集油工艺（精选7篇）
集油工艺 篇1
摘要：为降低建设投资和生产成本,各油田在新开发区块的建设和老油田的改造中,致力于使用更节能降耗的单管。考虑原油性质、流变性、反相点、黏温关系、结蜡点等因素的影响,计算管线摩阻损失,给出了不同集油流程的适应条件,确定集油管径长度、直径后,再选择投资少、管理和维护费用低的流程。既满足节能降耗要求,又能保证油田生产安全。
关键词：单管,集油,设计,节能,安全
引言
20世纪末,胡文瑞院士[1]称赞了地处高寒地区、年最低气温-20℃、冻土层最深1.5m、地貌山峦起伏的长庆油田成功实施单管集油、投球清蜡的冷输工艺,这就是在安塞油田形成的代表低渗透油田的“短、单、简、小、串”集输工艺,并在靖安油田得到推广。随后在华北[2]、大庆[3]、中原[4]、吐哈[5]、吉林[6]等油田相继应用单管集油流程取得了成功,并成为油田节能降耗的典范。以华北油田为例[7],单管不加热流程(自然、加药和投球)与常规三管伴热流程相比, 每公里工程建设投资由35万元降低至17万元,降低51.4%。每口井每年生产费用由11万元降至6万元,降低45.5%。西南石油大学的学者[7]通过对各种单、双管集油流程的研究以及经济技术对比,总结出不同集油流程的适应条件,对于每个油田或每个区块的开发建设,需认真进行原油物性分析及水力计算,确定集油管径长度、直径后, 再选择投资少、管理和维护费用低的流程;才能真正降低投资,节能降耗。因此,从事油气田工程设计及成本管理的技术人员,在设计单管集油工艺参数时,为降低建设投资和生产成本,在新开发区块的建设和老油田的改造中,致力于使用更节能降耗的单管;但应根据不同油田的实际情况选择参数,既节能降耗,又能保证油田生产安全。
1 单管冷输半径大的集油工艺
单管冷输半径大的集油流程往往造成回压升高,从而增加抽油机负荷、消耗的电能增加、影响油井产量[8]。在进行单管设计前,需要做的前期工作主要包括:
(1)对拟实施油藏按照林世雄提出的分类法进行原油关键组分的划分,确定是石蜡基、中间基还是环烷基原油;
(2)根据不同类别的原油进行黏温关系试验,按原油含水0%、10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%绘制出黏温曲线,并从曲线上找出拐点温度;
(3)含水原油乳状液反相点是油田集输系统的规划和工程设计的重要参数,按照原油反相点的测定方法,测定实施油藏原油的反相点;
(4)按照标准方法测定实施油藏原油的结蜡温度。
井口回压主要取决于集输过程中的管线摩阻损失,管路的摩阻损失与流动介质的黏度有直接关系,黏度越高则管线摩阻越大。原油黏度与温度、含水及压力等关系较大,油、水混合物的黏度随温度降低而升高,随压力升高而升高。因此,在进行集油工艺设计时可采用以下方法:
(1)对石蜡基原油可采用井口安装电加热装置,在其装置出口10~20m的管线上安装温度、压力传感器,通过PLC控制电加热装置的启停,同时在井口设计出管线扫线接头,达到既满足生产又节能的目的。
(2)对中间基原油应用电热单管集油简化工艺,宜用于多口井或多井组串联进站、集油管网呈放射状的区块,但井口集油管线上安装温度、压力传感器,通过PLC控制电热设备的启停,也需要在井口设计出管线扫线接头。
(3)对比环烷基原油,在含水小于35%的阶段,井口采用PLC控制电加热单管集油工艺;在含水大于35%以后采用井口加药降粘破乳、联合站集中加热大罐溢流沉降脱水的单管冷输集油工艺。井口设计出管线扫线接头是设计上必须考虑的问题。例如:长庆的靖安油田[1]。
2 中高水期老油田单管集油工艺
随着油田开发的深入,老油田含水不断上升,原集油管线腐蚀、结垢等现象丛生,生产能耗大。各油田都在不断地对中高水期老油田进行改造,设计时需要对产液量、产液温度、含水率、集输距离等影响因素进行理论计算、综合分析[10],并与现场试验相结合。依据贝歇尔[11]理论,对于产液量大于20m3/d、含水率高于油水转相点10个百分点的油井,可以采用单管集油工艺;当原油含水率大于80%以上、产液量大于5m3/d的油井,也可以采用单管集油工艺或环状掺水工艺、双管掺水工艺进行改造。
3 丛式井单管集油工艺
