Flow Characteristics of Crude Oil with High Water Fraction during Non-heating Gathering and Transportation

In order to ensure the safety of the non-heating gathering and transportation processes for high water fraction crude oil,the effect of temperature,water fraction,and flow rate on the flow characteristics of crude oil with high water fraction was studied in a flow experimental system of the X Oilfield.Four distinct flow patterns were identified by the photographic and local sampling techniques.Especially,three new flow patterns were found to occur below the pour point of crude oil,including EW/O&W stratified flow with gel deposition,EW/O&W intermittent flow with gel deposition,and water single-phase flow with gel deposition.Moreover,two characteristic temperatures,at which the change rate of pressure drop had changed obviously,were found during the change of pressure drop.The characteristic temperature of the first congestion of gel deposition in the pipeline was determined to be the safe temperature for the non-heating gathering and transportation of high water cut crude oil,while the pressure drop reached the peak at this temperature.An empirical formula for the safe temperature was established for oil-water flow with high water fraction/low fluid production rate.The results can serve as a guide for the safe operation of the non-heating gathering and transportation of crude oil in high water fraction oilfields.

轮式动态模拟仪在高含水期原油不加热集输中的应用

随着不断深入开发,油田集油管线内产液的流变性逐渐转变为高含水期“水包油”为主的流态,因而管道内的流动条件得以改善。通过前期开展的季节性停掺冷输试验证实,高含水期集输进站温度可以接近凝固点甚至低于凝固点。因此提出利用临界粘壁温度作为采油井不加热集输边界条件,并利用轮式动态模拟分析仪测试单井临界粘壁温度,指导采油井平稳集输,应用后实现措施节气219.6×10^(4)m^(3),节电73.4×10^(4)kWh。

高含水原油在不同管材中的低温集输特性研究

目前,我国大部分油田已进入高含水期,采出液的流动特性发生变化,使降低集输温度成为可能。然而,关于管道材质对低温集输特性影响的研究相对较少。因此,利用现场实验装置对钢管与玻璃钢管中高含水原油低温集输特性进行了研究。结果表明,管线降低掺水量之后,井口回压上升,实验管道末点的油温缓慢下降;不同掺水量下井口回压上升过程不同,高掺水量下更容易实现低温集输;当掺水量相同时,玻璃钢管的黏壁温度低于钢管的黏壁温度,玻璃钢管低温集输的最低掺水量低于相同情况下钢管的掺水量。对黏壁温度实验数据进行拟合,得到了不同管材的黏壁温度计算模型,计算结果准确度较高,对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。

特高含水期原油低温集输温度边界确定方法

随着国内油田逐渐进入开采后期,本文提出黏壁温度作为综合含水率70%~90%的高含水低温集油的评价指标已进入推广阶段且效果显著,但在现场降温试验中发现含水率90%以上的特高含水期原油管线实际运行温度与黏壁温度预测结果之间存在一定误差。因此,针对特高含水期原油开展低温集输温度边界条件研究,对完善油田低温集输技术具有重要意义。利用环道实验装置进行了特高含水期原油黏壁凝油冲刷实验,对特高含水期原油油水两相流动特性和油相黏壁特性进行分析,确定了屈服应力是阻碍黏壁凝油在管道内被冲刷剥离最主要的影响因素。编制了特高含水期原油低温集油温度预测软件,利用油田单井集油管线的现场降温试验进行了验证,误差在2℃范围内,满足工程运用需求。

多相混输泵用超高压机械密封性能研究

针对超高压混输泵机械密封易磨损失效的问题,介绍了端面槽加工和涂层应用两种策略,用热流固耦合分析方法,分析了浅槽微接触式机械密封在实际应用中的温度分布和端面变形情况,阐述了表面涂层技术的应用,进行了一系列机械密封性能的试验研究。研究结果不仅证实了这些技术在提高机械密封寿命和可靠性方面的有效性,还证实了端面开槽和涂层技术在降低摩擦、改善耐磨性能方面的显著效果。为超高压混输泵机械密封系统的设计和优化提供了重要的理论依据及实践指导。

高含水原油低温集输研究进展

中国部分油田采出液含水率高达90%以上,造成地面集输系统的大量热能损耗。在国家“双碳”目标下,低温集输工艺将成为油田节能降耗的主要手段。本文总结了原油低温集输管道水力热力计算研究现状,重点阐述了原油组成、水相组成及流动条件对低温黏壁现象的影响。对现阶段应用较为广泛的低温集输黏壁预测模型作了总结和分析,梳理了低温集输边界条件的研究方法与实验装置。通过开展单井和集输干线现场低温输送试验充分验证了低温集输的可行性,为现场开展低温集输工作积累了宝贵的工程案例经验。最后,就低温集输黏壁现象未来的研究方向提出了展望,认为应加强理论预测模型的建立。

