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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

某沙漠油田未稳定凝析油长距离输送投产异常原因分析及对策

某沙漠油田中心分输站主要设备为一级两相分离器、二级油气分离器、压缩机和外输泵。前期油气混输,随着油气快速增长,混输改为油气分输,油气经一级两相分离器分离后分别管输至联合站处理。混输改分输时,从节能角度出发,考虑只投用一级分离器,不投用二级分离器、压缩机和泵,试投产证明天然气管线运行正常,凝析油输量达不到设计值。经分析,是未稳定凝析油在输送过程中随着压力降低,凝析油中溶解气析出,在大型沙丘地段出现气阻现象,造成管线输送能力大幅下降。为此,及时投用二级闪蒸分离流程,一级分离器出口未稳定凝析油经二级闪蒸分离器再次分离,闪蒸气经压缩机增压后汇入一级分离器气相出口,闪蒸后凝析油经外输泵增压外输,此后凝析油管线平稳运行。

原油蒸馏装置掺炼凝析油的实践经验

凝析油中石脑油组分含量远大于常规原油,原油蒸馏装置掺炼凝析油可为重整装置或乙烯装置提供更多原料,提高经济效益。凝析油的酸值和硫含量一般较低,密度较低,掺炼凝析油对原油蒸馏装置的稳定运行和防腐蚀有一定干扰和技术风险,需要依据设计特性和实际运行情况灵活处置。文章对某原油蒸馏装置掺炼海洋凝析油进行了可行性评估,对实际掺炼过程存在的难点进行了分析。

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。

苏里格气田气井凝析油对泡排携液能力影响分析

苏里格气田含凝析油气井生产中,凝析油的存在会降低起泡剂起泡能力并加速泡沫衰减,严重影响泡沫排采技术现场应用效果。为提高含凝析油气井的泡排效果,利用动态携液法在室内开展不同凝析油含量的地层水对泡排携液能力影响的实验,模拟井筒积液从井底被携带至地面的演化过程,对实验现象进行机理分析,并优化改进起泡剂加注量公式。结果表明,随着凝析油含量的增加,泡沫携液能力不断下降;0~20%含量的凝析油对携液能力影响相对较弱,返排率大于80%,返排率环比平均降低2.33%,这表明起泡剂可将表面张力远小于地层水的凝析油乳化,并有效降低凝析油对起泡剂的抑制作用;20%~40%含量的凝析油对携液能力影响相对较强,返排率小于80%,返排率环比平均降低9.13%,这表明未被起泡剂乳化的凝析油严重抑制泡沫生成。经苏X-9X井现场应用取得良好排液增产效果,该分析为苏里格地区气井积液治理提供新思路。

凝析油气低界面张力对凝析油流动的影响

通过组分模型模拟实际凝析气藏恒容衰竭过程，研究在低界面张力作用下近井区域凝析油的流动性。储集层平均渗透率和孔隙度分别为０．０５２７μｍ２ 和０ ．１０７３，凝析气流体富含凝析油，最大反凝析液量约为２２％ 。尽管模拟油气的界面张力常常比实际凝析油气高数十倍，但预测凝析气藏动态时仍常常采用从模拟油气测得的相对渗透率。由于低界面张力会明显影响油气相对渗透率，因此，对模拟油气相对渗透率进行了校正。校正后油气相对渗透率增大，特别是凝析油的相对渗透率明显增加。通过近井区域凝析油饱和度、日产油量、累积产油量随生产时间的变化分析了凝析油的动态特征。结果表明，在生产初期，近井地带凝析油迅速积聚，很快达到最大饱和度，并随井继续生产而逐渐减小。分析相对渗透率校正前、后的结果发现，由于凝析油气界面张力低改善了凝析油流动性，所以校正后近井区域凝析油饱和度大大低于校正前，且校正后日产油量、累积产油量均高于校正前。研究结果同时表明，正确的相对渗透率曲线对于描述凝析油气生产动态具有重要意义。

