集油
- 偏远低渗透油田集输工艺适应性研究
的地面技术：站外集油系统主要工艺流程为环状掺水集油流程；分布集中油井采用单管环状掺水集油流程；零散井采用单井拉油工艺[2]。自2020 年起，该地区受多种因素影响，耗能情况较为突出，精细化设计站外集油流程成为节能降耗的关键。以该油田的某产油区块为切入点，探索该区块的拉油、掺水、单管电加热集油工艺的适应性，为全面推进节能降耗奠定坚实的基础。1 集油工艺目前地处偏远的油田常采用的集油工艺为拉油、环状掺水及单管电加热集油工艺[3]。1.1 拉油工艺新建油井采用集
油气田地面工程 2023年9期2023-10-11
- 聚驱井回油温度与压力技术界限研究
率采出液为不加热集油创造了有利条件[1]。不加热集油技术主要应用在水驱系统，水驱系统不加热集油井占水驱开井数的88.0%，聚驱系统不加热集油井仅占开井数的44.8%。聚驱系统不加热集油技术实施范围小且推广缓慢的主要原因：一是聚驱井采出液成分复杂，流动性差[2]；二是聚驱井回压稳定性差，停掺技术界限不清晰[3]。因此选择了某油田不同含水率阶段井，开展不加热集油现场试验，研究聚驱井不加热集油界限，为聚驱系统不加热集油推广打好基础。1 试验井选择与资料录取依据采
石油石化节能 2023年9期2023-10-05
- 贝中作业区电加热集油系统运行模式探讨
率。开展了电加热集油系统运行模式探索。1 电加热系统运行现状贝中作业区目前共有油井292口，其中采用电加热集油工艺井239口。常规电热管集油工艺主要由井口电热带、加热器、电加热管三部分构成。集肤电加热工艺由集肤电加热井口、内穿芯集肤电加热管两部分组成，同时配套各部分温控装置。电热带保证井口流程温度，加热器提供初始输送温度，电加热管保证原油输送过程中的恒定温度，温控装置为各设备提供温度监测和控制。井口加热方面有常规电加热带+电加热器、集肤效应电加热两种，电加
石油石化节能 2022年10期2022-10-27
- 优化简化措施在S加密区块建设中应用
联合布井针对无集油环可依托的基建井，进行联合布井降低投资。S加密区块采取地上地下一体化原则[5]，油藏、钻井、地面工程联合部署丛式井场[6]和大平台井场。对于一些距离已建集油环较远或就近的已建集油环能力不足的井，需要对平台位置进行优化[7]：一是考虑地上地下位移超过500 m会加大钻井投资、位移超过800 m会进一步加大测井、录井的投资；二是考虑钻井搬家的费用；三是考虑集油管道的减少带来的投资节约。综合考虑将成本之和控制到最低即为最优。A-3阀组间已建5
石油石化节能 2022年7期2022-09-29
- 某油田集输系统节气形势及对策
势变化，影响低温集油深入开展转油站辖井日趋多元化。某开发区所属转油站已有33座站实现低温集油，其中18座站常温集油；但随着三次加密井、扩边、扶扬油层开发等变化，转油站辖井逐渐多元化。集油流程也以双管流程为主转变为双管、环状并重的格局。单井差异大，辖井成倍增加，管理难度加大。专业化管理模式与集输工艺特点存在矛盾[3]。工艺上属同一转油站或转油放水站的油井，归属多个小队管理，在控掺水（掺水量、掺水温度）、控热洗等方面协调难度大，制度落实不到位。3 措施及效果通
石油石化节能 2022年6期2022-07-02
- 高含水油井采出液余热的规模利用
、计量站8 座。集油工艺以三管伴热为主，生产用热主要由燃油加热炉供应，4座供热站场共有加热炉11台，年消耗燃油2 000 t。5口高含水油井日产液3 800 m3，井口温度107 ℃，余热资源丰富；因此，充分利用特高含水老井余热供留北油田开发使用至关重要[1-2]，对于替代加热炉供热、降低能耗及碳排放意义重大。1 余热利用工艺优化设计与实施1.1 规模替代前期将高含水油井采出液集中至余热站，一部分采出液通过高效换热器给生产伴热水换热升温，供89 口油井集油
油气田地面工程 2022年5期2022-05-24
- 环状掺水集油工艺优化控制技术分析
。其中，环氧掺水集油工艺就是自动化与智能化技术的一个关键应用领域，将自动化与智能化技术合理应用其中，并根据实际的控制需求来进行智能化控制系统的设计，便可让此项工艺在传统的基础上得到合理优化。1 项目概况某油田项目在几十年的发展之后，已经开始进入到了开发的后期阶段，石油产量逐渐减小，开发能耗逐渐加大，且原油具有较高的含蜡量、凝固点与黏度，原有的集油模式已经无法和目前的开发现状相匹配。基于此，石油单位决定通过环状掺水集油的方式对该油田进行开发，这种方式不仅投资
全面腐蚀控制 2022年10期2022-03-03
- CO2驱油集输系统管线腐蚀特性及选材技术研究