川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺

四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。

含CO_2油气混输管道失效研究

以国内某高温高压凝析气田集输系统为例,针对现场失效管件,在分析其失效形貌之后,应用失效分析理论、流体动力学理论和数值模拟方法,通过ANSYS CFX流体分析软件模拟现场工况条件下管道的运行及管道内的气液分布情况,讨论了高温高压高含气油气混输管道失效机理,指出样品失效源于高温高压环境下不均匀分布的气液混合物CO2腐蚀-冲刷共同作用。研究结果对于类似油气田的开发与工程设计具有一定的参考意义。

高含水期原油低温集输温度界限模型研究

随着油田进入高含水期,原油流动特性发生了较大变化,而传统的集输工艺流程能耗较高,为了降低集输能耗,急需对管道低温集输温度界限进行研究。因此,在华北油田测试区块建立了可视化试验装置,研究实际生产过程中高含水原油低温集输特性和温度界限。研究结果表明,随着集油管线温度的降低,存在3个压降变化的转折点,其中压降增加率突变点和压降峰值点所对应的特征温度可作为低温集输的温度界限,据此拟合得到了满足实际生产需求的黏壁温度回归模型。基于所得模型,针对不同工况下低温集输的温度界限进行了预测,并据此创建了低温集输可行性的图示判断工具。所得结果对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。

Al_2O_3/SiC_w复合材料表面裂纹的高温自愈合与氧的传输

Al2O3/SiCw 复合材料在高温空气中呈现良好的表面裂纹自愈合现象,由Vickers法压痕裂纹引起的材料强度急剧衰减可得到大幅度恢复提高。高温表面自愈合过程与复合材料表层SiCw 氧化反应及氧的传输密切相关,应用18O同位素示踪表明,从氧离子点阵空位以扩散方式传输到氧化反应层的氧,远低于以分子氧方式通过氧化铝氧化产物传输的氧。分子氧通过相界/晶界等快速通道传输到氧化反应物/SiC界面是高温和氧化反应自愈合过程持续进行的主要原因。

中国东部陆海表面温差对夏季水汽输送及降水空间分布的影响

基于1981—2010年ERA Interim再分析资料以及中国区域30年日降水量资料,采用相关关系计算方法,研究夏季中国东部陆海表面温差与夏季整层水汽输送以及春夏东亚温度高响应区的相关关系。研究结果表明:中国东部区域夏季各月(6、7、8月)陆海表面温差与夏季各月降水量存在西北-华北与江南-华南两个高相关区域,且滑动相关系数在30年间一直处于显著状态;夏季中国东部陆海表面温差自1990年代开始呈现波动式上升趋势;陆海温差异常高低值年水汽通量距平场输送通道存在明显差异,陆海温差高值年,水汽主要来自中国东北地区向南的水汽输送以及中国东部海域水汽向西的水汽流,并且两股水汽距平场在华南地区汇合后继续向南输送,陆海温差低值年,水汽通量距平输送主要来自中国东部海域,向西传输到达中国中东部后分别向南北两个方向输送;夏季中国东部陆海表面温差与夏季整层水汽通量在中国华北区域存在负位相相关关系,证明了中国东部陆海温差越高,经向水汽通量向南输送就会越强,所对应的蒙古区域、孟加拉湾区域表面温度就会越高,形成一个"高-强-高"的温差-水汽通量-温度相互响应现象,夏季中国东部陆海表面温差与春季中国整个海岸沿线表面温度有明显的相关关系,春季海岸沿线表面温度对夏季中国大陆水汽输送有一定预测作用。

特高含水期原油不加热集输试验

喇嘛甸油田地处高寒地区,自开发以来,原油集输一直需要采取热力措施(掺热水).随着油田进入特高含水期,原油集输热力系统自耗天然气导致开采成本呈上升趋势.通过开展特高含水期管输特性研究发现采出液的流动性较中、高含水期有较大改善,为不加热集输提供了必要的条件.经过喇290转油站冬季掺常温水和不掺水试验,证实了转油站可完全实施不加热集输的可行性,打破了高寒地区冬季原油需加热集输的常规做法.在9座转油站开展了系统性的不加热集输试验,完善不加热集输配套保障措施,取得了明显的节气效果,成为油田一项主要的节能技术措施.