对于新建油田,为实现投资与效益最大化的目标,集油工艺的简化及配套工艺的发展也势在必行[12]。经过技术人员长期的研究、实践与改进,“油井示功图计量,井丛单管集油”应用日趋成熟,长庆整装规模的新建油田[13]、华北老油田改造和新建油田[2]等的大
面积推广应用,将计量点前移至井口,使每个丛式井组出油管道由2条减少为1条,实现了“双管流程”向“单管流程”的转变,井口计量替代了传统的双容积计量分离器计量方式,集输流程由丛式井双管不加热密闭流程相应简化为多井单管不加热密闭流程,达到了简化流程,实现了油井生产的动态监测和节能降耗的目的。
4 不同集油流程的工程投资及运行成本
每种集油流程都有一定的适应条件和适应范围。对于每个油田或每个区块的开发建设, 需认真进行原油物性分析以及水力计算, 确定集油管径长度、直径后, 再选择投资少、管理和维护费用低的流程,才能真正降低投资, 节能降耗。
注: 集油管线φ60 mm×3.5m,单井至计量站,不含油井常规设备
5 结论及建议
(1)单管集油工艺必须根据原油性质、流变性、反相点、黏温关系、结蜡点等因素,计算管线摩阻损失,设计出符合实际的单管工艺流程,才能达到既保证安全生产,又降低投资, 节能降耗的目的。
(2)单管集油工艺设计人员需加大科研、试验力度,研究适合不同油田特点的单管集油配套工艺。
(3)单管集油工艺设计人员、技术人员、生产管理人员要解放思想,建立“大设计、大技术、大管理”的理念,加强对单管集油生产维护知识的学习、培训。
油田集油工艺的适应性分析 篇2
随着油田开发建设, 地面设施不断增多, 地面工程系统面临着投资上升、能耗升高等问题, 为了节约工程投资, 油田在产能建设中优化、简化集油工艺, 逐步采用了环状、树状、单管等集油流程, 并逐年扩大应用规模, 从实际运行情况来看, 存在一定的问题, 但能够满足生产运行, 对今后降低站外集输系统的地面投资及生产能耗具有指导意义。
2 油田站外优化简化集油工艺的适应性
为简化工艺, 节能降耗, 充分利用大庆油田老区单井产液高、含水率高的特点, 自2009年起, 在大庆油田试验应用了单管通球集油技术。单管集油流程在油田共用两种应用方式, 一种为单管电加热集油流程即采用单管不掺水集油, 井口设电加热器, 油井热洗采用热洗车热洗方式。该工艺主要是针对那些依靠井口出油温度无法将采出液输送至计量间的油井, 采用在井口设电加热器的方式提高出油温度, 从而保证单井产液正常集输。一种为单管深埋集油工艺是采用单管不掺水集油, 油井热洗采用热洗车热洗方式。该工艺是依靠井口出油温度对采出液进行输送, 采用深埋的方式减少沿程温降损失。
从实际生产管理中发现, 为了保障生产, 冬季需将电加热器的出口温度设定在了50℃-65℃之间, 采出液起点温度基本在原有凝固点以上, 才可以保证生产平稳。
目前油田单管集油工艺流程生产运行状况较好, 相对于成熟的掺水集油工艺, 单管通球工艺管理难度大, 需要精细管理和具备完善的应急措施。
2.1 含水率及温度的影响分析
因为含水率高, 油相分布在游离水中成水包油型, 如果井口温度保证较高情况下, 油井产液会粘度降低, 流动性好, 井口回压较低, 但进入冬季后, 回油温度接近凝固点, 需要采取通球作为保驾措施, 才能保证生产平稳, 冬季虽然含水率高, 但紧贴管壁的原油与周围环境接触, 散热量大, 相对于管内介质, 管壁温度更低, 此时原油易凝成块粘在管壁上, 如果不采取通球措施, 凝块会越积越多, 使管径流道变小, 最终导致井口回压升高, 通球后在井口压力的推动下能将这部分物质刮走, 同时还能将初期形成的蜡也推走。
原油的凝固点是以纯油为基础进行测定的, 当油品中含有一定的乳化水之后, 改变了原油的流动性, 使得原油在低于凝固点时仍能够继续流动, 一般来说含水率越高, 含水油的凝固点就越低, 就越有利于低温集输, 在流动过程中, 即使油相凝结, 也会分布在游离水中, 由于管道内液流的速度大, 油水混合物仍然可以再管道内流动, 当含水率低时, 含水油的凝固点就越高, 此时产液流动性非常差, 导致回压升高。前冬季生产井口回压偏高情况, 油田采取了多种措施来解决问题。