发现掺水工艺段和集油环线工艺段泵阀和管体等设备的腐蚀较严重。各工艺段的运行参数及腐蚀情况如表1 所示，从表1 中可以看出，掺水介质内的温度高于集油介质，并且掺水介质内管体和阀门的腐蚀程度也比集油介质内的管体和阀门的腐蚀程度更严重。表1 掺水介质和集油介质设备及管线的运行参数条件及腐蚀程度Tab.1 Operating parametery conditions and corrosion degree of equipment and pipelines
油气田地面工程 2021年12期2021-12-22
- 突破困局-集油方式转换见实效
5条掺水线、6条集油线。目前1#、2#、3#、4#、6#集油线已采用穿芯伴热电缆加热工艺进行集油。转油站内运行的掺水泵（排量30m³/h），单给5#线集油线伴热，每天掺水量45m³左右，瞬时掺水排量仅有2m³左右，存在“大马拉小车”问题。5#集油线全长3637m，管径为Ф76mm，油井开井13口，日产液量77.3吨，日产油12.2吨，综合含水84.2%;其中，赛29-7X至赛1105管线采用单管集油，已进行穿芯伴热工艺改造，管线长度1269m;原计划剩余2
科技信息·学术版 2021年33期2021-12-09
- 某型航空发动机轴承环下润滑结构试验
被广泛使用。根据集油方式的不同，环下润滑结构可分为轴向集油和径向集油[2-3]。轴向集油是指润滑油通过轴向集油结构将润滑油输送到轴承；径向集油是指润滑油通过径向集油环收集润滑油，然后输送到轴承。文献[4]采用数值方法对环下润滑轴承性能的影响因素进行了研究，但缺乏试验验证；文献[5]主要针对某涡轴发动机环下润滑结构的集油效率进行研究，并未验证该结构对轴承的润滑、冷却效果。本文针对某航空发动机轴承轴向集油环下润滑结构对轴承实际润滑、冷却效果开展了试验。1 试验
轴承 2021年4期2021-07-21
- 环状掺水集油工艺优化控制技术研究
高[1]，原有的集油模式与开发现状不匹配[2-3]。环状掺水集油工艺的基础投资较低、运行事故率低且便于管理，在华北油田得到规模性的应用[4]，但在实际应用中该流程存在平均单井掺水量大、集输能耗高、影响因素多等缺点[5-6]，需进一步优化集油参数以降低投资并保障集输平稳运行。随着近几年物联网技术的发展及油田数字化程度的提高，截止到2019年底，华北油田70%的生产区块已经实现数字化建设，实现了生产数据的自动采集、生产过程的实时监测[7]。本文选取了已经实现数
石油工程建设 2020年6期2020-12-25
- 站外集油系统能耗测试与影响因素分析
和三管伴热等多种集油工艺，其中三管伴热集油工艺流程应用广泛，但工艺老化，会造成较多的热能浪费。因此，通过对某油田三管伴热集油流程开展系统、连续的能耗测试，全面统计和分析高能耗的原因，具有指导生产参数调整，优化工艺流程，降低集油工艺能耗，减少运行成本的意义。1 基础数据在某区块选取5口油井进行集油能耗测试与分析，该5口井的伴热方式均为三管伴热集油工艺流程。集油管线和伴热管线的规格、长度见表1所列。表1 实验油井的基础参数能耗测试前，需要测量油品的密度、黏度、
石油化工自动化 2020年6期2020-12-09
- 浅析高含水油气田地面集输工艺技术发展
;在进行了集气、集油工作后要将收集到的油气资源进行脱水处理，将油气资源中的水分与原油分离，之后需要再对原油中的易挥发物质进行分离，保证原油的成分稳定及安全性;对于已经分离出的天然气也要进行脱氢和脱酸处理;天然气中的水分也要进行脱水处理，以保证天然气的品质。最后，对产生的含油污水要采用符合国家相应要求的处理工艺进行处理，防止造成污染。1.2 油气集输工作的流程分类集输流程通常由集油和输油两部分组成。集油是指从油井到集中处理站的过程;而输油则是指从集中处理站到
中国化工贸易·中旬刊 2020年5期2020-11-06
- 中介轴承集油结构内两相流动的数值研究
承内，通常可增加集油结构收集和引导滑油流向轴承内部，提高润滑和冷却效果[1]。因此展开对中介轴承集油结构内油气两相流动的研究，对改进结构设计、改善轴承润滑和冷却效果具有重要意义。集油结构内的流动是典型的旋转环腔流动。Couette(1890)首次设计出独立旋转的同心圆筒装置测量流体粘性，随后Taylor(1923)采用此装置研究流动的稳定性问题[2]。Li等[3-5]通过数值模拟得到了不同内筒转速下环腔内的速度、压力等参数的分布，并对涡流场形态的变化进行了
沈阳航空航天大学学报 2020年4期2020-10-23
- 移动式沉潜油回收装备研究
体，设计了由前端集油装置、高效吸油泵、沉潜油回收控制系统、零浮力缆、卷缆架等关键装置组成的沉潜油移动回收装备。在作业时，通过母船上的吊机将前端集油装置、高效吸油泵及输油管路布放到水中，由安装在母船甲板上的沉潜油回收控制系统和动力单元对其进行操控。以下介绍具体的装备结构信息。2.1 前端集油装置前端集油装置主要由收油头、水下载体、集成附件（深水摄像头、LED照明）等组成，被设计为可通过遥控或潜水员2种形式进行操作。其主要结构设计、选型包括如下方面。（1）收油
