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大庆油田原油集输处理技术进展及攻关方向

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大庆油田 原油 处理 技术 进展 攻关 方向
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28 石油规划设计 第 1 4 卷第 1 期 油气集输及处理工艺技术专辑 * 宋承毅,男, 1957 年生,教授级高级工程师。 1982 年毕业于华东石油学院油气储运专业,获学士学位; 1997 年毕业于大庆石油学院石油与天然气机械工程专业,获硕士学位。现任大庆油田建设设计研究院总工程师、中 国石油天然气集团公司跨世纪学术带头人。通信地址:黑龙江省大庆市让胡路区西灵路 46 号, 163712 大庆油田原油集输处理 技术进展及攻关方向 宋承毅 * 大庆油田有限责任公司油田建设设计研究院 宋承毅 . 大庆油田原油集输处理技术进展及攻关方向 . 石油规划设计, 2003 , 14 ( 1 ): 28 ~ 33 摘 要 介绍了九五期间及近年来大庆油田原油集输处理系统在降低老油田调整改造工程投资与节能降耗;完善三次采油采出液处理工艺;简化外围油田集输工艺以及技术科研攻关方面所取得的成果与进展。并根据当前油田开发生产形势和所面临的问题,提出了原油集输处理技术领域今后的主要攻关方向。 主题词 老油气区 集 输系统 工艺 技术 化学处理剂 设备 研究 经济评价 大庆油田紧紧围绕降低原油集输处理系统工程投资和运行能耗,遏制原油生产成本上升,以突破“瓶颈”技术为主攻方向,在简化老油田和外围油田原油集输工艺,提高聚驱采出液处理效率,降低原油集输自耗气方面开展研究与应用工作,使原油集输处理工艺技术水平又上了一个新的台阶。同时,开展了多相混输技术的攻关研究,形成了具有工程应用价值的技术储备与应用成果。 老油田三次加密井简化 集油工艺技术研究 1 三次加密油井简化集油工艺研究 三次加密调 整的主要对象是水驱老油田的表外储层和薄差油层,其单井初期产量低、含水高。为取得较好的经济效益,地面工程三次加密井的投资比二次加密井必须降低 20% ~ 30% 。为了实现这一目标,我们结合大庆杏北油田 1 - 3 区乙块三次加密调整试验区地面工程建设,开展了简化三次加密井集油工艺的研究。在对试验区井网和三次加密井特点进行分析以及多种流程模式设想研究的基础上,确立了充分利用老油井集油和掺水管线及已建系统基础设施能力的主导思想,打破常规,对油井集油工艺流程进行了大力简化。按新井布局、新井与老井位置关系及老井产液量的不同,研究设 计出了 4 种简化集油流程。 ( 1 )简化集油工艺流程模式 新井靠近老井井口的简化工艺流程见图 1 、图2 。 新井靠近老井管线的简化工艺流程见图 3 、图 4 。 在规划方案中采用上述简化工艺后,整个试验区总共 89 口三次加密新油井,除 6 口单井就近双管接入已建计量间、 6 口丛式井自成环状流程外,其余 77 口新井均就近接入了 71 口老油井的集油、掺水管线,形成了简化集油工艺流程。 ( 2 )配套技术措施 与常规双管流程相比,采用新井搭借老井基础设施的环状简化集油流程,使油井集油流程的功能和操作管理方式发生了较大的变化,需要采取的配套技术措施 :一是抽油机井采用功图法软件量液仪实行井口计量产量,计量周期为 20 天;配置计量标 油气集输及处理工艺技术专辑 石油规划设计 2003 年 1 月 29 定车,对量液仪进行现场实液检定,检定周期为 6个月;二是螺杆泵井采用计量标定车实行井口计量产量。计量周期为 20 天;三是油井清蜡采用高压洗井车井口洗井;同时,井下加高效防蜡剂延长清蜡周期,最大限度地减少洗井车的井口洗井次数,方便生产管理。 ( 3 )实施效果 2000 年,这 4 种简化集油工艺在试验区地面工程建设中全面实施并投产运行。生产现场测试结果表明,在掺热水运行工况下,采用简化集油工艺的油井 ,其井口回压普遍不超过 与采用常规双管掺热水流程的油井基本相同,证实了该简化工艺的可行性。 ( 4 )经济评价 4 种简化集油工艺的主要特点是新建三次加密油井充分利用了临近已建油井的集油、掺水管道和基础设施的能力,并采取了可行的配套技术措施,使集油流程得以大幅度简化。试验区原油集输系统不新建计量间,转油站、联合站不改造,使工程建设投资大幅度降低。 与双管掺热水常规流程相比,简化流程的油井集油管道建设工程量减少了 79. 2% ;整个试验区 134口油水井的平均单井投资比采用常规工艺降低了约30% 。 2 三 次加密井简化工艺配套技术研究 ( 1 )井口计量技术研究 ① 功图法软件量液技术。针对老油田气油比较高( 40 ~ 100 m 3 /t ),在原有功图法软件量液技术(适于气油比 20 ~ 30 m 3 /t )的基础上,重新建立了适于较高气油比的功图法软件量液数学模型;采用气液两相流理论修正了井下泵的液体充满系数,降低了气体对产液量计量精度的影响。在对软件和硬件进行改进设计的基础上,组装了新型的功图法软件量液仪样机;通过反复比对测试及综合误差修正,使其计量精度得到提高。在气油比不超过 100 m 3 /t 的条件下,该量液仪对泵况正常的抽油机 井的产液量计量误差可达到≤± 15% 。采用这一计量方式,可实现测抽油机功图与测油井产量一举两得,方便了生产管理。 ②计量检定车。研制出了一套车载式计量检定装置,可满足对功图法软件量液仪进行校验和螺杆泵井产量计量的要求。该计量装置主要由卧式计量罐、滑片式计量泵、刮板流量计、旋进旋涡式气体流量计、差压液位计等构成。其最大设计计量液量为 50 t/d ;最大设计计量气量为 1 500 m 3 /d ;液计量不确定度可达到≤± ,气计量不确定度可达到≤± 3% ,具有对计量误差≤± 15% 的功图法量液仪进行校验和对螺杆泵井进行井 口计量的能力。 ③ 井口计量模式。通过现场试验,建立了采用简化集油流程油井的产液量井口计量模式,即:对泵况正常的抽油机井采用功图法量液仪计量;对于螺杆泵井和泵况不正常的抽油机井采用计量车计量。同时,采用计量检定车定期对逐口井功图法量液仪进行测试校验,控制其计量误差。 ( 2 )高效防蜡剂研制 为配合油井简化集油流程的实施,最大限度地计量间 新井 新井 老井 出油管道 掺水管道 图 1 新井作端点利用低液量老井管线的 环状掺水集油流程 计量间 新井 新井 老井 出油管道 图 2 大液量老井作端点井利用老井管线 双管出油多井串联不加热集油流程 (产液量≥ 50 t/d ) 计量间 新井 新井 老井 出油管道 掺水管道 图 4 大液量老井作端点井利用老井管线 单管出油多井串联不加热集油流程 (产液量≥ 50 t/d ) 计量间 新井 新井 老井 出油管道 掺水管道 图 3 低液量老井作端点井利用老井管线的环状掺水集油流程 30 石油规划设计 第 1 4 卷第 1 期 油气集输及处理工艺技术专辑 延长油井洗井周期,减少井口洗井次数,方便生产管理,开展了高效防蜡剂的研究。通过多种单剂筛选试验及其多方案复配试验,研制出了一种新型的油井防蜡剂 — 该防蜡剂与常规清防蜡剂10 的室内对比试验结果表明,在加药浓度为50 ~ 200 的范围内, 防蜡降粘效果普遍好于 其防蜡率一般可达到 80% 以上,比高 10% ~ 15% ;降粘率一般可达到 60% 以上,比 高 10% ~ 35% 。从加药量与作用效果的综合角度看,当加药浓度为 80 时, 效果最佳,并且好于 药浓度为 200 时的效果(见表 1 )。 