措施一:加密通球。根据每口井的回压检测, 制定详细的通球周期, 通球后压力明显下降, 但坚持时间不长, 说明通球对降低井口回压虽有一定的效果, 但对回压较高的油井紧紧靠通球还不够, 不仅增大了劳动强度, 还影响油井的正常生产。
措施二:用热洗车清洗地面管道、通过热洗地面管道, 井口回压下降明显, 但坚持时间不长, 如频繁热洗, 运行成本高, 经济效益不明显。
措施三:井口电加热温度调高。将电加热器的出口温度设定在了50℃-65℃之间, 回油温度达到30℃-40℃, 配合通球, 热洗后, 效果较好, 维持时间长。
通过分析在采出液含水率高的情况下, 保证含水油的凝固点温度, 可以减轻通球和热洗的频率。
2.2 生产操作的影响分析
单管集油工艺的实施, 降低了地面工程的建设投资, 取消了掺水、热洗管线, 与常规的双管掺水流程相比, 其作为新的生产工艺给日常管理、维护等方面带来了较大的压力。
(1) 通球、热洗管线工作量频繁, 而且通球工作强度太大:通球时间在20~30分钟, 个别井最长要2小时, 且在收发球过程中, 因管线变形等因素, 也会发生卡阻现象;此时卡阻位置很难判断, 需投入信号球发射低频信号至跟踪仪, 从而找到清管器被卡的位置, 切开管线处理恢复后使之达到管道施工要求后再进行通球, 处理难度大, 增加工人劳动强度。
(2) 每次通球操作都需进行放空排污, 井口、计量间内管线、阀门间距小, 不易清理, 同时伴有天然气放出, 存在安全隐患、污染环境。
(3) 单井收发球, 以油井油压为动力, 当油井泵况变差或严重漏失后, 将不能提供足够的压差推动投球, 无法完成通球过程, 需调用压风车进行高压扫线, 完成通球过程。
(4) 单管集油, 冬季生产过程中, 停机、泵况异常、井口加热带故障等问题出现, 发现不及时, 极易造成管线冻堵事故, 处理难度大。
(5) 部分油井对井口电加热器依赖性较大。矿生产部门不具备井口热超导高效电加热器维修能力, 一旦发生井口电加热器故障, 无法保障及时恢复。另外, 夜间巡井有较大的困难, 井口加热设备夜间出现故障无法保障及时发现, 易造成管线冻堵事故。
3 对优化简化集油工艺的几点认识及建议
(1) 在保证掺水温度和管径输送能力的情况下, 挂接双管掺水和单管环状集油工艺流程能够满足生产需要, 由于地面工程设计参数较原设计参数作了调整, 主要是:原油进站温度由高于凝固点3-5℃进站调整为凝固点进站, 设计管径、掺水量、掺水温度等都有所下降, 从而使集油管网摩阻比常规的双管集油流程要大, 导致井口回压较原双管集油流程略高, 但可在今后老区油田加密井产能建设、老去改造中根据实际情况互相结合应用, 能够有效降低地面投资, 实现站外集油工艺的优化简化。
(2) 油井热洗、设备维修等配套技术也是制约树状、环状、单管集油工艺应用的重要因素, 如何降低热洗和井口设备维修费用是今后攻关的重要方向。
(3) 含水率和回油温度是决定单井采出液是否适合单管集油工艺的重要因素。
(4) 电加热集油工艺具有建设规模小、管理方便等优点, 但油田维修时间比较长, 影响生产。
集油工艺 篇3
1998年, 大庆采油八厂芳17区块进行单井电热管集油试验, 电加热管第一次在油田集输工艺上使用, 经过10余年的发展, 技术日趋成熟, 电加热管已大面积应用于油田油、气集输工艺中。特别在外围低渗透油田, 采用电加热管实现油、气集输工艺, 具有显著的技术优势。
1.1 是节省管材、降低工程费用
电热集输工艺为单管流程, 比双管掺水流程减少一条管道, 工程投资大幅降低;由于电热集输不需要掺水, 管输量减小, 集输管径也相应减小。
1.2 简化工艺、节省设备投资
电热集输工艺较掺水集输工艺相比, 可以取消加热炉、掺水泵等一系列附属设备, 简化了工艺流程, 节省设备投资。同时, 降低了油水分离器的处理量, 降低油气处理费。
1.3 单管流程、降低运行费用
电热集油集气是单管集输流程, 其散热面积低于双管掺水流程的一半, 其热损失远低于双管掺水流程。另外, 由于电热管为全面积加热, 管壁温度均匀且稳定, 管壁不易结蜡, 管道摩阻很小, 采取低温集输, 管道热量损耗又进一步降低。
2 目前使用的电热集油工艺简介