工程技术研究 2020年13期2020-08-09
- 树(环)状集油工艺技术探讨
了树(环)状流程集油工艺。1 采油某厂树(环)状集油工艺现状及存在的问题为了节省地面建设工程投资，规划在地面建设中大力推广树(环)状集油工艺的应用，并随着产能、老区改造、基建节余项目建设的推进，逐渐扩大其应用范围。树(环)状集油工艺设计参数与常规双管集油工艺的设计参数相比有一定的调整，主要有：单井来液入转油站的温度由高于凝固点3～5℃进站变为凝固点进站(即降低掺水温度，节能降耗)；井口最大回压由1.0MPa 调整为1.5MPa；单井掺水量由0.8m3/h
化工管理 2020年13期2020-05-25
- 站外集油工艺简化优化技术研究
蜡凝管风险，站外集油多采用三管伴热、双管掺水或单管掺水的加热降黏输送工艺［1-2］。到了油田开发的中后期，陆上油田总体进入了高含水期，有些油田已进入特高含水期，平均含水率达90%以上［3］。由于水的比热容是原油的 2倍，导致加热输送工艺的能耗居高不下。统计数据表明，吨液综合能耗分别为三管伴热7.5 kgce/t、双管掺水5.0 kgce/t、单管集油3.5 kgce/t，其中单管集油工艺能耗最低。因此在保证安全生产的前提下，应简化站外集油工艺，优化单管集油
油气与新能源 2020年2期2020-03-06
- 优化断块“一级布站”集油工艺单井管理
象，因此设法降低集油能耗是集输流程节能的关键。产能建设中，我们践行油田地面建设简化、优化的原则，在充分论证后对某断块地面产能实施“一级布站”工艺，“一级布站”工艺符合国家对石油企业的要求和发展趋势。取消计配站和接转站，采用单井直接进联合站、“树枝状”串联掺水、GPRS通讯方式实现各种数据自动录取监测和远程传输的集油工艺及配套技术，与传统集油工艺相比，节约一次性地面产能建设投资，同时优化了原计配站集输管网。且某断块“一级布站”集输工艺为高寒地区首次应用，此工
化工管理 2020年1期2020-01-16
- 双管掺水集油工艺能耗测试及灰色关联分析
为了解决影响掺水集油能耗的主要因素，通过现场测试某油田双管掺水集油工艺流程，利用能量平衡分析法建立了双管掺水集油能量平衡模型，整理和统计了不同集油工艺的生产数据，并计算出相应集油工艺的单位能耗；随后运用灰色关联分析总能耗与各生产参数之间的关系，并对影响能耗的因素进行了排序，结果可为今后节能降耗、调整改造提供理论依据。1 模型建立能量平衡分析法是建立在热力学第一定律基础上的热力学分析方法。由于热量利用是能量利用的主要形式，而绝大多数能耗设备都是使用燃料，或是
石油化工自动化 2019年5期2019-11-08
- 三元复合驱集输系统除垢技术措施
部工艺管道、站间集油及掺水管道严重淤积结垢,由此造成油井及管道堵塞、加热效率降低、设备和管道的局部腐蚀穿孔等问题,降低了油井的正常生产能力及油气管道的有效输送能力,增加了油田的生产成本及能耗[1-2].因此,选择合理的除垢技术对于提高三元复合驱生产效率、降低生产成本等方面具有重要意义.1 结垢规律及除垢技术选择由于大庆油田地处高寒地区,且原油具有"高含蜡、高凝点、高黏度"等特性,为实现井筒清蜡、提高油井采出液温度及改善采出液流动性,大庆油田三元复合驱集输系
油气田地面工程 2019年8期2019-09-05
- 华北油田冀中油区燃油替代技术应用
、末端集中处理和集油工艺调整技术研究应用，降低系统的热能需求，减少燃油加热炉的使用；采用高温采出水和清洁能源替代燃油加热炉，满足油田生产需求。主要措施有整合区域功能，调整集油方式，利用高温采出液、采出水余热、热泵、CNG、LNG等作为热源或燃料，完全替代燃油加热炉和不达标燃气加热炉。1 技术改造1.1 整合联合站功能冀中油区辖五个采油厂，共有联合站23座。原采油厂均采用分散处理模式，联合站原油采用两段升温脱水处理：一段热化学脱水和二段热化学或电化学脱水工艺
油气与新能源 2019年4期2019-08-05
- 华北油田西柳站伴热集油工艺能耗测试与优化
062552）集油能耗约占集输系统总能耗的60%～80%，而在集输流程能耗中热能消耗占主导地位，约占90%～97%，因而如果可以降低集输过程中的加热投入，将产生很好的生产效益。油田常用的集油方式是利用温度较高的热水对低温原油进行直接加热或间接加热，集油能耗较高。目前，华北油田已进入高含水采油期，其中西柳区块绝大多数油井含水率都在85%以上，华北油田西柳区块站外采用伴热集油流程，工艺老化，高含水率和传统的伴热集油工艺都会导致较多的加热能耗浪费，这使得油田正
石油知识 2019年2期2019-05-16
- 基于机采和集油系统整体能耗最低的集油参数优化方法
