壁面特性对凝析油析蜡聚集及黏壁过程影响的微观机理

利用分子动力学方法构建含蜡凝析油团簇在壁面上聚集黏附过程的模拟体系,揭示壁面材质及壁面粗糙特性等对其聚集黏附影响的微观机理。结果表明,含蜡凝析油在壁面上经历“团簇分解→分子脱离团簇向壁面扩散→油分子、蜡分子和沥青质分子在壁面上方聚集堆积→团簇在壁面上的铺展程度增加→在壁面上形成凝油层”的过程,团簇在不同材质壁面上均有不同程度的分解、扩散及在壁面附近聚集和黏附,团簇与玻璃钢壁面、718合金壁面、HP2-13Cr110合金壁面、BG140V合金壁面及普通钢管壁面间形成的接触角按顺序依次减小,在壁面上的铺展程度逐渐增强。尽管壁面形貌对团簇聚集与黏附的影响较小,但当进一步考虑粗糙特性时,团簇在壁面上的黏附程度与壁面表面积分数(壁面凸起部分宽度与整体壁面宽度的比值)及凹槽柱高度有关,表面积分数增大,接触角随之先增大后逐渐稳定,相应地,壁面对团簇的黏附性逐渐减弱;凹槽柱高度越大,团簇在壁面上的黏附程度越大,但模拟条件下在凹槽柱高度大于1.2 nm时会趋于稳定。

塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带轻质油/凝析油地球化学特征与成藏过程

塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带浅层–深层储层中广泛产出轻质油/凝析油气藏,其油气相态变化大,母质来源多样,油气充注与成藏过程复杂。本研究对克拉苏构造带上58个轻质油开展有机地球化学分析,探讨其母质来源、热成熟度及油气成藏过程。结果显示,克拉苏构造带轻质油中正构烷烃以中、低碳数为主,烷基苯相对含量较高,全油稳定C同位素值主要分布在-29‰~-26‰之间。姥植比(Pr/Ph)、甲基环己烷指数(I_(MCH))、甲基菲比值等地球化学参数显示,克拉苏构造带轻质油主要来自湖相腐殖型、沉积于偏氧化环境烃源岩的贡献,经历了多期次油气充注成藏。其中,克深1-2段轻质油热成熟度普遍高于大北段,主要来自三叠系黄山街组烃源岩的贡献,经历了“早油晚气”2期烃类充注;大北段轻质油热成熟度偏低,主要来自侏罗系恰克马克组和三叠系黄山街组烃源岩的贡献,主要经历了3期油气充注与成藏。

某平台凝析油外输泵改造方案研究

凝析油外输泵作为天然气处理平台中的关键设备,对气田群正常生产起着至关重要的作用。为了优选凝气田降压后凝析油外输泵改造方案,以具有代表性的南海某中心平台作为研究对象,在原改造方案的基础上进一步提出了三种改造选型和配置方案,并针对不同方案的凝析油外输泵各模式运行工况,评估了凝析油外输泵在工艺、仪表、电气等方面的改造措施,同时利用价值工程原理最终确定了老泵废弃单泵直接增压、回流控制、60 Hz变频泵为最佳改造方案,为天然气降压开采中凝析油外输泵的改造应用提供了解决方案。运行结果表明,所选用的改造方案较原设计方案减少60%能耗,每年将减少燃气消耗221.2×10^(4) m^(3),节能减排2570 tce。

基于降低碳排放量的凝析油稳定工艺能耗分析与优化研究

为了提高凝析油稳定工艺的能效水平,降低其在生产运行过程中的碳排放量,以某油田中央处理厂凝析油稳定工艺为研究对象,在确定碳排放源设备和碳排放类型的基础上,采用HYSYS软件分析了不同参数对碳排放量和凝析油产量的影响,并以最小碳排放总量为目标函数,对比了多种优化方法下的工艺变量调整方案。结果表明:碳排放源来自闪蒸气、不凝气的火炬燃烧排放,以及预换热器和重沸器所需的净购入电力排放,闪蒸气碳排放量占碳排放总量的绝大部分;采用序贯二次规划法优化后,凝析油产量提高了5.62%,凝析油饱和蒸气压满足产品品质的要求,碳排放总量降低了4.45%。该研究结果可为油气田企业的高效、低碳运行提供理论依据和实际参考。