2020年湖北梅雨异常特征及成因分析

利用湖北省梅雨监测资料、国家气候中心新百项指数和NCEP/NCAR环流资料,分析了2020年湖北梅雨异常特征及其成因。结果表明:(1) 2020年湖北梅雨持续时间异常长,为54 d,仅次于1996年;梅雨量异常多、强度强、雨日率大,均为1961年以来第1位。(2)高空西风急流、副热带高压、夏季风系统的冬夏调整季节性进程早,是造成湖北入梅早的主要原因。西风急流和副热带高压在7月下旬北跳,较常年时间偏晚,导致了出梅晚。入梅早、出梅晚,梅雨持续时间异常长。(3)在前冬El Ni?o事件、春夏热带印度洋海温偏暖和北大西洋三极子负位相的共同影响下,欧亚中高纬经向环流发展,冷空气活跃,副热带高压强且位置稳定,西侧水汽输送强,冷暖气流在长江中下游交汇,造成湖北省梅雨量异常偏多。

辽河油田曙一区超稠油高温地面集输综合提效工程

随着超稠油SAGD高温开采方式的推广,伴生气含硫化氢量严重超标、SAGD产出液温度高无法脱水等问题都对地面集输工艺提出了新的要求。为了通过技术升级实现超稠油高效、安全和稳定地输送,开展了曙一区超稠油集输综合提效工程,包括超稠油密闭集输后集中脱硫、脱硫后进一步净化分离回注和SAGD产出液余热利用三大工艺项目,预计年经济效益可达4 950万元以上,同时也可消除硫化氢对油区的安全危害。

实施“少烟工程”、助力降本增效

为了实现节能高效的目标,大庆油田大力总结科研成果,精心研讨工艺参数,勇于突破技术瓶颈,开启了高纬度、高寒地区"三高"原油低温集输、处理模式。通过低耗节能集输技术攻关,率先在我国石油系统试验研究成功可大面积推广应用的高寒地区高凝原油采出液低温集输处理工艺技术,形成了低温集油、低温脱水、单管环状掺水等低能耗运行模式,突破了现行技术界限,使其能耗和效率指标都达到了高效集输与处理系统要求的指标,取得了显著的经济效益。在降低采出液集输处理能耗的同时,加强采暖系统优化,在规划设计中实施"少烟工程",助力降本增效。

中原油田东濮老区高含水原油常温集输技术

中原油田东濮老区进入高含水期,为解决地面集输系统能耗高、效率低、安全风险大的问题,以文卫油区为试验区块开展了高含水原油常温集输技术研究。根据地面集输系统现状,经过室内实验、理论分析和现场试验,形成了以“常温输送安全技术界限、纳米降凝剂和低温破乳剂处理工艺、集输管网优化工艺”为主体的中原油田东濮老区高含水原油常温集输技术系列。在文卫油区集成应用后,撤减单井加热炉67台、计量站加热炉28台,每年可减少天然气用量197.1×10^(4) m^(3)、创效612.2万元,有效保障了油田地面集输系统安全高效、绿色低碳运行,取得了显著的社会经济效益。

2010年西北太平洋热带气旋活动特征分析

为使船舶驾驶人员对西北太平洋海域热带气旋的生成和活动规律有所了解,利用2010年中国、日本发布的该海域热带气旋实况资料和气候资料进行统计和分析。分析结果表明2010年该海域热带气旋具有个数少,源地集中,位置偏西;登陆个数少,登陆比例大;登陆时间集中,登陆位置偏南等特点。2010年西北太平洋副热带高压异常强大、西伸脊点异常偏西、脊线位置偏南,赤道太平洋地区的海温、垂直风切变异常的这些因素直接影响着该海域台风的生成及移动路径。结论可为该海域航行的船舶提供预防和避离热带气旋的重要参考依据。

CPI-5缓蚀剂在酸性气田的现场应用

根据QHSE体系及其安全要求,以油气集输管道复配型缓蚀剂CPI-5现场应用为例,介绍了现场缓蚀剂应用流程。首先研究目标酸性气田用缓蚀剂与气田水、消泡剂、酸、碱、盐等配伍性,然后在模拟工况下采用高温高压釜评价缓蚀剂及配伍性对缓蚀性能的影响,测试合格后,才能进行现场加注和测试评估。结果表明:CPI-5缓蚀剂对油气输送管道具有优良的防腐效果,室内和现场测试都可将平均腐蚀速率控制在0.076mm/a以下,对抑制CO2和H2S腐蚀具有突出的效果,适用于CO2和H2S单一或混合的腐蚀环境的防腐,现场加注方便,经济合理,实验工艺和试验方法满足QHSE体系文件。

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。

新疆油田气井井下节流优化设计及应用

为满足集输压力要求、防止井口水合物冻堵,基于井下节流工艺原理,对高压集输井下节流工艺、中低压集输井下节流工艺的选井条件、气嘴直径、下入深度等关键技术参数进行优化设计,并对井筒温度与压力剖面进行模拟。结果表明,井下节流工艺能满足高压集输与中低压集输的压力要求,有效解决了井筒水合物冻堵问题。