04)基于机采和集油系统整体能耗最低的集油参数优化方法董世民, 王宏博, 孙秀荣, 童志雄, 孙 亮(燕山大学机械工程学院,河北秦皇岛 066004)将环状集油环上的抽油机井与集油管网作为研究对象,基于多相水平管流模型和抽油机井动态参数的仿真技术建立集油管网压降、抽油机井井口油压与集油系统掺水参数关系的仿真模型及抽油机井输入功率、油井产量与井口油压之间关系的数学模型,即抽油机井输入功率、油井产量与掺水参数之间关系的数学模型。分别以集油和机采系统总能耗最低、
中国石油大学学报（自然科学版） 2017年5期2017-11-22
- 大庆外围低渗透油田集输系统优化
油气集输 电热集油流程 优化国内油田的典型集输流程主要包括：不加热集油流程，加热集油流程，掺热水集油流程，热水伴热集油流程，多井串联集油流程，环形集油流程和简易撬装集油流程。近年来，大庆油田随着周边低产小油田即将投入开发，这些油田或区块分布比较零散，单井产量低，远离老区已建的地面系统，依托条件差，油气输送距离较远[1]。相对于双管或环状掺水、三级布站的老式开发建设模式，采用电热集油管道技术，开发与利用油气混输技术是近年来发展起来的一种高效经济的油田开采方
复杂油气藏 2017年1期2017-09-15
- 井口到计量间集油管道热洗清淤研究
6)井口到计量间集油管道热洗清淤研究李欣洋，魏立新，张威 (东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163316)随着三次采油技术的实施，聚合物驱油技术在提高采收率的同时也给地面原油处理、加工及集输带来了新的挑战。针对聚合物驱管道结蜡淤积导致集油管线高回压问题，停输后对井口到计量间的聚合物驱集油管道进行热洗清淤研究。探究在不同集油半径条件下，热洗水量、热洗水温及不同含聚质量浓度的淤积物对清淤时间的影响。通过理论公式计算清淤时间及实验结果发现，热洗水温在65～7
石油化工高等学校学报 2017年4期2017-08-02
- 环状集油工艺集输界限研究
63000）环状集油工艺集输界限研究程志学（大庆油田有限责任公司第八采油厂基建工程管理中心，黑龙江 大庆 163000）受井口出液温度低、原油凝固点高等因素影响，集输系统单井掺水量、掺水温度、回油温度均偏高。为了实现节能降耗的目的，开展了室内实验研究和现场试验，研究回油温度控制界限，为环状集油工艺低温运行探索新的途径。原油物性;回油温度;温降;压降;界限外围油田建成脱水站5座、转油站32座、阀组间237座；站外集油工艺主要采用单管环状掺水流程，2005年前
化工管理 2017年17期2017-07-18
- 管道泵在集油阀组间应用探究
000)管道泵在集油阀组间应用探究李新明(大庆油田第八采油厂第二油矿技术队， 黑龙江 大庆 163000)本文主要从计量间所辖油井与管道泵供电线路是否相同，管道泵故障的监控，管道泵配单箱是否防盗，以及是否安装管道泵电机风扇这几个方面来探讨管道泵在阀组间集油系统中应用的缺陷及改进措施。管道泵；优势；缺陷；改进措施1 采油某队概况采油某队目前有1座中转站，6座计量间，管理抽油机井139口，其中采用单管掺水环状流程工艺油井86口，采油单管树状分支电加热流程油井5
化工管理 2017年19期2017-03-07
- 高凝油高含水期地面集油工艺优化探讨
凝油高含水期地面集油工艺优化探讨孙雅然 巫从亮 赵紫汐(中国石油华北油田公司二连分公司宝力格采油作业区，内蒙古 锡林浩特 026000)石油作为一种重要的资源，是人们生活和生产当中必不可少的一部分。加强石油开采，优化集油工艺成为当前石油开采企业需要解决的首要问题。随着油田开采的深入，一些主力区进入高含水期，传统的渗水集油系统运行中的问题逐渐暴露出来，出现了设备老化、渗水量大以及耗气量多等问题。为了解决这一问题，需要对地面渗水集油工艺加以改造，一方面可以节约
化工管理 2017年34期2017-03-03
- 集油系统耗气分析及治理
油气集输环节中，集油部分能耗约占集输系统总能耗的60%～80%，所以设法降低集油能耗是集输流程节能的关键。而在集油流程能耗中，主要是热能消耗，约占90%～97%。集油系统既是油田生产用能的重点，也是油田节能的主要对象。有必要对转油站所辖集油系统进行能耗测试，评价其用能状况，找出造成系统效率低、能耗高的主要因素，进而提出合理的节能改造措施，达到节能降耗的目的。主要从站内和站外系统两大节点分析[1-3]。1 集油系统能耗分析1.1 站内加热炉某采油厂随着开发规
石油石化节能 2017年12期2017-02-05
- 乌尔逊油田节能措施研究