目前运行的电加热管集输系统主要由井口加热器、电热保温管道、温控装置、在线自动监测系统以及电缆接头共五部分构成。井口加热器为井口原油提供初始输送温度, 电热保温管道保证原油输送过程中的恒定温度, 温控装置为电热保温管道提供温度监测和控制, 在线自动监测系统通过无线网络对整套电热集油集气系统进行监测、数据采集及数据上传, 电缆接头为电热保温管道之间连通电源。
2.1 电加热保温管道
电热保温管道集伴热、保温、防腐、解堵四项功能为一体, 在工厂预制成型, 每根管道为一个独立密封保温的加热单元。
电热保温管道由输油钢管、加热层和保温层三部分组成。输油钢管用于输送原油, 沿管线外壁纵向敷设碳纤维电热线作为电热元件, 碳纤维电热线与钢管外壁之间放置导热膜、碳纤维电热线外层逐层包裹聚氨脂泡沫保温层和聚乙烯黄夹克。
2.2 温控装置
温控装置对保温管道进行可调式自动温度控制, 加热温度设定后, 温控装置根据测温探头采集的管道外壁的温度, 采用控制碳纤维线电路的通断来控制系统的运行温度。
2.3 在线自动监测系统
在线自动监测系统是电热集油集气系统的神经中枢, 通过无线网络将所有电热保温管的运行状态, 快速准确地反映到系统的服务器上。用户根据系统提供的信息, 判断出集输管道的故障并找到故障点, 可在造成系统憋压前处理故障, 做到过程控制, 避免发生超压漏油事故。Á
系统由PC软件、集中控制器、采集终端三部分组成。PC软件采用B/S结构, SQL数据库, 用户只要在能上网地方, 就能通过浏览器查看输油管道的运行状态。集中控制器采用32位处理器, 收集采集终端的状态信息, 通过GPRS/CDMA将输油管道的状态上传到PC机端系统软件。采集终端通过电流传感器确定电加热输油管道运行状态, 然后通过电力线载波将状态上报到集中控制器。
2.4 电缆接头
电缆接头是电热保温管道之间连通电源的必要连接件。目前, 接头采用现场施工。
3 目前电热集油工艺的控制系统存在的问题
碳纤维电源接线方法不可靠;整条管线只有一个温控点, 出现故障后, 会造成整条管线过热损坏;温度控制过于粗放, 浪费电能;无法统计真实耗电量, 对实际能耗无法掌握;对检测终端的定位采用测量长度的方法, 不够准确;加热器效率低, 故障率高, 维护不方便。
4 对电热集油工艺的控制系统技术革新
电热集油工艺自使用以来, 在外围低产区块, 由于它的技术优势有着广泛的使用, 但控制系统仍不够完善, 笔者根据现场的实际情况, 对电热集油工艺的控制技术提出新的设计思路, 进行技术上的升级改进。
4.1
设计一体化采集终端, 替代现在使用的圆柱型终端盒连接附件, 这样设计一体化程度高, 密封性能好。电源线接头部分彻底打破以前铜管压接的方法, 直接把接头全部放入接线盒内, 采用V型接线槽, 用铜螺丝压紧, 现场施工方便, 只需要一把螺丝刀就可以完成安装。
4.2
维且保证接触良好。碳纤维加热线是由多束碳纤维组成, 而且单股碳纤维比较脆, 如果直接放入V型槽内用螺丝压紧, 会损伤碳纤维丝, 采用软铜管箍紧碳纤维, 在放入V型槽内用螺丝压紧, 保证不损伤碳纤维, 而且接触牢固可靠。
4.3
控制箱体采用隔爆级别设计, 增加电能表, 能准确计量耗电量, 对电热管的实际功耗进行考核, 方便实现对作业区的能耗指标考核。
采用一体化采集终端及增加电能表的控制箱, 可实现以下功能:
采集单根管道的电压、电流、功耗、温度;多点测温:每个采集终端都安装温度传感器, 可对管壁温度进行实时测量, 达到±0.5℃;智能设定:可以通过服务器对管道各个节点的温度统一设定, 快捷, 方便;单根控制:可对单节管道启停控制, 实现精细化控制管理, 温度波动小, 避免整条管线启停, 电量冲击大, 影响器件使用寿命;省电模式:可以设置为隔断加热, 例如:有20节管道, 可以设第一节加热, 第二节停止, 第三节加热, 第四节停止, 以此类推, 夏季使用此模式可节约用电量, 延长电热管使用寿命;取消井口加热器, 井口使用85℃自限温电热带加热, 三根并绕, 每根做到500瓦, 这样不但可也节约基建投资, 而且维护方便。
总结
通过对电热集油工艺的控制技术的改进, 能降低电热管的故障率, 便于生产管理, 实现精细化管理, 对节能降耗产生积极的作用。
参考文献
[1]王忠良.电热管集油工艺及其应用效果[J].油气田地面工程, 2009, 28 (9) , 42～43.