海上凝析油泄漏生态环境影响及应急处置机制

近年来,国家为缓解石油供需矛盾、落实能源可持续发展战略,开始探索凝析油开采加工业。但凝析油以独特的理化特性和生物毒性,一旦泄漏将对海洋环境造成较大影响。全球范围来看,针对凝析油的环境行为、环境风险、溢油应急处置措施等的研究不充分。因此,文章针对凝析油环境行为,阐述其泄漏后的环境影响。并基于国内外既有泄漏事故案例,围绕应急处置措施有效性等方面开展分析研究,旨在为凝析油溢油应急防控措施有效建立提供启迪。

凝析油管道蜡沉积特性及蜡沉积模型研究

目前,诸多学者认为凝析油管道无需进行清管作业,但现场却时常发生堵管现象。基于此,利用环道实验装置确定不同油温、壁温及油流流速对凝析油析蜡特性的影响,通过相关系数矩阵和方差膨胀因子验证了动力学蜡沉积速率模型中参数选取的准确性,并通过全局优化求解方法对无量纲参数进行求解,最后结合现场清管作业验证模型准确性。结果表明,油壁温差越大,温度区间越小,沉积物质量和蜡沉积速率越大,油流流速对蜡沉积的影响存在临界状态;沥青质的含量对于蜡沉积速率和沉积物中的蜡含量影响较大;全局优化算法中Levenberg-Marquardt算法的误差最小,模型精度最高,模型决定系数0.9017;预测结果中当量蜡沉积厚度和模型蜡沉积厚度的相对误差范围在[-18.63%,27.35%],平均相对误差绝对值为6.12%,证明了动力学蜡沉积模型预测结果的准确性。

某FPSO凝析油冲击透平发电机原因分析及解决措施

某浮式生产储卸油装置(FPSO)作为油田群的处理中心,其燃料气系统将处理合格的伴生气供给透平发电机使用。随着上游平台提液增产措施不断取得成效,伴生气组分也随之改变。透平发电机在高负荷运行之下,燃料气消耗量不断增加,燃料气处理系统面临挑战,由于受外界环境温度影响,透平发电机进口燃料气不断有凝析油析出,对透平造成冲击,影响透平正常运行。文章对FPSO燃料气系统处理现状、凝析油析出影响因素进行全面分析,并且提出相应的解决措施,保障了透平发电机的平稳运行。

凝析油加工企业计划优化模型特点及应用

介绍了某凝析油加工企业的计划优化模型特点与应用分析。在该企业模型建设过程中,根据凝析油油种和装置的特点,构建了企业级的凝析油资源库和锲合的馏分切割方法,同时采用先进的分子建模技术,改进了模型物料平衡与性质平衡的传递方式,从而提高模型测算的准确度和精度。模型在企业已用于原油选择、年度计划、月度计划和优化测算等工作,在生产优化、降本增效等方面发挥了重要作用。

海上凝析油和轻质油溢油应急处置策略研究

随着海上尤其是深水油气资源勘探开发的推进,海上凝析油泄漏风险及其有效处置对策受到越来越多的关注。文章通过对海上凝析油泄漏中人员安全及暴露风险的分析,在对不同凝析油和轻质油分类的基础上,根据不同类型油品的物理化学特性,针对性地提出机械回收、溢油分散剂喷洒和机械分散等溢油应急处置策略建议,旨在为中国南海深水气田开发的应急响应提供有益参考。