产井转间抽，掺水集油系统降温集输，降低电加热集油系统运行温度，节约了能源，降低操作成本，取得较好的经济效益，对低产低效区块开展节能工作有所借鉴。节能措施；间抽；降温集输；运行温度1 现状乌尔逊油田属于低渗透复杂断块油藏，平均有效孔隙度13.9%，平均空气渗透率45.3×10-3μm2，凝固点29.3℃。2007年9月正式投入开发，共开发乌27、乌134-85、乌33、乌108-96、乌108-112共5个区块。平均单井日产油0.74 t，累计产油31.21
石油石化节能 2016年9期2016-10-25
- 小型氨制冷系统中集油包爆炸事故分析
小型氨制冷系统中集油包爆炸事故分析陈明*，陈勋，郑连学（武汉市锅炉压力容器检验研究所，湖北武汉 430024）本文通过材质、裂纹特征和氨介质特性分析，结合设备的使用及操作情况，分析了小型氨制冷系统中集油包爆炸的原因。分析结果表明，较大环境温差使封闭的集油包内部产生了较高的内应力，使集油包筒体产生塑性变形，造成集油包开裂。小型氨制冷系统；集油包；环境温差0 引言近年来，小型氨制冷系统事故频发，TSGR 7001-2013《压力容器定期检验规则》[1]针对小型
制冷技术 2015年6期2015-12-19
- 三元计量间除垢工艺的改进及应用
的腐蚀结垢作用，集油管网淤积结垢严重，严重影响了系统的稳定运行。目前，在集输系统防垢方面还未找到有效的措施，只能采用定期除垢的方法来保证现场生产的平稳运行，掺水管道每年需除垢2～3次，集油管道每年需除垢1次。但是，除垢程序复杂，停产时间长，局部管段受工艺限制无法除垢，并且，除垢过程中需进行动火作业，存在一定的安全隐患。为此，开展三元计量间（指三元复合驱区块内的油井计量间，其主要功能是实现油井单井产量计量，本文简称三元计量间）除垢配套工艺研究，以达到消除安全
油气与新能源 2015年5期2015-12-16
- 掺水集油与机采系统能耗影响规律分析
第八采油厂）掺水集油与机采系统能耗影响规律分析马海涛（大庆油田有限责任公司第八采油厂）集油系统能耗包括集油系统水力功率与热力功率，机采系统能耗即为电动机的输入功率。随着地面系统降温集输不断深入，抽油机工况必定受到影响。通过分析集油参数对油井油压、抽油机耗电量的影响规律，综合评价集油与机采系统能耗，确定经济运行参数，指导集输系统及机采系统优化运行。油田地面工程掺水集油油压运行参数能耗规律随着地面系统节能挖潜的不断深入，降温集输作为重要的节能措施已在油田全面推
石油石化节能 2015年2期2015-10-26
- 应用油气集输工艺技术提升节能降耗水平
采用三管伴热方式集油，耗能高、管理难度大。针对现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，采用了常温集输、双管掺水、高温地热井的开发利用和发电余热回收等油气集输技术，全面实施节能降耗措施，取得了显著的经济效益和社会效益。截至2014年底，累计节约燃油达8500 t。三高油藏 油气集输 集油工艺 地热开发 余热回收 节能降耗华北油田第五采油厂位于冀中南部地区，油田分布在河北省的3个地区、8个县市，具有点多、线长、面广的特点。开采的油藏
石油石化节能 2015年4期2015-04-04
- 油田集输系统节能途径的研究与应用
(1)转油站低温集油 集输流程应用双管掺水工艺技术，这属于传统技术，具有安全可靠、管理便捷的优势，可是耗费的天然气量较大。因此，令掺水耗气量下降的重要方式为使用低温集输的形式，而对于油井不加热集油流程包括单管不加热集油、双管不加热集油、掺低温水集油以及掺常温水不加热集油。①单管不加热集油流程使用范围。通过油井生产时引起的压力、温度，通过集油管线把产出液运送到计量间，油井产液量为30t/d，含水率大于80%，距离是计量间小于400m时，可以使用此流程。②双管
化工管理 2015年4期2015-03-24
- 大庆外围油田的原油集输工艺
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。大庆油田；原油集输工艺；优化；能耗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。20世纪80年代中期至90年代大
油气田地面工程 2015年1期2015-02-09
- CO2驱油集油工艺试验冻堵原因及解堵措施
设计院CO2驱油集油工艺试验冻堵原因及解堵措施鲁伟 大庆油田设计院大庆油田采油八厂试验区块采出物气油比较大，集油工艺采用单管环状掺水集油流程，集油管网经常发生冻堵，系统无法正常运行，CO2驱油见效不明显。分析认为，水合物的分解吸热是导致管线发生冻堵的主要原因，为此采取如下解堵措施：加大掺水量，以抵消水合物分解吸热导致的温降；解堵结束再次开井生产前，需掺水预热管道，使埋地集油管道周围尽快建立温度场；开井前，先进行套压放气，确保井口CO2为气态，以减少掺水热负
油气田地面工程 2015年3期2015-02-08
