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.

延安气田中低压集输计算软件对比分析

为研究常用气田集输计算软件在延安气田中低压集输系统中的适用性,选择该气田运行中的集气管道系统和采气管道系统模型,分别选择PIPESIM软件、TGNET软件,基于不同状态方程和压降公式模拟计算,通过将计算结果与实测数据对比分析,总结出软件适用性结论:对于集气系统计算,PIPESIM软件、TGNET软件均适用;对于含水较高的采气系统计算,PIPESIM软件计算精度更高。

沁水盆地南部高煤阶煤层气高效开发对策与实践

我国高煤阶煤层气资源丰富,其高效开发利用的能源、安全、生态意义十分突出。以沁水盆地南部高煤阶煤层气开发实践为例,系统分析了早期开发过程中面临的5个主要问题及挑战:高煤阶煤层气开发理论不完善;有利区选择精度低;储层改造技术适应性不强;排采控制制度效率低、效益差;集输系统呈现“三难”“三高”。中国石油华北油田公司坚持问题导向、目标引领,室内研究与现场实践相结合,形成了高煤阶煤层气高效开发的新理念及关键技术对策:提出高煤阶煤层气疏导开发理念,构建套管单支水平井+分段压裂的煤层气开发方式;建立高产有利区优选技术,实现建产模式由大面积整体建设向精准建产选区转变;完善升级煤层气压裂改造技术,实现储层改造向构建多级有效缝网转变;创新疏导排采控制技术,实现排采控制向优快高效转变;建立低压环状地面集输技术,实现地面集输建设模式向高效益转变。经实践,平均新建产能到位率由37%提升至84%以上,平均单井日产气提高为原来的1.6倍,达产时间缩短20%以上,新建项目地面建设投资降低20%。沁水盆地不同储层类型煤层气开发均取得产量突破,沁水盆地南部煤层气田年生产能力突破21×10^(8)m^(3),建成我国最大的煤层气田,有力助推了我国煤层气的战略性发展。

塔里木富满油田碳酸盐岩油藏压力能利用研究

碳酸盐岩油藏非均质性强,压力变化规律复杂,地面集输压力能充分利用可提高油田整体开发效益,是“双碳”目标下清洁生产、绿色发展、低碳发展的具体实践。通过对富满油田的理论和实际跟踪分析,确定油藏可用压力能趋势和持久性,坚定能自压不增压集输理念,按照油藏压力能和地面建设投资综合分析,选用不同压力级别设计。压力能利用方案为采油井口单井自压混输至计量配水站、计量配水站自压混输至接转站、接转站中压进站,油气分离后气自压、油增压分输至联合站。

临汾致密气集输管网增压方案设计与比选

针对临汾致密气气井产量和压力多样化、部分井口压力低于集输管网压力、管网集输能力受限等影响增产目标的问题,开展了临汾致密气集输管网特性分析和增压方案设计与优选,以提高管网集输能力。通过使用PNS管网仿真软件,建立了涵盖井口、井场、集气站、管道的系统性集输管网仿真模型,模型校准后展开致密气集输管网特性分析,确定了管网集输瓶颈与增压位置,然后就不同的增压模式、增压参数、增压方案进行仿真计算,最后从工艺适应性、经济性、设备选型等角度考虑,优选得出了临汾致密气集输管网的最佳增压方案,即在永宁1南干线大吉-平18支线、永宁2北干线大吉1-9支线进行线节点增压,该方案最适合临汾致密气的生产现状,增压效果最佳。

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。

基于风险的油田油气集输管线维护决策优化方法

将长输管道最优完整性维护决策方法——损失函数法应用于油气集输管线的维护决策优化。该方法以油田油气集输管线的风险检测和风险评价结果为基础,通过引入决策准则、后果函数、状态集及决策集等概念,并对油气集输管线失效后果量化,进而建立决策优化数学模型。通过计算各决策的损失函数确定最优的维护决策方案,应用此方法对某原油外输管线进行了维护决策优化,达到了较好的维护效果。