海基凝析油处理装置污水系统运行分析与优化

海基凝析油处理装置是以海上凝析油为原料,设计规模为22万t/a(按年8000h计)。为处理装置所产生的工业污水,配套建设污水系统以满足公司含油污水的隔油、净化和回收利用要求。海底管道添加各种助剂用来防冻、防凝、防堵,处理装置添加防腐助剂等原因,导致系统来水COD高、p H波动大,从而影响生物降解。经过对污水系统运行分析,现场摸索运行经验,通过不断优化操作,形成有效应对方案,以保证污水系统运行平稳,达标排放。

凝析油采购与加工对标体系研究

针对凝析油采购及加工路线的特点,以实际运行工况为基础,构建了一套从采购价格到加工效益,全方位的对标体系,通过标杆管理进行量化比较,提升生产经营管理水平、核心竞争力和盈利能力。

变频器在海上气田凝析油外输系统的应用研究

在石油生产过程中,液位控制是最常见的生产控制技术。传统控制方式主要是机械控制或人工控制,存在控制准确度低、速度慢、灵敏度低、操作人员工作量大等缺陷,已经无法满足现在工作生产活动的需求。针对海上气田凝析油外输系统运行中存在的不足,提出利用变频控制技术,通过PID闭环控制实现设备稳定运行,降低设备运行能耗及磨损,提高凝析油外输系统整体运行效率。

海上气田凝析油外输泵变频模式优化

针对海上气田凝析油外输泵频繁启动过载、变频功能缺失的情况,分析凝析油外输泵频繁启动失败的原因及无法实现变频运行分析,并结合生产现场的实际情况,提出优化改善方法,制定详细改造优化方案,包括:外输泵经变频控制后力矩方式的改变、变频器实现变频参数设定,以及中控PID逻辑运算后模拟量输出优化等,跟踪改造过程,解决过程中遇到的难题,最后解决凝析油外输泵频繁启动过载,实现凝析油外输泵变频控制,使生产过程更加智能化。

一种新型海上平台凝析油自动回收系统

南海海域某海上油田开发平台原油处理中心平台的伴生气主要用于燃料气,需要通过增压满足燃料气供气要求,在逐级增压过程中会产生不同压力等级的凝析油;目前凝析油均排放至原油缓冲罐,但由于缓冲罐压力较低,大量凝析油会挥发至放空管线,进入火炬系统燃烧,造成大量天然气浪费和火炬黑烟的情况。由于凝析油产出量不稳定且较低,回收成本巨大,因此研究一套凝析油自动回收系统十分有必要。通过研究凝析油自动回收技术,将解决凝析油回收投资大的难题,形成一套凝析油回收管汇橇和自动控制系统,可以为甲方多回收凝析油约50立方/天,达到减少天然气放空到火炬的燃烧量,实现节能减排的目标,达到国内领先。

顺北油气田含水高含凝析油凝析气井产能评价

塔里木盆地顺北油气田断溶体气藏凝析气井地层压力波动明显,与基于地层压力不变的传统系统试井解释方法不适配;由于含水和高含凝析油,常规气井无阻流量的评价结果偏差较大。为实现顺北油气田凝析气井产能评价,利用试井阶段弹性产率修正了系统试井资料,提出了含水和高含凝析油的凝析气井产能评价方法。通过实例验证,该评价方法适用于顺北油气田凝析气井无阻流量的产能评价,为顺北含水高含凝析油凝析气井产能定量认识提供了依据。

紫外分光光度法测定三甘醇中凝析油含量

针对某油田的三甘醇样品,通过确定在波长220 nm下,测得不同浓度的混配凝析油的吸光度,从而建立凝析油浓度标准曲线,采用紫外分光光度法测定三甘醇样品中的凝析油含量。结果表明,拟合凝析油浓度标准曲线的重现性良好,且3次拟合吸光度与凝析油浓度的直线方程的相关系数均在0.9990以上。在不同吸光度下,分别采用3次标准曲线计算的凝析油浓度的相对标准偏差均小于5.000%,表明重现性良好,故该方法可用于测定三甘醇样品中凝析油含量,且准确性较高。