- 二氧化碳驱油井单管环状掺水集油试验
油井单管环状掺水集油试验王 林 大庆油田工程有限公司大庆油田于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℃、
油气田地面工程 2015年9期2015-01-03
- 齿轮箱动密封漏油问题的解决
程中发现试验舱内集油，由于试验舱内温度最高可达500℃，试验舱集油对设备的安全造成了严重的影响。通过故障再现及排查，确认试验舱集油是从齿轮箱高速输出轴轴孔吸入试验舱。图1 设备工作原理2 故障原因分析齿轮箱的结构如图2所示，齿轮箱高速输出轴为空心轴，上端通过花键与减振轴系的空心轴连接，下端通过四个销子与传感器轴连接，减振轴系空心轴直通试验舱。试验过程中，由于试验舱处于负压，通过相互贯通的空心轴，在齿轮箱高速输出轴下端处也形成真空，齿轮箱内腔通过空气滤清器与
中国科技纵横 2014年7期2014-12-07
- 空冷水轮发电机自然补气集油雾装置设计
雾分离装置分离收集油雾的效果不佳。目前国内水电站普遍存在发电机轴承油雾清除效果不佳造成油雾污染的问题，因此迫切需要一种简单高效的油雾收集装置。设计了一款自然补气集油雾装置，改善了以往油雾收集不佳的问题。1 结构设计1.1 集油雾装置结构图1、图2为油雾收集装置示意图，由油雾分离器1、集油杯2、集油雾钢管3和补气钢管4组成。油雾分离器1内的电动机输出功率可根据不同发电机的使用要求调节。油雾分离器1内设置粗滤和精滤两级过滤装置，如图2所示，能充分过滤出空气中的
机床与液压 2014年2期2014-06-04
- 单管通球集油工艺在大庆油田的应用效果分析
限公司）单管通球集油工艺可以实现采出液的不加热集输，适用于含水率超过80%的油田老区开发。该工艺已经从实验阶段发展到了推广应用阶段，随着该工艺的投入使用，使油田地面建设投资及运行成本进一步降低，经济效益进一步提高，为大庆油田的可持续发展奠定了坚实的基础。经统计，该工艺在大庆油田已经应用了1373口油井，主要应用在大庆油田老区第一至第六采油厂聚驱和高浓度油井。1 单管通球集油工艺模式1.1 单井单管通球集油工艺该工艺为单井单管直接接入阀组间，每口油井井口设发
石油石化节能 2014年5期2014-04-10
- 岔河集油田支环状掺水集油工艺
岔河集油田支环状掺水集油工艺耿玉广 宋丽梅 刘海俊 石惠宁 李新彩 刘福贵 吴宗武 吴天春中国石油华北油田公司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78×104m3。支环状掺水采油；工
油气田地面工程 2014年11期2014-03-22
- 萨南油田电热管集油工艺
全萨南油田电热管集油工艺杨树人1 刘 璐1 孙立全21东北石油大学石油工程学院 2大庆钻探工程公司钻井二公司老区油田聚合物驱中应用单井电热管集油工艺虽然工程投资有一定幅度的降低，但是其运行费用及生产成本较高，投资及10年运行费用现值相对较大；日后维护管理工程量较大，难度较高，而且产品质量存在的问题较多。为此，结合南三区东部产能建设工程中20口油井采用的电热管集油工艺，提出以下改进措施：掌握电热管集油工艺的运行规律，加强日常管理，降低生产运行成本；改进井口保
油气田地面工程 2014年3期2014-03-20
- 东18井区环状电加热集油工艺优化
8井区环状电加热集油工艺优化杨跃跃 大庆榆树林油田开发有限责任公司东18井区集输系统为单管环状电加热集油流程，该流程存在转油站负荷偏低，运行成本较高等问题。考虑将其改为单管环状掺水集油工艺，停运东18转油站，以降低运行维护成本。为降低投资，将充分依托东16转油站已建系统负荷。通过地面系统“关、停、并、转”优化改造，可达到减员增效、降低运行成本、提高系统负荷率的效果。环状电加热；环状掺水；集油工艺；优化东18站建于1997年，距已建东16转油站仅3km，由于
油气田地面工程 2014年4期2014-03-09
- 外围油田建设的优化简化措施
简化；投资；电热集油外围油田采用滚动开发方式，没有明确的中长期开发规划可依据，造成地面工程系统在建成后，随着滚动开发多次扩改建，增加投资。因此，某外围油田在2008～2010年产能建设中，按照油藏、采油、地面三位一体的原则，经过油藏与地面的充分结合，分年度开发部署，从前期产能区块建设规划安排、地面系统布局到丛式井布局、应用简化工艺技术，实施全过程优化，有效地降低了地面建设投资，提高了油田开发效益。1 优化产能区块在油藏工程提出初步开发规划的基础上，按照提负
油气田地面工程 2014年9期2014-03-08
- 高原原油集输管道结蜡规律及防护技术
