金龙2井区含蜡原油结蜡微观机理及预测模型

采用分子动力学方法研究了含蜡原油结蜡的微观机理,通过实例优选了结蜡预测模型,根据含水率对结蜡量的影响对预测模型进行修正,并提出考虑原有结蜡厚度对后续结蜡影响的计算流程。实验结果表明,初始蜡分子先在原油中分散,后在非晶细胞盒子中聚集形成蜡晶,随着温度升高径向分布函数峰值降低,蜡分子分布从紧密聚集向分散转变;修正后的结蜡预测模型计算误差仅为4%,随着含水率的增高结蜡厚度减小,随生产时间的延长结蜡厚度增加缓慢。修正后的结蜡预测模型能准确预测金龙2井区清蜡周期,可为现场清防蜡工艺提供理论指导。

B301试验区油井结蜡主控因素及对策

B301试验区位于H盆地,该试验区目前油井结蜡现象严重,防蜡效果较差,防蜡措施有效期较短,无法满足油井防蜡的需要,亟需找到影响油井结蜡的主控因素。针对上述问题,通过室内实验对产出液中的蜡质、胶质、沥青质和机械杂质含量进行测定。利用Olga数值模拟软件对温度、压力、流速进行模拟。研究表明:蜡质、沥青质、机械杂质含量以及温度、流速为影响B301试验区油井井筒结蜡的主控因素,影响程度强弱依次为蜡质、温度、沥青质、机械杂质、流速。研究成果可为B301试验区进一步高效开发提供理论与技术基础,为高含蜡油藏防蜡方法提供参考。

地面集输玻璃钢管结蜡原因与机理分析研究

某油田地面集输玻璃钢管线投产后出现蜡堵,严重影响油田正常生产。为了确定玻璃钢管结蜡原因与机理,从具有不同结蜡程度的3条在役玻璃钢管线截取试样,开展宏观检查、理化试验和润湿性分析等对比试验研究。结果表明,该3条玻璃钢管试样的成分结构、树脂含量、硬度和固化程度未见明显差异,符合玻璃钢管的标准要求,它们对柴油均表现为超亲油状态,润湿性未见明显差异。结蜡程度的不同主要是由管道运行温度所致,低流速、低气液比加速蜡沉积。玻璃钢管结蜡机理与钢质管道基本一致,为分子扩散机理,但玻璃钢管的临界表面张力、导热系数和粗糙度更低,使其不易发生蜡晶的沉积与聚集,展现出更佳的防结蜡性能。通过降低管材表面张力和实现疏油状态,将是提升玻璃钢管防结蜡性能的有效途径。

原油动态管流结蜡模拟实验在玉门油田的应用

在室内通过防蜡剂动静态“原油动态管流结蜡”模拟实验评价,掌握了油井结蜡规律,及时调整现场施工参数,提高了防蜡现场试验效果,为玉门油田有效解决结蜡问题。

石西至克拉玛依原油管道结蜡特性及安全清管周期研究

目前含蜡原油管道的清管周期没有统一标准,需要根据油品性质和管道的实际情况确定。采用OLGA软件对石西至克拉玛依原油管道(SK原油管道)的结蜡特性进行了模拟分析,利用浓密膏体的管道输送阻力计算公式,将蜡堵分析转化为蜡柱长度和压降关系的计算,制定了SK原油管道的安全清管周期。结果表明:在管道103 km处流体温度降到25℃,从103 km至终点的管段均处于析蜡温度的区间范围;管道运行5天后,采用HeatAnalogy模型模拟的结蜡厚度在110.06 km处达到最大(0.01 mm),结蜡量为80 kg,结蜡量在运行2天后才有明显增加并呈直线上升趋势;以收球筒长度4 m作为蜡柱长度的极限值,计算得到收蜡量为200 kg,推算SK原油管道的清管周期可由目前的5天延长至9天,大大减少了操作成本。结果可为含蜡原油管道的结蜡特性研究及安全清管周期制定提供理论参考。