缝洞碳酸盐岩凝析气藏注水替凝析油实验

缝洞型碳酸盐岩油气藏是一种复杂、特殊类型的油气藏,其储层以缝洞和裂缝-孔洞为主,具有双孔隙网络特征及较强的非均质性,渗流规律复杂,实现该类油气藏的高效开发是诸多石油工作者关心并一直致力于研究的问题。借鉴在缝洞型碳酸盐油藏中应用效果较好的"注水替油"方法,建立了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏"多级压力注水替凝析油"方法,并以高含凝析油的TZ86井为例,采用露头碳酸盐岩经过人工造缝造洞技术制成全直径缝洞型岩心,在原始地层条件(140.6℃,58 MPa)下进行了多级注水替凝析油物理模拟实验,结果表明采用多级注水替凝析油方式开发缝洞型碳酸盐岩凝析气藏可取得较好效果。

深水半潜式生产及凝析油储存平台风险分析及实践

深水气田开发投资大、风险高,而我国深水气田开发缺乏经验,更加突显风险管理的重要。综合HAZOP、HAZID、SIL和改进专家统计分析法等风险分析方法,从常规风险和特有风险两个方面建立了深水天然气开发及凝析油储存平台风险管理流程;重点开展了半潜式平台的火灾爆炸、立柱储存大容量凝析油、国内资源建造、首次聚酯缆、首次大直径SCR和缺乏深水经验等因素导致的特有风险分析;从项目管理、船体结构、立管、系泊系统、船体系统和平台调试等方面,充分识别了该平台的潜在风险,并给出了主要风险应对措施,从而有效实施风险管理,给工程设计和实施提供了指导,可供今后深水气田开发工程的风险管理参考。

阿姆河右岸萨曼杰佩气田凝析油潜含量确定方法

土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田第一天然气处理厂投产前几年,实际回收得到的商品凝析油产量与理论设计指标出现了重大偏离,合作方对此提出了严重质疑,要求中方给出科学合理的解释。为了准确测定该气田的凝析油潜含量和处理厂凝析油产量,根据气田的实际情况建立了流体取样技术规范和流体分析实验方法(以下简称新方法),据此测定气田井流物组成和凝析油潜含量,并采用新方法和俄罗斯方法对凝析油相关参数、凝析油潜含量进行了计算和对比分析。结果表明:(1)新方法要求天然气组分分析到C_(10)^+以及组分中的N_2、He、H_2、O_2+Ar、CO_2、H_2S,凝析油组分分析超过C_(30)^+;(2)按俄罗斯方法计算的凝析油潜含量为77.27 g/m^3,按中方新方法计算的凝析油潜含量为76.21 g/m^3,双方计算结果一致;(3)较之于其他老方法,新方法的精度更高、计算结果更加可靠。结论认为,新方法准确地确定了该气田的凝析油潜含量,解决了困扰中国石油阿姆河天然气公司在阿姆河右岸油气开发合作A区生产中的重大技术难题,为该公司A区扩能改造和B区气田开发方案设计、二期产能建设提供了重要的技术支持。

超声波在凝析油临界流动饱和度测试中的应用

凝析油临界流动饱和度是指凝析油能流动的最小饱和度 ,即凝析油气相渗曲线的端点。长期以来 ,由于技术条件的限制 ,均采用模拟油和模拟气对其进行测试。真实凝析油临界流动饱和度是目前国外研究的热点问题。对此 ,不同的学者以不同体系考虑不同束缚水大小 ,得到的结果不同 ,有的甚至结果相反。笔者首次建立了超声波测试高温高压岩心流动条件下凝析油临界流动饱和度的直接测试方法 ,在人造岩心中测定了两个真实多组分凝析气定容衰竭临界流动饱和度。根据两个凝析气样品在人造岩心中的测试结果得出凝析油的临界流动饱和度分别为 15 %和 18%。