油流量等情况，对集油温度、原油含水率对集输管道结蜡规律的影响进行实验分析。实验表明：原油含水率越高集输管道结蜡速率越慢，集油温度在30℃左右时管道结蜡速率最高，然后随集油温度升高而下降。根据实验结果，提出控制管道外壁温度、改变工艺提高集油温度、防蜡剂进行化学防蜡处理3个方面的原油集输管道防蜡技术措施。高原油田；集输管道；结蜡；防护技术1 结蜡机理基本理论高原油田集输管道内壁出现结蜡主要是缓慢形成而逐渐沉积具有一定厚度的石蜡、凝析油、石砂、胶质和其他杂质的混
油气田地面工程 2014年10期2014-03-08
- Z39区块中的电热集油工艺
39区块中的电热集油工艺杨传亮 大庆油田采油八厂Z39区块有油井87口，距离已建系统较远，无法自压进站，为简化地面工艺，降低基建投资，采用点加热线保温的电热集油工艺。经过几年来的生产实践摸索，逐步积累了一些管理经验，规范了相应的管理制度，确保了电热集油工艺的平稳运行。电热集油；温度；电流；电压Z39区块有油井87口，距离已建系统较远，无法自压进站，为简化地面工艺，降低基建投资，采用点加热线保温的电热集油工艺。经过几年来的生产实践摸索，逐步积累了一些管理经验
油气田地面工程 2014年6期2014-03-08
- 低渗透油田油井低能耗集油技术
透油田油井低能耗集油技术冷冬梅刘琴刘学（大庆油田工程有限公司）摘要：随着大庆外围油田进入高含水后期开发，采出液含水逐渐升高，采出液的流动性向有利于集输方面发展。因此，为达到节能降耗的目的，选取计量间进行降低掺水温度和集油温度等现场试验，研究不同掺水量、掺水温度、回油进站温度集油环回压之间的变化规律，确定出适合于大庆外围低产低渗透油田的掺水集油参数，并对现场节气效果进行分析，节约天然气30%以上。关键词：外围油田掺水量掺水温度集油温度井口回压目前，常用的外围
石油石化节能 2013年1期2013-05-04
- 葡北油田系统调整改造的整体认识与效果分析
造，采取单管冷输集油模式，总体规划，分步实施，优化布局，简化工艺，大幅度地降低投资和能耗。1 葡北油田系统调整改造实施情况及现场应用效果随着油田开发的深入，综合含水不断上升，为了降低生产能耗，第七采油厂陆续开展了井口出液温度普查、管输介质流动状态观测、延长清蜡周期试验、井口回压与产液量的关系分析、油井降温集输参数控制，以及地层温度实际监测等一系列试验，通过对试验结果的总结分析，2006年选取了葡萄花油田北部区块具有代表性的809计量间7口油井开展了单管冷输
石油石化节能 2013年4期2013-04-10
- 低温集油实施过程中存在的问题及思考
统已全面实施低温集油，主要对全年、季节停掺水油井的实施，常温集油站及低温集油站的实施，优化转油站运行参数，提高设备运行效率等。2010年底，通过整理、总结、精练多年来低温集油实施工作经验，创造性地提出集输系统“42231”过程管理法，即确定“四个”界限（确定停掺水界限、确定井站回油温度、确定单井掺水量、确定出站掺水温度）、优化“两个”运行（优化加热炉运行、优化掺水泵运行）、控制“两个”水量（控制单井、环掺水量，控制站、间采暖水量）、分解“三项”指标（分矿总
石油石化节能 2013年11期2013-04-08
- 海拉尔油田降温集输试验效果分析
温集输试验，分析集油系统参数，降低集输系统能耗。1 基础数据及参数分析1.1 原油物性参数海拉尔原油属于轻质高蜡原油，不同区块之间的原油物性参数差别很大：各区块油样中，胶质、沥青质含量（8.69%），呼一联原油较低；从低温流动性来看，比较突出的是贝中、乌东原油和呼一联原油，前两者凝点高达29℃，后者是21℃，其他油品的凝点则在25℃左右；从流动性指标来看，黏度（50℃）相差较大，最小的是呼一联(5.68 mPa·s)，最大的是贝中转（21.47mPa·s）
石油石化节能 2013年2期2013-01-25
- 周期掺水在低产油田低温集输系统上的应用
掺水泵耗电，低温集油经济效益非常可观，为低产油田实施周期掺水集输提供了依据和现场指导。周期掺水 低温集输 推广应用1 敖古拉油田低温集输概况大庆敖古拉油田建有转油站1座、阀组间6座，管辖机采井65口，采用单管环状集油流程。全油田综合含水率89%，转油站掺水温度65℃，回油温度27.4℃，阀组间平均掺水温度61℃，回油温度28℃。2 周期掺水的影响因素2.1 原油物性对周期掺水的影响油田的原油黏度低，凝固点低，含蜡、含胶量低（表1），所以原油物性有利于周期掺
石油石化节能 2012年3期2012-11-15
- 电伴热集油工艺技术的应用分析
七采油厂）电伴热集油工艺技术的应用分析王恩颖（大庆油田有限责任公司第七采油厂）敖南油田分别在茂72区块的736队和敖416-67区块的738队应用电热集油工艺技术，该工艺是一种新型的集输模式，减少了大量的地面设备，具有一次性投资少的优点。敖包塔作业区通过4年的应用，总结了该工艺在生产中的不足，提出了合理的建议。该工艺在生产应用中已日趋成熟，为电伴热集油流程在低产、低渗透油田产能建设和老区改造中应用的可行性提供了依据，为开展新的地面建设模式探索出一条新途径。
