【摘 要】
：
大港某油田原油属于起泡原油,在原油脱水过程中由于降压、升温等原因,溶解气泡上升至原油液面,由于原油粘度较高,在原油液面形成泡沫层,使分离器中出现假性液面,导致分离器的液面很难控制,造成油水分离不彻底,影响分离效率,分离后的原油含水率较高,影响下一段脱水效果.通过开展起泡原油的产生机理及处理对策研究,利用带有消泡装置的三相分离器,进行处理工艺的优化,最终使天然气充分脱出,减少了原油起泡对脱水过程的影
【出 处】
：
第十八届五省(市/区)稠油开采技术研讨会
论文部分内容阅读
大港某油田原油属于起泡原油,在原油脱水过程中由于降压、升温等原因,溶解气泡上升至原油液面,由于原油粘度较高,在原油液面形成泡沫层,使分离器中出现假性液面,导致分离器的液面很难控制,造成油水分离不彻底,影响分离效率,分离后的原油含水率较高,影响下一段脱水效果.通过开展起泡原油的产生机理及处理对策研究,利用带有消泡装置的三相分离器,进行处理工艺的优化,最终使天然气充分脱出,减少了原油起泡对脱水过程的影响,保证了脱后原油含水达标,还为加热炉提供燃料,降低了系统能耗.
其他文献
渤海某稠油油田J区为渤海湾典型的湖相三角洲稠油油田,主力开发层系为东营组下段的I和Ⅱ油组,纵向上可细分为8个小层,平均地层原油粘度为291mPa·s.在纵向上、横向上存在多个油气水系统.针对该区块稠油油藏堵塞的难题,开展了洗井助排液和解堵助排液实验,加热车配合药剂注入工艺实验,研究出一种利用加热车配合提高入井液温度,结合针对性洗井助排液和解堵助排液有效解除稠油油藏近井地带堵塞的方法.该方法在现场应
采用原油主机作为平台主电站设计其原油模式调试,通常需要在平台投产后进行,对平台正常生产及工程进度控制都有不利影响.为此,本文通过几种方案设计、比较,国内首次成功实现原油主机陆地原油模式调试,达到减少平台整体建造周期的目的.对其他国内配置原油主机的平台建造提供有利借鉴.
SZ油田属于海上常规稠油油藏,目前水驱采收率不高(32％),聚合物驱提高采收率潜力巨大.海上油田由于受平台条件和施工成本的限制,其测试资料较陆地油田更难以获得,增加了油藏动态分析的难度.采出程度作为油藏动态分析中的重要指标,能够直接反映油井目前的生产情况,是评价开发效果的重要依据之一.利用动态分析方法,研究影响SZ油田注聚井组油井采出程度的各个因素,结合油藏资料,找出影响油井聚驱效果的原因,建立起
本文对LNG独立C型液货舱的绝热形式进行了分析与论述,比较了不同绝热形式在LNG船舶领域的应用范围与各自特点,并以中海油能源发展有限公司建造的6500HP港作拖轮为例进行了绝热层选型实例分析.最终,本文通过总结给出了独立C型液货舱绝热形式选择的参考原则,为后续独立C型液货舱设计与深入研究提供参考.
国内海上稠油热采目前正处于起步阶段,与陆地蒸汽吞吐热采相比,海上热采具有空间小,井位深,注汽温度、压力高等特点,从而热采工艺及配套设备与陆地存在差异.由于缺少现场经验,对井口注入温度及设备的耐温认识不清,从而在工艺设计上存在了一定的不足,导致在2013年12月到2014年1月,对旅大某口井进行蒸汽吞吐作业的过程中,井口温度过高导蒸汽泄漏,无法进行高温钢丝作业,从而无法对井下温度压力及干度分布进行分
调整井作为一种在原有井网基础上补充的新钻井,对于改善油田的开发效果、落实潜力储量具有重大意义.2015年渤海油田计划上产3500万吨,以S油田规模化实施的井网加密调整井对于上产具有举足轻重的作用.但是该类油田在钻井实施过程中面临着定向井方面深、浅层防碰风险严重、地层方面油藏衰竭压力系统复杂等问题.通过对难点和风险点的深入研究,从技术和管理两方面双管齐下,通过单筒双井表层预斜、疏松砂岩连续密闭取芯、
根据AICD控堵水的原理和特点,结合A油田所有生产历史和地质特征,在动静态分析的基础,探索建立一套适合A油田水平井AICD堵水的筛选标准,并以A13H为目标,全面阐述AICD堵水方案的制定、优化及实施后效果评价过程.AICD控堵水技术首次在海上油田高含水水平井应用,为海上高含水水平井的治理探索方法和积累经验.
大港稠油油田一直采用双管掺热水集输工艺,随着油田进入高含水开发期,原有的集输工艺已经不能适应油田的开发需求.结合原油物性、油井位置、开采方式等因素,开展了集输工艺优化研究及应用.通过采取单管常温输送工艺、源头井掺水工艺、就地切水回掺工艺和电泵井掺水工艺,大幅简化了集输工艺流程、降低了系统运行能耗、提高运行效率,提高油田了开发效益.
针对大港油田某联合站油站来水悬浮物粒径中值偏小,处理难度大,致使处理后水中悬浮物含量超标的问题,通过对目前处理技术的应用情况分析做出评价,找出存在的问题,提出解决办法,为提高水质指明方向.
对油田注水系统地面增压注水工艺现状进行分析,着重针对注水系统部分增注工艺的存在问题,即增压泵增压等级过高、排量负载率较低、增压泵布局零散、增注工艺流程不合理等问题进行研究探讨,提出增压等级优化减级、排量优化改造、数量优化整合、流程优化调整等切实可行的节能改造措施,并对改造后的工艺进行节能效果预测,从而满足油田注水系统降成本、降能耗、提负载率、提效率的需要,达到节能降耗的目的.