单管通球集油工艺流程的应用分析 篇4
在大庆油田第六采油厂北西一区块产能工程中,喇451转油放水站扩建系统工程新建11座计量间,共263口油井,油井全部采用单管通球集油工艺流程。
1.1 流程介绍
随着油田低温集输技术的推广应用,原油集输已由掺常温水发展到不掺水、不加热集输,油井产液完全靠自身温度输送到转油站。本次设计是在借鉴长庆油田成熟的单管通球冷输工艺技术的基础上,结合大庆喇嘛甸油田原油物性及环境参数等特点进行设计的。
单管通球工艺主要应用于含蜡原油的集输管线上[1]。单井集油管线井口设发球装置,计量间设收球装置,由井口发球,计量间单井收球,保证集油管线畅通。整个集油系统全程按通球设计,两端设吹扫留头;计量间改为收发球阀组间,内设电热收球筒1个,泄压缓冲罐1个,可实现多口井同时发球,统一收球。
1.2 流程设计
1)工艺流程为:单井产液→井口发球装置→集油管线→阀组间收球装置→阀组汇管→站间管线发球装置→站间管线→转油站收球装置。
2)集输油管道的管径,单井管线为ϕ60 mm×3.5 mm;站间管线为ϕ159 mm×6 mm。
3)井口采用电热带缠绕加热方法,从井口一次生产闸门到立管底部均缠绕电加热带。管线采用深埋保温方式,所有管线埋深均为1.8 m。
4)通过对各种管线钢管壁厚进行校核,确定整个集油系统设计压力为1.6 MPa。
5)井场设监控系统,可对电流、转数、示功图等资料进行监控,对故障停机情况自动报警。
6)油井采用移动热洗方式,配有3台热洗车和5台水罐车。
2 单管通球流程现场应用分析
截至2011年9月,该区块已投产235口油井,日产液8 000 t,平均单井日产液30.04 t。与双管掺水集油工艺相比,实施单管集油工艺对单井影响较大的生产参数主要是含水。含水越低,井口回压越高,出油温度越低;当温度降到一定程度时,将会有蜡的结晶体析出并附着在集油管管壁上,严重时影响采出液的流动[2]。
在喇451转油站选取3口典型井做了综合油井含水率跟踪试验,录取了2011年8月份的回压,分析其投球及冬季生产规律。
2.1 含水率>95%的油井
含水率>95%的油井共有118口,以喇5-PS2133井为例,井口回压曲线见图1。
喇5-PS2133井产液量为44.6 t/d,最小含水率为95.8%。由图1可看出,该井井口回压为0.5~0.6 MPa,每15 d通球一次就可以保证其平稳运行。
2.2 85%<含水率<95%的油井
85%<含水率<95%的油井共有66口,以喇5-PS1831井为例,井口回压曲线见图2。
喇5-PS2133井产液量为45 t/d,最小含水率为91.3%。由图2可看出,该井井口回压为0.58~0.8MPa,每7 d通球一次,45 d热洗一次。这类井管理难度大,有些井井口回压会突然升高,需要热洗车冲洗管线才能正常生产。
2.3 含水率<85%的油井
含水率<85%的油井共有51口,以喇7-PS2025井为例,井口回压曲线见图3。
喇7-PS2025井产液量为55 t/d,最小含水率为0%。由图3可看出,该井井口回压一直在2 MPa以上,每天通球2次。通球后井口回压下降不明显,这类井一直处于高回压状态下生产,泵和地面设备经常出现问题。2 d不使用热洗车冲洗管线,井口回压就上升到3 MPa以上,无法正常生产。
通过上述典型井的分析,初步确定了单井通球周期。
1)含水率<85%,通球周期为1 d,特低含水的通球周期为1 d通球2次。
2)85%<含水率<95%,通球周期为5~10 d。
3)含水率>95%,通球周期为10~15 d。
管理人员以上述通球周期为基础,根据油井回压变化曲线制定通球周期,对于井口回压无变化的油井,通球周期最长为15 d。
3 生产中遇到的问题
3.1 冬季生产问题
1)冬季生产,稠油井井口回压太高,堵管问题严重。每天通球3~4次,效果不明显,需要热洗车每天冲洗管线才能正常生产,耗费大量人力物力。
2)冬季生产,管线埋深1.8 m,管线穿孔后挖不出来。
3)在冬季生产过程中,单管集油易发生停机、泵况异常、井口加热带故障等,发现不及时极易造成管线冻堵事故,处理难度大。
3.2 洗井问题
1)洗井问题是单管通球井面临的一个大问题,冬季生产洗井车需要冲洗地面管线,致使热洗工作大量增加,无法完成热洗计划。
2)油井井排路条件差,春天积雪融化和雨季到来后,大部分油井进不去热洗车,影响洗井进度。
3)热洗车洗井水量为1口井25 m2,热洗质量不高,热洗周期缩短。
3.3 通球问题
1)员工劳动强度增加。单井集油管线的清理依靠每天的收发球方式进行。8口井每天的收发球工作量需1名员工1 d的工作时间。
2)单井收发球以油井油压为动力,油井泵况变差或严重漏失后将不能提供足够的压差推动投球。
3)收发球过程中,因管线变形等因素,容易发生卡阻现象。卡阻位置很难判断,处理难度极大。
4 结束语
1)单管通球工艺流程不适于低含水、低产液油井,冬季生产需要配备足够的热洗设备。
2)新建管线必须清管扫线,清除管道内的残留物,达到管道施工要求后再进行通球。
3)入冬前对所有油井集中热洗,冲洗干线,保证冬季平稳生产。
参考文献
[1]许爱玲.单管通球井口电加热集油工艺流程[J].油气田地面工程,2011,30(6):41-43.
