流程或双管回掺流程或三管伴热流程或双管环形伴热流程或单管电伴热保温流程。     

岔河集油田支环状掺水集油工艺

岔河集油田南部区块原油黏度高,凝固点高,含蜡量高,先导试验发现多数井无法实施单管冷输集油,因此地面系统简化改造时选用了掺水集油流程。为降低改造投资,便于掺水量的调控,设计了支环状掺水集油工艺。应用结果表明,与单井双管掺水流程方案相比,支环状掺水集油工艺可节约改造投资15%～20%,较改造前的三管伴热流程年节省燃气78×104 m3。     

边远小断块油田油气混输泵降压集输

针对边远小断块油田单井回压高、低产、低能、低含水油井在常规工艺技术不能满足生产要求的前提下，采用了油气混输泵降压集输新思路；通过在胡状油田现场试验过程中选泵、运行、节能、压力变化等研究，证明了油气混输泵集输技术在边远小断块油田应用是可行的，并且经济效益明显，适宜油田推广应用。     

冀中小断块油田建设简化设计

华北油田根据老区产量递减，新区产能又以零散小区块为主的特点，为了提高经济效益，开展了小断块油田简化油气集输工艺的研究。本文介绍了华北油田在优化集输管网；简化井口、拉油站工艺；采用单井集油管线串联、取消计量站、多普勒流量计活动计量单井产量等方面的一些新措施。为小断块油田简化工艺设计提出了一套新思路。