煤层气地面集输管网的瞬态水力热力计算模型

煤层气特有的排水采气特性与煤层气区块复杂的地形条件,都极易导致凝析水在煤层气管网低洼处聚集,致使管网压力波动更加明显而频繁,给管网安全运行与维护带来了较大的隐患。为此,基于两相流水力热力相关计算公式,利用管网节点法与大型稀疏矩阵的求解方法,建立了煤层气集输管网的瞬态水力热力计算模型。综合考虑管网所在地区的地形起伏情况,对不同时间条件下的管网各节点参数进行了计算,从而明确了煤层气地面集输系统水力热力参数随时间与集输距离的变化规律。结果表明:(1)各管沿线的质量含气率逐渐下降,持液率不断上升,并受到地形起伏的影响而发生较大波动;(2)积液多存在于管路前端地势低洼处的初始上坡段,并且在管网清管后运行20 h时低点持液率超过高点持液率的1.5倍;(3)随着管路的延长,气相流速不断增大,沿线饱和含水率不断减小;(4)管路全线压力随时间的增加而逐渐下降,在地形起伏明显的地区,受持液率变化的影响,压力也发生了小范围的波动;(5)积液的产生是导致管网压力波动的主要原因。

大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式

随着鄂尔多斯盆地大牛地气田的不断开发,气井压力逐渐下降,目前约有30%的气井压力已接近管网压力(不低于4.5MPa)。为了维持气田的稳定生产,同时保证气田天然气的正常外输,迫切需要采取增压集输工艺。为此,针对大牛地气田的气藏特点,提出了4种增压集输模式:①单井增压模式;②集气站分散增压模式;③区域集中增压模式(多个集气站集中增压);④首站集中增压模式。并分别从生产工艺、投资及运行费用、经济效益及生产管理等方面对上述4种增压集输模式进行了对比分析。结果表明:依次采用区域集中增压和首站集中增压的分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输工艺设备,既能最大限度地开发气田资源,又能满足管网外输压力的要求,是大牛地气田增压开采最优的增压集输模式。

煤层气地面开发及利用趋势探讨

介绍了国内外煤层气资源开发利用现状,分析认为"十三五"阶段我国煤层气开发的重点是地面煤层气开发。基于我国煤层地质条件及煤矿开采需求,介绍了地面煤层气开发中的压裂增透技术及煤矿区煤层气地面井抽采技术,分析了煤层气地面开发面临的政策和经济性问题,并提出相应建议。简述了地面煤层气利用方式,指出地面煤层气利用项目需要根据集输条件、气源规模和气源组成,选择恰当的利用途径。通过对地面煤层气开发利用情况分析,指出地面煤层气开发利用对提高煤层气利用效率具有积极意义,是未来煤层气开发利用的发展方向。

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。

海上高压天然气外输管道超压保护与动态仿真

当海上气田采用同一压力源进行高低压同时外输时,需重点考虑对低压外输操作进行压力和超压保护。以某海上气田的高压气集输系统为例,研究采用常规的压力泄放装置(PSV)和高完整性压力保护系统(HIPPS)进行保护的方案。受制于海洋平台的结构和重量,火炬长度受限,采用常规压力泄放的方案不可行,因此选择HIPPS超压保护方案。使用HYSYS动态仿真模拟技术,对海管进出口关闭或堵塞、卡球以及投产阀门未开等事故工况进行了动态模拟,结果表明,紧急关断阀和HIPPS可以对海管进出口关闭或堵塞事故进行超压保护,但由于仪表反应时间的影响,不能对卡球以及投产阀门未开的事故进行有效的超压保护,需要有针对性地采取降压清管和投产联锁等措施。

流动改进剂对含水原油集输极限温度的影响

在管道直径76、62、50mm，管长30m，实验管段长20m的实验管路装置上，研究了大庆采油一厂含水90％的采出液（简称含水原油）的流动特性。根据不同温度下（32～45℃的5个温度下）不同直径管路中含水原油的压力梯度～流量关系及油流是否维持连续而不出现间断段塞，测得该含水原油的极限（最低）管输温度为35℃。加入不同量流动改进剂DODE，在50mm管路内作相同测试，求得流动改进剂最佳加量为200mg／L，加剂含水原油极限管输温度为27℃。测得不同温度下压力梯度均随管径增大而下降，故增大管径可以降低极限输油温度。大庆油田所属9个采油厂在集输含水原油时使用DODE系列流动改进剂，输油温度下限由35～45℃降至20～30℃，降幅约为10℃。讨论了DODE的减阻机理：生成油珠粒径粗大的拟水包油乳状液；管壁形成亲水膜。图8表1参4。

国内M气田地面集输系统优化技术研究

国内M气田大多数低压气井已经进入低压输气流程,但部分低压井经过一段时间后,压力持续降低,不能维持生产,必须实施压力增降联动集输采气技术。为适应该技术,需要对该气田地面集输系统进行优化。最终选取了集中式压力增降联动集输采气工艺和国产2RDSB-2/G3512型往复式燃气压缩机组。