表 1 用效果对比 试验数据 防蜡率( % ) 降粘率( % ) 加药量 ( ) 99 9 5 0 75 69 54 40 80 82 74 60 49 100 80 75 60 50 150 82 70 63 55 200 85 73 65 59 由于 用 4 种单剂进行复配,与仅由 A 型两种单剂复配的 比,增加了乳化降粘剂和蜡晶分散剂的组分,使其防蜡和降粘效能得到提高。 商品价格与 同,其加药量比 低约 15% 。因此,该防蜡剂具有防蜡降粘效果好、加药成本低的特点。在 杏北油田1 - 3 区开展现场试验的 23 口三次加密井,已经取得了使洗井周期达到约 200 天的良好效果。 三次采油采出液处理工艺技术研究 1 聚合物驱采出液处理设备改进研究 1999 年,为探索含聚合物采出液电脱水的新途径,研制出了新型竖挂电极复合电脱水器。该设备具有采用倍压整流方式供电,抑制水链击穿以及采用直流水平电场,促进水珠聚结,处理能力大等特点。 近年来,在大庆油田聚合物驱采出液处理系统推广应用了竖挂电极和平挂电极两种电脱水技术。生产运行结果表明,在进液含水率低于 15% 时,竖挂电极电脱水器处理能力可比平挂电极 电脱水器高出约 30% ,其运行也较平稳,但当进液含水超过 15%时,难以平稳运行。而平挂电极电脱水器在来液含水上升至 20% ~ 30% 时,仍能平稳运行。竖挂电极电脱水器对进液含水的适应范围不如平挂电极电脱水器宽,具有一定的局限性。 为了充分利用竖挂电极电脱水器处理量大的优点,克服其对进液含水适应范围窄的不足,并对其进行了改进。竖挂电极电脱水器的进液含水适应范围之所以不如平挂电极电脱水器宽,主要原因是竖挂电极电脱水器为均匀电场,而平挂电极电脱水器为自下而上由弱变强的渐变电场,其下部弱电场对较高含水率的进液有较强的适应 性。以此为依据,对竖挂电极电脱水器的电极布置进行了改进,一是扩大了极板间距;二是缩短了极板高度,以增大极板下部弱电场的空间。改进后的试验结果表明,竖挂电极电脱水器适应的进液含水率提高了 20% ,运行也比较平稳。 2 国产表面活性剂三元复合驱采出液破乳剂研制 自 2001 年以来,根据矿场开发试验的需要,针对三元复合驱注入液采用国产烷基苯磺酸盐表面活性剂和弱碱的条件,研制出了一种专用的采出液破乳剂 10 。室内试验结果表明,对含水 70% 、国产表面活性剂含量 300 L 、弱碱含量 4 000 L 、聚 合物含量 600 L 的三元复合驱采出液,加入浓度 100 L 的 10 后,在脱水温度 45℃、沉降时间 30 条件下,可使脱后油中含水率不大于 30% ,水中油含量不大于 1 000 。从而,为三元复合驱采出液处理现场试验提供了可用的破乳剂。 外围油田原油集输处理 工艺技术研究 1 多功能组合处理装置研制与应用 ( 1 )多功能组合处理装置作用原理 为了降低外围低产、分散小区块油田原油集输处理系统的投资,方便生产管理, 1997 年研制出了多功能组合处理装置(见图 5 )。该装 置简称“五合一”,具有气液分离、沉降、加热、电脱水、缓冲功能。其主要工作原理为:油井来气液混合物先进入分气包进行气液初步分离,分出的伴生气通过容器外部的管道进入后端的缓冲室,经二次捕雾后进入湿气管线;分出的含水原油进入火筒罩析出气体后,再进入火筒下部进行沉降分离脱水;脱后含水原油经水洗和火筒及烟管加热后溢过堰板进入电脱水段底部的布油槽;再经二次水洗,进入电场进行脱水,脱出的净化油经收油槽流入油缓冲室,而后,经油调节阀进入输油管线;脱出的污水经可调堰管溢流口流入水室,经水调节阀进入污水管线。 ( 2 )多功能组合 装置特点 油气集输及处理工艺技术专辑 石油规划设计 2003 年 1 月 31 ① 采用卧式容器,容器顶部为油气分离空间,气体的行程长,有足够的空间进行分离。 ②在火筒上部设置火筒罩,使含水油中的气体进一步析出,降低液中气含量。