石油石化节能 2012年5期2012-11-15
- 电加热集油工艺节能技术应用
八采油厂）电加热集油工艺节能技术应用马矿召（大庆油田有限责任公司第八采油厂）为降低地面投资，近几年加大了电热集油工艺在油田地面建设中的应用力度，应用电热带伴热管和井口安装电加热器等配套设施代替常规集油掺水管道，从现场运行情况看，电加热集油工艺和常规掺水集油工艺相比，运行费用基本持平，运行能耗降低38.2%。通过分析对比，得出了电加热集油工艺较常规掺水集油工艺可有效降低集油系统能耗的结论。石油开采 电加热 集油工艺 节能技术1 电加热集油工艺应用情况自200
石油石化节能 2012年7期2012-10-13
- 提高加密环状掺水集油工艺运行效率的分析
提高加密环状掺水集油工艺运行效率的分析崔立丽（大庆油田有限责任公司第四采油厂）为了提高原油产量，油田各采油厂三次加密井在不断增多，为了保证这些井的正常生产，采取了一种环状掺水集油工艺。文中对单管环状掺水工艺的现场运行情况进行了分析，经过一年的现场运行，单管环状掺水集油工艺中70%以上的集油环能够满足生产需要，实现了降低生产能耗的目的，适合推广使用。三次加密井 环状集油 回压 管径1 环状掺水集油工艺概况2009年我们在产能建设中采用一种集油新工艺-单管环状
石油石化节能 2012年7期2012-10-13
- 外围零散低产区块油井举升集油方式优化分析
采用合理的举升、集油方式提供可借鉴的经验。关键词：低产区块；举升；集油；优化；分析Abstract: This article through to the block with two ground engineering construction patterns generated by the investment and operation cost analysis, comprehensive evaluation, sum up scatt
城市建设理论研究 2012年13期2012-06-04
- 高耗集油环改造技术研究与应用
管理三公司）高耗集油环改造技术研究与应用王志勇1：唐小犇2（1.大庆油田有限责任公司第八采油厂；2.大庆油田矿区服务事业部物业管理三公司）由于区块产量递减，集油环管辖的部分油井逐步报废、转注、转提捞，致使集油环无效掺水量增加，路线增长，热损失增大，单位操作成本上升。通过分析集油环运行能耗影响因素，建立了集油环能耗评价模型，在油井地质开发井位基本明确的情况下，对高耗集油环系统进行了优化整合，达到了节气、节电、降低成本的目的。高耗集油环：优化改造：经济评价模型
石油石化节能 2011年4期2011-11-16
- 电热集油节能运行规律及应用效益评价
第七采油厂）电热集油节能运行规律及应用效益评价吴岩庆 于孝合（大庆油田有限责任公司第七采油厂）通过对电热集油工艺在敖南油田茂72区块和敖416-67区块2年的应用情况跟踪调查，计量地下地温变化规律，开展加热设备节能运行摸索试验，合理调整敖南油田电加热器和碳纤维电热保温管道运行温度，降低电热集油能耗，客观评价电伴热集油流程的优缺点，为电热集油工艺在低产、低渗透油田产能建设和老区改造中节能运行的可行性提供了依据。电热集油 节能运行 规律 效益评价D O I:1
石油石化节能 2011年3期2011-11-16
- 电加热集油能耗分析及理论计算方法的修正
有限公司)电加热集油能耗分析及理论计算方法的修正李玉华 (大庆油田工程有限公司)电加热集油工艺的应用简化了地面建设模式，有效地降低了地面建设投资。该工艺在大庆油田得到成功应用，但通过调查发现现场实际耗电量与理论计算值有较大偏差，通过分析得出电加热集油能耗理论计算值高于实际能耗的原因是：夏季运行时由于环境温度的升高，使井口电加热器部分停运或降低加热温度，导致井口加热耗电量降低；当环境温度升高时，管线上散热量降低，同时电热管也可局部停运，导致管线保温耗电量降低
石油石化节能 2011年6期2011-11-15
- 集输系统用能分析及节能措施
调整改造工程中，集油工艺的简化可以节约集输系统热耗[1]。在扩大不加热集输应用规模的同时，根据转油站单井生产方式、产液量、含水率、回油温度、采出液物性等参数，针对冬季和夏季生产特点编制了常温集输方案，常温集输站实施停炉停泵，降温集输站掺水温度控制在50～60℃[2]。实施常温集输后，夏季有30座转油站停运加热炉，冬季有14座转油站停运加热炉，其他站采用掺常温水和降温掺水的方式使用加热炉。电耗主要分布在转油站外输泵、掺水泵、热洗泵及联合站脱水、外输等环节。随
石油石化节能 2011年8期2011-08-15