复杂组分协同作用下的含蜡凝析油管壁结蜡机制

为探究高温高压凝析气井管壁结蜡的微观机制,利用Materials Studio分子动力学模拟技术,通过甲烷、戊烷、壬烷、正十二烷、环丁烷、环戊烷、苯及甲苯等构建凝析油体系,用正十八烷构建蜡组分模型,以蜡质量分数、沥青质及垢为变量进行了结蜡机制的模拟。结果表明,随着蜡和沥青质质量分数的增加,壁面结蜡加剧;当沥青质质量分数达到2.0%时,沥青质对壁面结蜡起抑制作用;沥青质中杂原子种类越多,其促进结蜡愈发明显;当管壁存在各种垢物时,硫酸盐类垢对壁面结蜡的影响最为显著。这种微观作用机制为管壁结蜡的治理提供了科学依据。

石墨炉原子吸收光谱法直接进样测定凝析油中砷

采用直接进样,减少预处理过程砷含量的损失,建立了石墨炉原子吸收光谱标准加入法测凝析油中砷含量。实验结果表明,直接进样法在5.9~500μg/kg砷浓度范围内线性良好,相关系数均在0.999以上,检出限为5.9μg/kg,定量限为17.6μg/kg,加标回收率在96.4%~108.7%,与SN/T 3234—2012标准方法比对,该法操作简便、准确度高,能够满足凝析油中砷的快速准确检测。

渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油成熟度判定及成因意义

关于渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油成熟度存在成熟与高成熟两种截然不同观点,尚未达到统一定论。本文综合利用轻烃、饱和烃和芳烃成熟度参数对凝析油成熟度进行了综合判定,并深入分析了凝析油和天然气的成因关系及凝析气藏形成机制。结果表明:异庚烷值与庚烷值、T_(s)/(T_(s)+T_(m))与C_(29)Ts/(C_(29)Ts+C_(29)H)、甲基单金刚烷指数与甲基双金刚烷指数、甲基菲指数、二苯并噻吩类成熟度参数和TNR_(2)显示渤中19-6凝析气田凝析油处于成熟阶段。结合天然气成熟度和储层流体包裹体特征,可知渤中19-6凝析气田的原油成藏期早于天然气,随着晚期大量天然气的充注,油气会发生相控混溶作用形成含液态烃的气流体,当温度和压力达到混溶后烃类体系的露点以上,则形成凝析气藏。

西湖凹陷BW区油气田原油和凝析油成熟度评价

成熟度是研究原油地球化学特征和油源对比的重要参数,因此选择合适参数评价原油成熟度至关重要。为明确适合西湖凹陷研究区的原油和凝析油的成熟度评价参数,通过对研究区凝析油中的正庚烷、异庚烷和甾烷等以及芳香烃中的甲基菲系列、甲基萘系列、烷基二苯并噻吩系列化合物进行了综合判别,分析其适用性,旨在为凝析油成熟度判断提供一些指导。研究结果表明,西湖凹陷研究区凝析油中甲基菲参数计算的原油和凝析油成熟度最为可靠,通过甲基菲参数计算的凝析油成熟度与样品类型比较匹配,原油折算镜质体反射率R o介于1%~1.12%之间,凝析油折算R o介于0.87%~1.24%之间;轻烃等参数可能受该区普遍存在的蒸发分馏和气洗作用影响,导致其计算值偏低;C_(29)甾烷系列属于大分子化合物,在凝析油中含量已经很少,若是凝析油中混入少量早期原油,则会显著影响成熟度计算;通过烷基二苯并噻吩分布指数计算出的凝析油成熟度偏低,可能是由于气藏形成时的混合作用,选用此参数应用时要谨慎。