含水原油在进电脱水段之前有长达 6.8 m 行程,有利于水滴充分聚结,使大部分游离水沉降下来。 ③采用可调堰管控制油水界面。当测水电极显示水位过高或水位过低时,调节容器顶部的可调堰管手轮即可获得正常的水位。电脱水段底部的污水,靠设在水缓冲室的可调堰管溢流口流入水室,再经浮子调节阀外排,排水不影响油水界面。 ④烟管内装有可拆卸的烟气扰流器,增强了传热效果;采用 引射式燃烧器,可在较低的燃气压力下正常燃烧。 ⑤油气分离包和捕雾器均采用波纹板结构,不易堵塞,分离后气中带液量少。 ⑥电脱水部分采用新型杯式结构绝缘棒,内充变压器油,有较强的绝缘性能;壳体与电极线之间的绝缘距离比常规结构加长了 250 并将绝缘棒埋入油中,避免发生放电现象,提高了安全性。 ( 3 )多功能组合装置应用情况 安装在徐家围子油田规格为 ∅2600 × 7828 的第一台“五合一”装置样机,近 5 年的运行结果表明,在进液平均含水率 20 % 、加药量 10 ,脱水温度50 ℃的条件下,其出口油中含水< 0. 3 % ,污水含油< 1 000 。 分出的伴生气直接作加热燃料,加热段运行热效率达 85% 以上,实现了一次处理出合格油和水的设计要求。 1998 年为适应进液含水 85% 以上的操作条件,对该装置进行了改进。在进液含水 85% 以上、加药量 10 、脱水温度 45 ℃的工况下,其出口油中含水达到了< 0. 3 % ,污水含油达到了< 1 000 。与同等规模的原油集输处理站相比,该装置可节省工程投资约 38% ,减少占地约 69 % ,减少建筑面积约76% ;同时,还可大幅度减少操作管理人员及维护费用,获得显著的经济效益和社会效益 。 2 多重乳液型原油降凝降粘防蜡剂的研制与应用 为解决外围低渗透油田低产井在投产初期由于凝油沉积导致抽油机负荷过大和出油管线凝堵的问题,我们在乳液型油井防蜡降凝剂 2 的基础上,开发出了多重乳液型油井降凝降粘剂 3 。 3 是一种将 O/W 乳液型油井防蜡降凝剂 2 分散到柴油中制得的 O/W/O 多重乳液型蜡晶改性剂乳液。与 2 相比,具有低凝点、低粘度和不需用水稀释即可直接加入井下的优点。 199 9 年底,以台 80 - 136 井所产原油为试样进行了室内评价试验。结果表明(见表 2 ), 当向该原油中加入 50 g/t 3 时,动态降凝幅度为 1 4 ℃,降粘率为 ,屈服值下降率为 ,。 表 2 3 动态降凝降粘防蜡效果评定数据 加药量( g/t ) 0 50 100 凝点(℃) 22 18 18 粘度( s ) 355 233 224 屈服值( 动态降凝幅度(℃) 10 14 14 净动态降凝幅度(℃) - 4 4 降粘率( % ) 防蜡率( % ) - - 屈服 值下降率( % ) 从 2000 年开始,先后在台 105 区块和肇 212区块的 266 口油井上应用 3 型多重乳液型原油降凝降粘剂,取得了良好的效果。 药剂由油套环形空间加入井下,以单井产油量为基数按 2 000 g/周批加一次。加药后,抽油机电流大都下降了 2 ~ 6A ;油井热洗周期由原来的 7 天延长到了 60 天以上;油井回油温度由原来的 55 ℃降至 45℃。既有效地解决了抽油机高负荷和出油管线凝堵的问题,又降低了集油能耗。 原油低温集输处理工艺技术研究 在 90 年代中期以来开展的以 进口低温原油分散减阻剂辅助的原油低温集输工艺现场试验取得明显技术效果的基础上,大庆油田于 1999 年开发出了气液分离段 电脱水段 加热、沉降段 缓冲段 净化油 水室 液气 气 油室 污 水 图 5 “五合一”多功能处理装置结构 32 石油规划设计 第 1 4 卷第 1 期 油气集输及处理工艺技术专辑 价格仅为进口产品一半( 9 600 元 / t)的低温原油分散减阻剂,为有效降低原油集输过程耗气量和原油生产成本开辟了一条新途径。 