深部结蜡页岩油水平井涂层与电加热清防蜡技术

庆城油田页岩油规模开发以来,井筒结蜡导致蜡卡、蜡堵故障频发,占到作业总量的30%以上,严重影响了油井正常生产,清防蜡技术研究对保障油田高效开发具有重要意义。通过分析原油碳数分布、含蜡量、结蜡剖面,开展井下温度场测试,统计不同生产阶段油井的结蜡特征,揭示了页岩油井筒深部结蜡的原因,结合蜡质流变特征分析了热洗清蜡条件。庆城油田页岩油含蜡量高(20%)、析蜡点高(25℃)、无机质组分含量高(65%)是导致井筒结蜡严重且深度深的3个主要原因,受热洗液漏失影响,热洗作用深度最深仅500 m,难以建立有效的热洗循环以实现理想排蜡效果。通过优化配套防蜡涂层、电加热清蜡这2项主体清防蜡工艺,结蜡速率下降80%,结蜡导致的作业频次由0.16次/(口·年)下降至0.07次/(口·年),为庆城油田页岩油的高效开发提供技术保障和借鉴经验。

高含水油气混合物井筒结蜡特性研究

为有效治理结蜡问题,必须探究油气田开发周期内井筒结蜡规律,针对不同生产参数下结蜡特点制定相适应的防治措施。建立了高含水油气混合物井筒结蜡模型,分析了不同参数对井筒结蜡的影响。结果表明:随着产液量的增加,初始析蜡井筒里程向后偏移,流体内部蜡沉积量显著减少,但管壁最大结蜡厚度基本不变。随着流体温度的升高,流体内蜡沉积体积分数明显降低,初始析蜡井筒里程向后偏移,当地层流体温度低于75℃时,应注意设置清蜡防蜡措施。随着压力的升高,流体内蜡沉积体积和管壁结蜡厚度变化并不明显。当含水率升高时,流体内蜡沉积体积分数和管壁最大结蜡厚度明显降低,在油田开发后期高含水阶段,井筒结蜡量相对较少,可适当减少部分清蜡措施。

高含蜡原油管道结蜡特性研究

为明确高含蜡原油的蜡沉积特性,找出蜡沉积的规律,采用改进型动态蜡沉积实验装置对高含蜡原油的结蜡沉积特性进行了研究,并考察了不同因素对蜡沉积速度的影响。结果表明,随着实验流速、气油比、矿化度和含水率的逐渐增大,目标高含蜡原油的蜡沉积速度均呈现出逐渐减小的趋势。而随着实验压力的逐渐增大,目标高含蜡原油的蜡沉积速度则呈现出“先减小后增大”的趋势。另外,pH值对目标高含蜡原油的蜡沉积速度的影响相对较小。降凝剂ST-2的加入能够显著降低目标高含蜡原油的蜡沉积速度,当降凝剂ST-2的质量分数为0.12%时,可使蜡沉积速度减小至0.0005mm·h^(-1),与未添加降凝剂的原油样品相比,蜡沉积速度减小了97.06%。在高含蜡原油的管道输送过程中,可适当添加合适的降凝剂,以最大限度的降低蜡沉积对管道堵塞的风险。

凝析油外输泵入口滤器结蜡原因分析及应对措施

旨在分析海上凝析气田在生产过程中,凝析油组分、温度压力和流动形态变化对凝析油在管道、滤器中流动的影响,通过对结蜡原因分析,提出针对性的凝析油升温措施,解决结蜡导致的通道堵塞对设备安全运行的隐患,减少频繁清洗滤器的工作,保障凝析气田安全高效生产。