开发中后期气田地面集输系统调整优化模式与策略

基于中国石油西南油气田公司近60年的建设发展和近10年来老气田地面系统调整优化的经验,围绕“充分利用井口压能、充分利用已建能力”,以气井压力变化为基础,总结了地面系统在气田开发中后期不同阶段所面临的问题和相应的调整思路。并通过不同阶段优化调整对策的分析,形成了一套适用于不同阶段的地面集输工艺调整优化模式。①在气田稳产期末,实施气田内部老井增压和新老井高低压分输,保障气田稳产;②在气田递减期,富余装置采取关停并转和优化调配,提升负荷率,管网实施整体降压,节省能耗;③在低压小产期,进行增压机组工况改造、管网统筹协调以及低压气就近销售,减少低压低产井能耗,从而尽可能提高气田采收率。通过地面集输系统的整体分析和统筹调整,实现了地面集输系统优化改造的整体性和系统性。从应用效果看,该调整优化模式具有普遍适用性,可指导处于开发中后期的气田地面系统优化,降低生产综合成本,对提质增效具有现实意义。

高含硫气田集输系统增压模式优化研究

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。

油田集输处理系统一体化集成装置测评方法

油气田地面工程标准化设计工作开展以来,中国石油所属各油田研发和应用了多个一体化集成装置,为了进一步推广应用,采取了资料数据核查、现场数据核查以及关键性能指标检测的测评方法,对7个油田的13套装置进行了测评。以某油田的一体化电加热增压集成装置为例,给出了包括装置合规性、关键设备合规性、投产及生产条件、功能、现场操作安全性、劳动卫生和环保性、质量、自控水平、效率、计量器具等十项内容核查与测试的方法、过程和结果,为油田地面工程一体化集成装置的鉴定工作提供了依据。通过测评,可进一步推进集成装置的持续改进和完善,同时推动一体化集成装置向产业化、市场化方向发展。

井筒隔热技术在东胜气田开发中的应用评价

天然气开发中传统高压集输工艺和井下节流中低压集输工艺均存在一定的问题,为此,引入井筒隔热技术进行现场试验评价,基于试验数据和模拟论证,评价了隔热技术应用的可行性和经济性。现场试验及研究论证表明,单井采用井筒隔热技术后能够提高井口温度近20℃,集气站所辖气井整体采用井筒隔热技术后,进站温度均提升10℃左右,对应水合物生成压力大于5.8 MPa,满足不注醇、不加热中压集气生产要求,能简化生产管理、降低生产成本,提高开发效益。经济性论证表明,相比现有生产方式,2年可收回增加的投资,规模应用后经济效益更加明显。

20钢在集输系统中不同CO_2分压下的腐蚀行为

采用包括挂片失重、动电位极化扫描与交流阻抗(EIS)以及常规材料表征手段研究了20#钢在模拟现场含CO_2集输系统腐蚀环境中的腐蚀行为。结果表明:20#钢腐蚀速率随CO_2分压增加呈先增大后减小的趋势;腐蚀产物主要是FeCO_3晶体;腐蚀产物膜的状态和基体的腐蚀类型随环境中CO_2分压的不同而发生变化:当CO_2分压为0时,不能形成腐蚀产物膜,腐蚀为均匀腐蚀;CO_2分压为0.15MPa时,产物膜较为完整,腐蚀为均匀腐蚀;CO_2分压为0.30MPa时,20#钢基体表面没有产物膜覆盖且表现为典型的点蚀特征。FeCO_3所组成的腐蚀产物膜阴离子的选择透过性使产物膜对机体没有保护作用,反而会加速腐蚀。极化曲线显示,20#钢在含CO_2集输系统中的腐蚀主要以阳极溶解为主;交流阻抗数据表明20#钢的CO_2腐蚀有三个时间常数,中频感抗弧与中间产物的溶解吸收有关,低频容抗弧与腐蚀产物膜覆盖区的活化溶解有关。

马井气田增压系统运行优化研究

马井气田目前采用气田内部集中增压为主、边远井小型撬装增压为补充的互补型增压模式,其中MP53D增压机组的实际处理量为12.49万m^3/d,远小于其设计处理量(35万m^3/d),机组只能低负荷运转,运行稳定性较差;同时,部分未增压气井受管网压力制约严重,气田产量递减迅速,采输矛盾日益突出。为维持气田正常平稳生产,采用Reo软件建立了马井气田集输管网模型,并设计了11种增压开采方案进行优化模拟。研究结果表明,方案5为最佳增压开采方案,此时气田的总产量最高,增压机组消耗的功率低,机组运行稳定性好。优化后气田的总产量增加12.07万m^3/d,压缩机站总功率降低26 k W,MP53D压缩机组处理量增大6.92万m^3/d,机组运行稳定性提高。