2000 年以来,在大庆老油田和外围油田 2300 余口油井上的试验和应用结果表明,采取向油井采出液中加入低温原油分散减阻剂的技术措施,可使原油集输温度普遍降低8 ~ 10 ℃,集输吨油自耗气下降约 50% 。 1 低温原油分散减阻剂及其作用原理 国产低温原油分散减阻剂采取聚醚磺酸盐、聚醚羧酸 盐与嵌段聚醚破乳剂相结合的配方新思路复配而成,具有破乳、降粘、乳化、防蜡功能。其主要作用机理为:药剂加入含水原油后,其表面活性剂成分溶入水相。一方面,它吸附在金属管壁上形成亲水膜,降低管壁摩阻,抑制管壁上石蜡沉积和凝油粘附;另一方面,它又吸附在油珠表面,抑制油珠之间的聚结并降低其聚结温度,并对水包油型原油乳状液起稳定作用,降低集油管道中油团的形成温度;同时,还对 W/O 型原油乳状液有破乳、脱水作用;降低原油乳状液的转相点,提前形成 O/效地降低含水原油的表观粘度。 试验结果表明,加入该药剂后, 可使含水 45%以上的含水原油由 W/O 型乳状液转相为 O/W 拟乳状液(见图 6 ),降粘率达到约 70% ;使油珠聚并温度降至原油凝固点附近,凝油粘壁温度降至原油凝固点以下 10 ℃左右;同时,还具有良好的低温脱水性能(见图 7 )。将该药剂从井口经油套环型空间加入油井采出液中,可取得井下油管防蜡,降低抽油机负荷、地面出油管线输送温度、压降、脱水温度的多重效果。该药剂的价格和性能均优于进口产品 64 ,可为在高寒地区对高凝原油实行大范围低温集输,节约油田气,提供经济有效的辅助技术手段。 2 油井低温集油工艺及配套技术措施 ( 1 )油井低温集油工艺(见图 8 、图 9 ) ①对老油田的已建双管掺水集油工艺系统,采取以下 3 种低温集油方式。 第一种方式:对产液量≥ 50 t/d 、含水率≥ 75%的油井,实行单管不加热集油。 第二种方式:对产液量≥ 50 t/d 、含水率 45% ~75% 的油井和产液量 30 ~ 50 t/d 、含水率≥ 45% 的油井,实行向井下点滴加入浓度为 150 g/t 的低温原油分散减阻剂,冬春季掺低温水集油,夏秋季单管不加热集油。 第三种方式:对于产液量≤ 30 t/d 和含水小于45% 的油井,实行向井下点滴加入浓度为 150 g/减阻剂,全年掺低温水集油。 ② 对外围油田已建双管和环状掺水流程,采取井下或转油站集中加入浓度 150 g/t 的低温原油分散减阻剂的措施,实行降低掺水温度运行。 ③试验确定了新的油井掺低温水集油操作技术界限。将加热时的调节掺水量控制出油管线末端温转油站 计量间 掺水( 33 ~ 35 ℃) 计量分离器 计量筒 集油 图 8 大庆老油田的典型油井不加热集油流程 低温原油 分散减阻剂 油井 01020304050607080900 5 10 15 20 25 30脱水率(%)油相加药量: 200 g/t 不加药 油样:朝 98 - 52 井原油;药剂为 3 ; 脱水温度为 45 ℃;初始含水率为 50% 图 7 原油热化学脱水脱水率 — 时间曲线 热化学沉降时间( 02040608010012030 40 50 60 70 80乳状液视粘度(s)不加药 油相加药量: 100 g/t 油样:杏 10 - 3 丙 - 315 井原油;药剂为 3 ; 温度为 45 ℃;剪切速率为 420 .3 s - 1 图 6 原油乳状液粘度 —含水率曲线 乳状液含水率( % ) 油气集输及处理工艺技术专辑 石油规划设计 2003 年 1 月 33 度改为控制单井管输液含水率和管输液总流量,必须采取措施使其达到 单井管输液含水率≥ 80% ;单井集油管道输液量≥ 30 t/d 的 技术界限。 同时满足技术界限的油井,掺水管道冬季最低输量应达到 10 t/d ,夏季不掺水。 冬季,对低温集油井采取了井口装置电热带保温防冻措施。 