集油环节能降耗效果分析 篇5
1 能耗主要影响因素分析
1.1 热能损耗影响因素
提高中转站热水出口温度会增加管路的散热量, 同时也会改变原油的热物性, 降低摩擦热损失, 起到一定的节能作用, 但过度提高中转站热水出口温度只会使沿线温降加剧而管道末端油温提高不明显;因此在保证安全生产的前提下, 采用最低能耗输送, 节能效果显著。
对于新投产的管道, 并不是结蜡厚度越大越好, 当蜡层厚度超过一定值时, 动力能耗增加占主导, 管道总的综合能耗呈上升趋势, 因此要根据管道的实际输量和不同的季节进行清蜡, 使管道保持合理的蜡层厚度, 这样可以有效降低管道能耗[1]。
随着季节的变化, 管道埋深处的自然地温将发生变化, 使管线的总散热量也发生变化, 最终导致管输能耗发生变化[2]。
1.2 现场因素
设计流程如图1, 即从A—B依次经过井1、井2、井3、井4。井1产量最高, 超过1#环总产量的一半以上, 它的井液在环内的行程也最长, 所以沿程能量消耗巨大, 且在环的始端不远处即遇到大量温度低的井液, 三种介质混合后温度下降幅度大。混合介质在低温时黏度高、阻力大、流速慢。延长井液在环中的运输时间, 又进一步促使混合介质在环中存在的时间, 从而降低了混合介质的温度, 增加了黏度, 进一步增大了阻力。
2 现场试验
2.1 环路热力试验
在基本不改变掺水温度的条件下测试不同掺水量时的回油温度、回油压力, 并采集各种工况下的流型。试验进行时温度急剧下降, 从46℃下降到35℃, 此时, 为保证生产安全运行, 应加大掺水量。考虑到室外温度对安全混输温度的影响, 决定停止试验。
2.2 倒换掺水流程试验
将集油环流程由A—B改为由B—A, 流程倒换后, 掺水压力稳定在1.4 MPa, 掺水量1.5 m3/h, 回油温度稳定在45℃, 4口井全部平稳运行, 没有因为回油温度下降而发生凝环事件。
2.3 安全混输温度界限研究
6个月后再次进行试验, 在室外环境温度降低的情况下, 研究安全混输温度界限是否变化, 结果温度从45.5℃突然降到42.2℃。
在不改变掺水量的前提下, 降低掺水温度, 找到安全混输温度界限。经过测试发现, 当掺水温度为64.0℃, 掺水量降到2.2 m3/h, 回油温度为42℃;当掺水温度为62℃, 掺水量降到2.2 m3/h, 回油温度为42.8℃;当掺水温度为60℃, 掺水量降到1.5 m3/h, 回油温度为41.5℃。在测试过程中, 为保证生产安全运行, 都加大了掺水量。
测试中转站的掺水压力、掺水温度、回转油站原油的温度和压力, 作为热力、水力计算方法研究的基本数据。控制计量间的回油温度在42.0±0.2℃之间, 反复试验, 环路和计量间的其他环路均能够安全运行。因此, 在最低含水率超过85%的条件下, 安全混输温度界限定为42.0℃是可行的[3]。
3 经济效益分析
改进后1#环能够平稳运行, 不会因为掺水温度的下降而发生凝环事件, 从而避免由于凝环停井引起的产量损失, 年累计减少产量损失2920 t。
改进后4口井全部正常运行, 其中32#平台液面到井口, 由于环的原因一直未能调参, 改进后完成调参任务, 液面得到降低, 不用再依靠停井控制产液量来保证环的正常运转, 年累计增产2920 t。
改进后对掺水温度和掺水量要求降低, 减少了对能量的需求。其中掺水量从2.3 m3/h下降到1.5 m3/h, 总掺水温度从要求的70℃以上下降到65℃以上, 日节约热水20 m3。改进前环内压力达到1.6 MPa, 井液从油管内通过单流阀到环内需克服1.6 MPa的压强, 而改进后只需1.4MPa, 年累计节电38000 k Wh。
参考文献
[1]毛前军, 刘晓燕, 赵波.环状油气集输埋地管道温降计算方法研究[C].2007年中国工程热物理年会, 2007.
[2]刘晓燕, 毛前军, 刘立君, 等.油气水三相流埋地管道温降的影响因素研究[J], 工程热物理学报, 2009 (8) :1343-1346.