甲醇合成生产工艺中系统结蜡问题的探讨

分析了甲醇生产中石蜡成分过多的工艺原因,介绍了甲醇合成反应中石蜡的生成危害及合成反应生成石蜡问题的防范策略及在线除蜡等工艺操作。

基于时序驱动的管道结蜡程度预测及清管效果评价

为避免凭经验盲目确定清管周期,造成过度清管现象的发生,基于结蜡过程的缓慢时序性,在研究生产数据参数与结蜡程度关系的基础上,通过改进K-means算法确定不同时序下的结蜡程度,并将数据引入卷积神经网络(CNN),利用CNN模型的特征提取和自适应学习能力,实现不同结蜡程度持续时间的在线更新,依据结蜡等级和清管周期的变化构建清管效果评价指数模型,实现了清管作业的事前预警。结果表明,不同管道在完整结蜡周期内的等级时间不同,周期长短也不同,体现了输入参数差异引起的结蜡程度不同,改进Kmeans算法将结蜡程度分为4个等级;本文模型的总体平均误差为0.781 d,小于RNN模型和LSTM模型的2.025 d、1.225 d;待评价管道的清管效果评价指数为0.828,说明本次清管效果良好。研究结果可为管道完整性管理水平的提升提供实际参考。

油田井筒深处结蜡原因及清防蜡技术

在石油开采过程中,油井经过一段时间的生产活动后,会在井筒内部出现结蜡。结蜡是指石蜡、沥青质和其他重质烃类物质在油井井筒的壁上沉积形成固态物质,这些沉积物随着时间的积累,会逐渐增多,导致油井内径减小,严重时甚至会阻塞油井,影响油井的正常生产。本次研究深入探讨油井井筒结蜡的原因,并通过科学的分析方法,提出一系列合理有效的治理措施。通过这些措施的实施,不仅可以提高油井的生产效率,还能确保油井的生产安全,为石油开采行业的可持续发展提供坚实的基础。

油井井筒结蜡原因及治理措施研究

针对油井井筒结蜡问题,对油井结蜡原因及规律进行分析,并提出合理的结蜡治理措施,为保障油井井筒的生产效率奠定基础。研究表明:介质的组分、井筒内的温度、井筒内外温度差等因素都将对井筒结蜡问题产生重要影响。因此,需要从化学清蜡、热洗清蜡以及化学清防蜡等角度入手,采取多种类型清防蜡措施,防止结蜡对井筒生产作业产生影响。

井筒结蜡预测及防治措施效果评价

川中原油属于含蜡量较高的轻质油,当原油从井底流入井筒,再从井底上升至井口的过程中,随着温度和压力的下降,原来溶解在原油中的蜡会从原油中析出并且吸附在油管壁上。油管结蜡以后,缩小了油管孔径,增加了油流阻力,使油井减产,严重时会把油井堵死。这在现场生产中表现尤为突出,影响油井正常生产。因此我们有必要建立井筒结蜡预测模型并且对油井的清防蜡技术进行评价研究。本文通过选择井筒结蜡预测模型,并且以川中典型油井为实例进行计算为优化清蜡周期提供理论依据,通过对不同清防蜡技术在本区块油井生产中的运用效果评价,最终“因井制宜”优选适合本区块油井生产的清防蜡技术,确保油井正常生产。

油井结蜡机理及其影响因素分析

油井在生产过程中出现结蜡现象会导致产量降低、设备故障,较为严重的甚至会导致油井关井。油井结蜡现象在各类油藏中均存在,根据油藏的实际情况,结蜡情况的严重程度也不尽相同,因此明确结蜡的各影响因素及其机理对于油田生产过程中明确结蜡原因,采取相适应的措施尤为重要。油井结蜡的影响因素包括温度、压力、原油组分、流速、含水量等,通过分析明确了温度和原油组分是导致结蜡的主要因素,压力、流速等因素是导致结蜡的次要因素。

含蜡原油集输管道结蜡规律及清洗技术研究

为了找出含蜡原油在集输管道中的结蜡规律,并有针对性的提出清蜡措施,提高含蜡原油的输送效率,实验室内采用冷指法蜡沉积模拟实验装置考察了油样温度、含蜡量以及碳数分布对蜡沉积量和蜡沉积速率的影响,并开展了含蜡原油集输管道热清洗现场实验。结果表明,油样的温度越高、原油中的含蜡量越高以及石蜡中的碳数分布越高,蜡沉积量和蜡沉积速率就越大,并且当沉积时间小于20h时,蜡沉积速率随沉积时间的延长而增大的幅度较大,当沉积时间大于20h后,蜡沉积速率变化的幅度逐渐减小。含蜡原油集输管道采取热清洗措施前,输送压力在1.3~1.6MPa之间,而热清洗后的输送压力则降低至0.5~0.7MPa之间,并且有效期较长,清管效果良好。