现场 试验结果表明,老油田采用上述 3 种不加热集油工艺和新的掺低温水集油操作技术界限后,油井掺水温度由 70 ~ 75 ℃降为 33 ~ 35 ℃;单井回油温度由 40 ℃左右降为 20 ~ 35 ℃,最低降到了约 18℃,低于原油凝固点约 13 ℃;实现了不加热集油。外围油田的油井掺水加热温度由 70 ~ 85 ℃降到了约 50 ℃,井口回压与加热时相近,实现了低温集油。 ( 2 )油井低温计量工艺措施 在低温集油工况下,计量间已无热水伴热和采暖。现场测试结果表明,当低于原油凝固点的低温油井产出物进入计量分离器时,计量筒内壁仅有 微量的油膜附着,与加热时的状况相近;低温集油对油井计量没有明显的不良影响。出现这一结果,主要得益于低温原油分散减阻剂的抗凝油粘壁作用。为了确保油井低温计量精度和冬季操作管理的正常进行,仍采取了两点以下措施:一是计量间采用防爆电暖气采暖;二是计量分离器计量筒外壁采用电热带伴热。 3 转油站低温泵输工艺及配套技术措施 在大庆油田设计院试验基地进行的模型离心泵低温输送实液试验表明,当低温原油分散减阻剂的加入浓度为 80 ~ 100 g/t 时,含水约 40% 的含水原油仍可在约 28 ℃(低于原油凝固点 2 ~ 3 ℃)实现正常输送。 现场试验结果表明,在转油站系统实行采出液加入浓度约 150 g/t 的低温减阻剂低温集油后,转油站含水 82% ~ 85% 的外输液泵输送温度由加热输送时的 42 ~ 43 ℃降到了 33 ~ 35 ℃;不仅泵的特性没有发生变化,泵机组效率比加热输送时还略有升高。其主要原因是低温原油分散减阻剂对含水原油的降粘和抗凝油粘壁作用,降低了离心叶轮表面与低温含水原油之间的摩擦阻力。 为确保转油站含水原油外输系统在低温下正常运行,对离心泵低温输液工艺采取了两项配套技术措施:一是对分离沉降缓冲罐至外输泵入口的管道采取电热带伴热措施,一旦出现低 温运行不适应状况,即启动电热带,加热降粘、解凝;二是在分离沉降缓冲罐入口增设一条掺水管线,一旦出现低温运行不适应状况,即启动已建的掺热水系统向该罐入口掺入热水,提高运行温度,保证转油站系统正常生产。 4 联合站原油低温脱水工艺及配套技术措施 由于低温原油分散减阻剂有破乳和提前形成水包油型乳状液的反相作用,可提高含水原油的脱水率,给高含水原油的沉降脱水带来有利影响。现场试验结果表明,在油井加低温原油分散减阻剂和转油站全部停加破乳剂后,虽然联合站游离水脱除温度由 40 ~ 42 ℃降到了 32 ~ 33 ℃,但脱后油中含水由加热时的 10% ~ 15% 降到了 2% ~ 6% ;水中含油也普遍在 1 000 以下。 对低温游离水脱除系统采取了两项技术措施:一是适当提高游离水脱出器的油水界面,以将脱后油中含水率提高到约 10% ,为电脱水器的平稳运行创造条件;二是对游离水脱除器至脱水加热炉之间的低含水油输送管道敷设电热带伴热,防止低含水原油在低温下增粘引起管输压降增大,游离水脱除器操作压力超高。 今后攻关方向 1 研究特高含水原油的沉降分离特性和管输特性,为充分利用已建设施的能力,简化工艺,提高原油集输处理系统的运行效率,降低调整改造投资和 运行能耗提供可靠依据。 2 充分利用已建设施的剩余能力和原油特高含水的有利热力、水力条件,研究确定适于特高含水开发期原油集输处理的新的技术界限;适应油田开发形势的变化,提高油田规划设计与生产运行的水平。 (下转第 38 页) 中转站 掺水 ( 40 ~ 45 ℃) 低温原油 分散减阻剂 集油阀组间 集油环 油井 集油 图 9 大庆外围油田的典型油井低温集油流程 38 石油规划设计 第 1 4 卷第 1 期 油气集输及处理工艺技术专辑 最优利用和注水站微机巡控等技术研究、实施。在油井机采系统还应试验、推 广、采用节能型电机、节能型抽油机、抽油机节电控制箱、高效抽油泵等。