接转站集油管线降压技术研究应用 篇6
华北油田第三采油厂高29站为接转站, 接收高29断块、高44断块来液, 外输至高一联, 集油管线规格D114×4—13.88km, 管线设计压力4MPa, 随着近年新建产能增多, 致使外输管线的液量不断增大, 外输压力不断升高, 管线压力升高至3.5Mpa, 严重影响原油日常生产, 因此, 有必要进行管线降压技术研究与应用, 研究出适合管线现场运行的降压技术, 保证管线安全运行。
二、外输管线运行压力升高原因研究
1、研究思路
室内试验、理论计算分析原因, 提出解决方案, 现场管线试验, 结论总结。
2、室内试验
2.1原油物性试验
2.2原油50℃下, 不同含水率下的原油粘温曲线—确定转相点
由以上试验结果可知, 高29原油 (掺游离水) 的含水率转相点为30%左右。原油含水率低于30%时, 粘度随含水率升高而增加;原油含水率高于30%时, 随着含水率的升高, 粘度逐渐降低。
2.3降粘剂筛选和不同投药量试验
试验油样:高29原油50%乳状液;试验温度50℃;降粘剂浓度:400mg/L
试验表明, 降粘剂HBJ-2的降粘率最高, 在50℃时对高29含水50%原油乳状液的降粘率在76.2%以上。
2.4压降计算
根据以上粘度曲线及不同输量下, 外输压力计算结果根据达西公式
达西公式:
式中:ΔP—压降, 米;
λ—水力摩阻系数;
L—管线长度;
d—管线的内直径, 米;
ν—在流动截面上原油的平均流速, 米/秒;
g—重力加速度, g=9.8米/秒2。
通过对高29管线不同条件 (不同掺水情况、含水、输量、外输温度、地温) 外输压力的计算结果分析, 得出以下结论:
(1) 管线目前的运行状况与压力计算中掺游离水的情况相符;
(2) 管线输量在26 m3/h以内, 外输压力小于3.0MPa必需同时满足以下条件:外输温度在60℃～70℃以上;改变输送方式, 由白天输油, 晚上输水, 改变为油水混输, 控制外输原油含水率在65%以上;
(3) 管线在不加药的情况下, 外输压力达到小于3.0MPa的条件:外输量≤20m3/h;外输温度≥65℃;原油含水率在60%以上。
3、解决方案
(1) 输送方式由原来的白天输油, 夜间输水改为油水混合输, 控制好油水界面, 使原油含水率在60%以上;
(2) 外输量控制在26m3/h以内;
(3) 外输温度控制在65℃～75℃之间;
(4) 加药方式及加药量先维持现状, 通过现场试验确定是否需要改变加药方式及加药量。
三、现场试验
试验控制外输量:20m3/h、26m3/h;外输温度:65℃～75℃;外输油含水:60%以上, 均不加药。由低输量逐渐到高输量, 较高温度至较低温度按以下三个步骤逐步进行。
(1) 控制输量20m3/h, 外输温度70℃～75℃, 外输油含水60%以上, 观察并记录外输压力。
(2) 控制输量20m3/h, 外输温度65℃～70℃, 外输油含水60%以上, 观察并记录外输压力。
(3) 控制输量26m3/h, 外输温度65℃～75℃, 外输油含水65%以上, 观察并记录外输压力。
四、结语
(1) 高29原油属于含蜡原油, 粘度反常点均为45℃。
(2) 通过室内试验, 找到了原油不同掺水情况的含水率转相点。
(3) 通过对管线原油的降粘剂筛选、最佳投药量试验, 找到了高29原油的最佳降粘剂为HBJ-2, 最佳投药量分别为400mg/L、300mg/L。
(4) 室内试验的确定最佳运行方案, 通过在现场实际运行, 达到了外输管线降压的目的。
(5) 通过高29集输管线降压技术的研究, 需要针对不同接转站外输管线实际情况, 选择不同的降压措施, 保证原油安全生产。
摘要：采油三厂高29站—高一联外输原油的粘度和凝点均较高, 致使外输管线的输送压力较高, 严重影响管线的正常外输。通过对管线降压技术进行调研和现场管线现状调研, 室内分析原油性质及不同含水、不同温度和不同剪切速率时的粘温曲线测定, 筛选降粘效果好的降粘剂, 在此基础上, 通过对管线加药前后压降的计算以及对目前管线输送方式、加药方式等的分析, 确定出管线的最佳输送方案, 通过现场应用试验, 达到了集输管线降低输送压力的目的。
关键词：接转站,外输管线,转相点
参考文献
集油工艺 篇7
关键词：电伴热集油流程,掺水集油流程,电加热管线,井口电加热器
1 前言
兴茂油田一直应用电伴热集油进油罐流程, 这是一种新型的集输模式。客观地分析了新建电伴热集油流程与原集油方式和老区掺水集油流程在生产中的应用效果, 总结了电伴热集油流程的优缺点, 认识到电伴热集油流程的不足, 通过加大管理力度, 开展节能措施, 在生产管理中总结一套适合电伴热集油流程的管理模式, 有效地降低运行成本。
2 台1区块电伴热集油流程现状
2.1 台1区块概况
从台1区块的地面条件看, 该区块油井呈带状分布;从地质条件来看储层物性差、渗透率低、地层压力低;从生产条件来看, 产液量低。如果按老区常规模式势必投资高、运行成本高, 制约油田有效开发。为进一步降低投资和运行费用, 结合实际情况油田自开发以来一直采用树状碳纤维电伴热流程。
2.2 台1区块电伴热集油流程应用情况
