如何提升老油田节能降耗水平x

1、如何提升老油田节能降耗水平 1工程概况 本工程地处东北区域，其环境均温为5亦 有时气温可低至-400, 其冻土深度能够达到1.8m,并且以西南风居多，地而极为复杂。该 油田在石油地质储量层较为丰富，多借助三管伴随及三级布站等形式 生产。油田也因井网持续完善，产能持续提升。同时，油田在生产层 而存有不适应，必须实施综合改造来契合环保要求。该工程需要从原 油脱水能力出发加以改善，需要进行80 xl04t/a规格处理站的构建, 同时还需要对240 xl04t/a的放水站予以改造与简化。于原地建设3 座集输液量为90 xl04t/a规格的接转站，还需要针对污水处理站以及 注水站加以完善与扩展。此外，需

2、要进行多座采油井口的建设等诸多 内容。 2工程设计相关难点 该油田因为运行较久，必须实施立体化形式的改造。其中较多工 程处在城市境内，因此从该油田出发实施立体改造显得极为困难。下 而就其设计难点展开剖析。 2.1不加热集输该油田位于高寒区域，其最低温可达-400,并且 冻土深度能够达到1.8m,对于不加热集输而言极为困难。同时，其 单井产量并不理想，平均产量没有3t/d；其岀油温度也不高，多是 在915囱间，位于凝固点之下，原油流动多呈现出凝固形态，极易造 成凝管。依靠现场以及室内试验，并对产液量、集输半径等诸多问题 子以考虑，最终明确65%井依靠不加热集输，而35%则借助季节性掺 输。但由于

3、油田在产量以及含水层面为动态变量，必须确保施工图落 实至各口井，使得工程设计愈加困难。此外，若站外借助不加热模式 的集输，进站时温度为25卧于该温度下脱水以及污水处理并无经验 可供借鉴，不管是流程设计还是设备选取均很困难。 2.2新老系统间的衔接该工程大致为1座中心处理站、5转接站 以及2放水站，并且此类工程均是从原站出发实施改造与扩建，并未 提升征地面积。除了保障旧系统运行外，还应针对新系统展开设计, 需要确保管线高架契合安全防火以及美观性等诸多要求，保证新老系 统实现高效衔接。 2.3站外管线相应走向该油田在市区、工业园区以及居民区等均 有分布，同时地形地貌等也相对复朵，不仅要从防火防爆出

4、发对其安 全距离予以考虑，还应综合施工条件，并且重视巡线以及后续维修等, 使得管线走向设计愈加困难。对于市区内伴有的阀组间而言，除了契 合“抽稀要求外，还应与不加热集输对应的半径相应契合，并且需要 符合进出管线对应的敷设要求，并对占比面积等加以有效把控。诸如 单井计量等也应得到切实考虑，站外借助串井不加热以及环状季节性 掺输流程，并且油井升举还应涵盖抽油机以及螺杆泵等诸多设备，导 致单井计量极为困难。 3工程设计特点 3.1节能降耗，实现不加热集输推动老油田向着节能降耗方向推 进，需要推动串井不加热集输以及环状季节性掺输加以融合，并以不 加热集输为核心，依靠季节性掺输予以辅助。对于集油单井来说

5、，其 管线则应借助玻璃衬里形式的无缝钢管构造，而端点井对应的掺水管 线则应依靠无缝钢管予以构造。由于玻璃在亲水性层而极为理想，并 且表而光滑，因此可把玻璃衬于内表面来进行集输。当含水油于钢管 内依靠水包油乳状液的形式流动时，水则会把汕以及管壁进行隔开, 避免原油在管壁上产生沉积。同时水还可于内表面构成水膜，进而对 沉积进行阻止和减缓，确保油品更富流动性，进而达成不加热集输目 的。此外，集输效果还会受地温影响，为对地温影响予以把控，前期 需要展开现场试验，依靠数据总结以及分析来明确其管线埋设2m最 佳，此时产液伴有的水并不会冻住，并且可带油流动，在避免管线散 热的同时，还可对管线施工量加以把控。

6、此外，对于端点井来说，其 实施季节性掺水时对应的管线埋深也应为2m,若后续含水率提升无 法契合不加热集输便可中断掺水，为高效集输夯实基础。 3.2统筹全局，针对总体布局予以优化该油田不论是占地范围还 是井数均较大，其东西宽可达18km,南北长则是16km,因此必须从 总体布局出发予以优化，将3座联合站向着1座进行合并，对中间站 场实施“抽稀处理，确保接转站等得到切实简化。推动总体布局向着 中心处理站为中心，放水站是重点，接转站作为基础，而集油干线看 做骨架的重要布局形式。对于油田西区来说，可设置成一级半布站, 而中区以及东区则为二级形式的半布站，并将其放水站和接转站进行 结合，推动设施使用向着

7、高效化推进。从而把全部站外井带入到系统 之中，确保整体布局更富系统性。 3.3因陋就简，确保站内平而、流程等得以切实优化对于中心处 理站、接转站等诸多站点来说，需要以原站点为基础加以建设。同时 站内厂房、设备等，若通过检测则可再次使用，否则需要拆除另建。 同时对于站内的平面布置而言，不应以方正为导向，而需要借助站内 空地或者是建构筑物等展开布置，从而突破以往以专业为导向的划分 形式，确保各类管线以及电力线等得以切实进出。此外，还应对新老 系统对应的衔接问题加以重视，在保障衔接顺利的同时，还应做到精 心设计以及灵活布置。若新征地相对欠缺，则因从原站出发实施改造 或者是扩建，确保可用空间得到切实利

8、用，从而对建设投资进行把控。 而站内借助改造也可强化脱水效果，为油田高效运转夯实基础。接转 站经改造是依靠一段密闭形式的集输技术，其设备呈现三合一状态, 外输泵可以依靠变频装置、“三合一“等做到连续、密闭化地输油，从 而对油气损耗加以把控。对于放水站以及中心处理站来说，则采取了 低温化的脱水技术。原油进站时相应温度是25也,与凝固点较为接近， 因此原油破乳脱水较难。此时便可借助大罐低温沉降，针对油水界而 做到高效调节，并对进液分配空等进行设置，确保游离水可于不加热 时有效脱除。 3.4降低占地，推动干线阀池以及集油配水间实现融合为确保占 地得到切实减少，需要对管理点加以把控，并从干线布局出发予

9、以把 控，推动站外对应的干线阀池以及集油配水间进行融合，从而降低独 立阀池的数量。此外，对于集油配水间而言，需要多对老计量间予以 运用，同时应确保房屋等得以切实利用。若不能用的则应于原地重建 或者是于废井场重建。 3.5改善燃料，实现以气代油该油田存有的伴生气无法契合加热 炉需求，必须依靠整体天然气网络，并将其向着油田进行延伸。此外， 还应采用部分限制的外输油管线以及气管线等做到联动使用，确保油 田加热伴有足够燃气保障，并推动燃气利用向着高效化推进。当然， 还需要对低温污水处理加以重视。因为技术系统依靠不加热流程实现, 因此站外产液在温度层而相对较低，分离一段需要借助不加热进行分 离，确保游离水脱除时是