在供配电系统主要结合注水系统的优化调整,进行35 电所的优化调整,减少空载损耗;推广采用高、低压动态补偿、优化调整 6 电网络运行方式,降低网损;推广采用防窃电变压器,加强对外转供电的计量,减少电量流失。 ( 3 )降低油田生产清水消耗的主要措施 开展含油污水配制聚合物的试验研究,节省清水用量,减少环境污染。完善油田公司内外部清水计量设施,量化清水用量。改造注水泵冷却水循环系统,降低清水损耗。 3 针对聚驱采油的新形势,通过统筹规划, 有序调整,解决聚驱采油的新矛盾 ( 1 )根据开发部署,统一规划,分期解决由于喇萨杏油田北部聚驱采油的复杂形势而引起的诸多矛盾。针对大庆喇萨杏油田北部聚驱采油不同阶段并存,已建系统注入参数调整,可清、污水同注,应在规划中做好 4 个方面的方案工作。 ①对于后续水驱区块,要做好改注含油污水的供水、水处理及注水规模及流程的调整、调水及清、污水同注的改造方案。同时,还要做好配制、注入系统停注后,设施的维护和保养方案。 ②对于上返区块,要做好聚驱已建能力合理利用及适应性调整方案,同时还要理清与水驱系统的衔接关系,提出剩余 能力转移给水驱的方案,用以替换水驱系统腐蚀老化需更新的能力及缓解水驱高负荷系统的负荷压力。 ③对于新安排注聚区块,新建聚驱系统与应已建水驱地面系统有机结合,充分挖掘已建水驱地面系统潜力;在努力采用成熟的新工艺、新技术的基础上,提出新注聚区块的地面工程建设方案。 ④对于正在注聚的区块,做好注聚参数及注入分子量调整的改造方案。 ( 2 )针对水驱系统含油污水含聚后,不仅对重力流程的过滤部分产生影响,同时也对沉降段产生影响的新问题。坚持完善聚驱及水驱分系统建设的地面总体布局,尽可能的控制聚合物向水驱系统的蔓延。 收稿日期: 2002 - 11 - 26 编辑 : 马三佳 (上接第 33 页) 3 在老油田调整改造中,全面推广应用三次加密井简化集油工艺及其配套技术。 4 在水驱系统完善和推广加低温原油分散减阻剂低能耗集输处理技术的同时,研究适于聚合物驱采出液的加低温原油分散减阻剂低能耗集输处理技术;提高其节气效果,在大庆油田扩大原油低温集输处理技术的应用范围,有效遏制原油集输自耗气量的上升。 5 研究高效、低故障率的井口电加热器及其他新型井口加热设备,不断完善单管井口加热集油工艺;研究探索适于外围油田的新型简化集油工艺和处 理设备,进一步降低工程投资和运行能耗。 6 研究加剂输送、乳化降粘输送等管输工艺技术,探索实现部分净化油低输量时,管道经济、安全运行的有效途径。 7 开展聚合物驱采出液脱水设备系列化研究,满足聚合物驱扩大工业化实施的需要。 8 加快研究三元复合驱采出液处理工艺技术,为三元复合驱的工业化实施作好技术准备。 9 进一步研究、完善与应用抽油机和油水输送泵的节电技术;研究与应用加热炉真空高效加热改造技术,自控高效火咀、热泵、热管等节气技术,不断开辟原油集输处理系统节能降耗的新途径。 10 建立以较精确 的实验室数据和生产现场管道运行数据为基础的多相混输管道数据库;继续验证现行的多相管流计算软件,在更大的范围内给出各种软件的适用性。进一步开展对国内外多相混输泵和多相流量计的优选试验。为逐步在油气集输和长距离管道输送领域中应用多相混输工艺,降低工程投资提供可靠的技术和设备。 收稿日期: 2002 - 11 - 26 编辑 : 马三佳 of n of of of of to of of up it is to of i of of in of of of in in of of of in in of to of in of of of in pl
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本文标题:大庆油田原油集输处理技术进展及攻关方向
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