某油田采油及集输系统结蜡结垢腐蚀因素分析

某油田采油及集输系统存在结蜡、结垢及腐蚀现象,在原油物性分析的基础上,结合调查中存在的各种结蜡现象,分析温度、压力、溶解气及机械杂质等因素对结蜡的影响;通过结垢调查、水质分析、结垢可能性分析及结垢分析系统软件OLI Systems IncScaleChem 3.1结垢预测,分析水质、温度对结垢的影响及结垢垢型。结果表明:该油田原油含蜡量高(17.09%~22.96%),析蜡点高(52.92~60.66℃),地层温度较低(40~70℃),可促进结蜡;原油开采过程中,由于油气混合物压力降低导致的大量伴生气析出吸热及环境温度降低等原因,造成原油温度降低促进结蜡,原油组分变化过程先促进而后抑制结蜡,浅部井存在的砂等机械杂质促进结蜡;该油田结垢类型为BaSO4垢,生产过程采出水温度降低,BaSO4垢结垢趋势增大,最大结垢量变化不明显,结垢趋势增大量及最大结垢量与成垢阴阳离子含量成正相关关系,不同来源的采出水水质差异大,成垢阴阳离子含量高,相互配伍性差,促进结垢;超高的Cl-含量抑制腐蚀,采出液较低的pH值、一定含量的游离CO_(2)、H2S、SRB及垢下腐蚀能够促进腐蚀。

普适性结蜡模型研究

根据原油在管道内流动特性及析蜡规律,提出了有效析蜡量的计算方法。利用F检验法筛选了原油结蜡的主要影响因素,包括原油黏度、管壁处剪切应力、温度梯度及管壁处蜡晶溶解度系数。利用9种原油室内环道结蜡实验数据,按照逐步线性回归的方法,得到了含蜡原油的普适性结蜡模型。该模型不需进行结蜡模拟实验,只需根据原油的黏度、析蜡特性及密度等物性参数就可预测原油的结蜡规律。在未进行室内结蜡模拟实验的情况下,利用普适性结蜡模型预测了中宁—银川输油管道不同工况下沿线结蜡分布,并和现场运行参数进行了对比,平均误差为6.32%,最大误差为20%,预测结果为现场清管作业提供了依据。

大庆原油管输结蜡规律与清管周期的确定

在确定不同流态区管壁处剪切应力、蜡晶溶解度系数、径向温度梯度及管道沿线温降分布的基础上,回归建立了适用于描述大庆油田某两联合站间输油管道蜡沉积的结蜡模型。根据差压法原理,建立了研究原油管输结蜡过程室内模拟试验装置,并覆盖该输油管道的典型工况条件开展了管输原油结蜡模拟试验。相对偏差分析表明,结蜡模型预测结果与试验值的适配性良好。进而在预测运行时间对该输油管道结蜡影响的基础上,结合结蜡层厚度对管道轴向温降及压降的作用,确定了年季节最高与最低土壤温度期的清管作业周期分别为4个月和3个月。

深水油井测试工况下井筒结蜡区域预测方法

针对深水油井测试过程中低温环境容易引起结蜡进而影响测试作业正常进行、增加作业成本和风险的问题,基于深水测试管柱温压场和析蜡条件计算模型,提出了测试管柱内结蜡区域预测方法,并对结蜡区域的影响因素进行了分析。研究表明:结蜡区域随着测试产量的增加而逐渐减小;随着地温梯度降低、水深增加及产出流体含水率降低,发生结蜡的区域会增大;随着地层压力的增加,结蜡区域略有增大;初开井阶段,由于温压场的共同作用,测试管柱内结蜡区域很大;循环测试关井后,随着关井时间的增加,结蜡区域逐渐增大。研究成果可为深水油井测试期间的井筒结蜡预防工作提供指导,以保证测试工作顺利进行。