台1区块建转轴站一座, 共建2条集油干线1#线和2#线, 总长24.127km, 所辖油井152口, 采用“点加热线维温的单管树状电加热集油”方式。目前1#线平均进站温度为33℃, 2#线平均进站温度为37℃。
3 电伴热集油流程应用评价
3.1 新建电伴热集油流程与以往集油方式对比
经过1年实际生产运行的跟踪、调查, 将新建电伴热集油方式与原集油方式对比年节电157×104kwh, 年节约电费90万元, 节省电加热管维修费用95万元;节省拉运费160万元;伴生气集中收集, 供站内自耗和办公楼采暖, 停运燃煤锅炉1台, 年可节省燃煤860吨, 节约成本57万。取消单井罐22座, 罐区1座, 消除了单井罐管理风险。
3.2 新建电伴热集油流程与掺水集油流程对比
3.2.1 一次性投资费用少
1#线和2#线所辖抽油井共有152口, 如按照老区掺水集油流程建设需建设1座联合站, 1座转油站、2座集油间, 采用单管环状掺水集油流程。掺水流程为站外油井来液进“四合一”处理, 沉降出污水回掺至本站转油站所辖的油井井口;天然气经除油器除油, 干燥器脱水后, 一部分作为本站加热燃料, 剩余气输联合站。与之相比目前使用的电伴热集油流程少投资四合一、掺水泵和阀组间, 同时在管线和土地费用上都相对少投资。
3.2.2 成本运行费用高
(1) 常规掺水集油流程。
根据设计规范及水力热力计算, 每口油井掺水量为0.3m3/h, 每小时掺水量应为13.8m3。
根据计算结果, 站外所需掺水环管线长24.127km, 站内应选用排量46m3/h, 扬程200m, 功率45k W.h的掺水泵2台, 同时应设置1.6MW“四合一”2台。
掺水泵日耗电1 0 8 0 k W.h, 年耗电39.4×104k W.h, 折合标煤159.18吨, 以0.51元/k W.h计算, 年所需电费20.1万元;“四合一”全年日平均消耗天然气397m3, 全年耗气14.49×104m3, 折合标煤192.86吨, 费用7.2万元;全年运行费用为27.3万元, 折合标煤352.04吨。
(2) 电伴热集油流程
台1转油站全年用电量约25×104kw, 2条伴热管线总功率为181kw, 86个井口电加热器总功率约为225kw, 全年总耗电量约为248×104 k W.h, 以0.51元/k W.h计算, 全年运行费用为126.5万元。
(3) 掺水集油流程和电伴热集油流程对比分析
电伴热集油流程与环状掺水集油流程相比, 按设计节约投资, 但从运行费用来看, 电伴热集油流程的运行费用是掺水集油流程的4.6倍。
3.2.3 生产运行故障率高
自2010年12月6日投产以来, 由于温控箱、碳纤维加热丝、井口电加热器故障已造成停井95井次, 直接影响产量40余吨, 憋井造成原油泄漏4.6余吨。其中故障主要有以下几方面:
埋地管线碳纤维加热丝故障:碳纤维烧断, 温控箱故障, 纤维终端系统烧毁。
井口电加热器故障:井口电加热器短路, 继电器插座坏。
井口碳纤维加热故障:井口碳纤维线没有温控系统, 使用不到一年老化断裂。
4 电伴热集油流程节能措施的探索
台1转油站于2010年12月投产, 分2条管线进行生产。都采用电磁加热器加热, 管线伴热, 目前日进站平均液量为123.4t, 油量73.4, 综合含水为40%。
兴茂公司本着节约成本, 降低能耗的目的, 积极开展降低电加热器和电加热管道运行温度及停运井口电加热器试验。通过3个月时间对该试验的跟踪摸索, 节能效果显著。2条伴热管线长为2.4km, 总功率为181k w。进入5月份以来, 兴茂公司将2条伴热管线电压由380V下调至220V;将电加热器温度由50℃下调到40℃。1号主线的进站温度由37℃下降到34℃, 2号主线的进站温度由39℃下调到36℃, 干线压力由降温前的0.07 MPa上升至0.1Mpa, 上升了0.03 MPa。降温后2条伴热管线及油井正常生产, 进入夏季后随着季节温度的升高, 电加热器温度和电加热管线温度仍有下调空间, 下步将继续摸索。
另外兴茂公司在下调电加热器温度和电加热管线温度的基础上, 陆续停运井口电加热器, 每台电热装置功率最低为1kw, 高的为6kw, 在保证集油管线能够正常运行的前提下, 随季节温度变化逐渐减少电加热器的运行台数。6-8月份累计停运7台次, 如1#线管辖油井茂X40-14于7月初检泵后泵效好, 含水低, 停运井口电加热器后油压由原来的0.7MPa略升到1.0MPa, 连续观察一周油井生产正常, 继续停运。
兴茂公司此次开展电伴热集油流程降低电伴热集油管线温度和停运个别井口电加热设备试验, 在未影响夏季原油集输前提下取得了很好的节能效果。
5 结论及认识
(1) 电伴热集油流程, 是一种新型的集输模式, 通过在生产管理中我们总结了一套适合电伴热集油流程的管理模式, 通过开展节能措施, 大大降低电伴热集油流程的生产运行成本, 从而为开展新的地面建设, 降低地面建设投资及运行费用探索出一条新的途径。
(2) 通过对电伴热集油流程与环状掺水流程投资及运行费用的对比分析, 电伴热集油流程一次性投资费用低, 但运行成本高于掺水流程, 在生产运行中存在故障率高的问题。针对以上情况, 需采取调整措施, 降低电伴热集油流程用电消耗, 才可扩大电伴热集油流程的应用规模。