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。

油田集输管道的腐蚀机理及防护对策探讨

为提高油田管道系统的安全性和经济效益,本文以某油田集输管道为例,对其腐蚀现状进行详细分析并揭示腐蚀机理,同时有针对性地提出防护措施。研究结果表明,该管道的腐蚀形态主要为点状和孔洞状,且腐蚀主要受温度和H2S分压的双重影响。以期能为油田管道腐蚀防护提供理论支持与实践指导。

氟表面活性剂在油田领域的应用

概述了氟表面活性剂在油田钻井、采油和集输领域的应用。氟表面活性剂具有高表面活性、高热稳定性、高化学稳定性和憎水憎油性等特点,被广泛用作油田钻井中的降滤失剂、助排剂;油田采油中的驱油添加剂、原油破乳剂、酸液缓蚀剂;油田集输中的稠油降黏剂、原油降凝剂、原油蒸发抑制剂、燃油增效剂、油罐防腐剂;也可作为油田污水杀菌剂。开发新型氟表面活性剂类油田化学品具有一定的经济和社会效益。引用文献23篇。

HRB-4型生物破乳剂在纯梁采油厂的应用

从HRB系列的7种生物破乳剂中选出了对纯梁含水原油脱水效果最好的生物破乳剂HRB 4。HRB 4为含微生物细胞体≥10%、密度0.95～1.0g/cm3的悬浮液,加量为100mg/L时对纯梁首站、纯西站、正理庄站含水原油的90min脱水率分别为99.0%(55℃)、95.0%(50℃)、91.1%(50℃),均高于相同加量的现用油溶性化学破乳剂BSH 06的脱水率,而且脱出污水的含油量降低27%～49%。加量为80、90、200mg/L时,较难脱水的正理庄原油55℃、90min脱水率分别为69.4%、89.3%、95.2%。在日处理液量2×103m3、日输油800t、输油温度50℃、使用BSH 06破乳的正理庄输油站进行了为期21天的HRB 4应用试验,HRB 4在加热炉前加入,分阶段将加量从120mg/L降至100mg/L再降至87.5mg/L,分离出的原油含水维持在1.5%左右,输油管线回压由0.5MPa降至0.4MPa,分离出的污水含油平均由526mg/L降至170mg/L。HRB 4已在纯梁采油厂各站普遍应用,HRB系列生物破乳剂已推广至胜利油田其他采油厂。讨论了破乳机理。图3表5参3。

聚环氧琥珀酸用于涠洲12-1海上油田生产系统防垢

涠洲12-1海上油田地层温度120℃,除油井井筒内产生硫酸钡锶Ba0.5Sr0.5SO4和硫酸钙CaSO4.H2O混合垢外,平台生产系统内的结垢几乎全部(96.3%～98.8%)为硫酸钡锶垢:Ba0.5Sr0.5SO4,Ba0.75Sr0.25SO4,Ba(SO3)0.3(SO4)0.7。通过马来酸盐环氧化及碱中和得到的环氧琥珀酸PESA,在150℃加热10小时后其红外光谱图无明显变化。按行业标准规定的方法,在50～120℃测得PESA对硫酸钡垢的防垢率随加量增加而增大,达到最大值后略有降低,加量5mg/L时约为85%～86%,加量25～50mg/L时不低于93%。PESA已使用于涠洲12-1海上油田,在井口连续加药,加药量30mg/L,平台生产系统结垢大量减少,按成垢离子浓度计算,防垢率超过85%。

陆上油田油气集输站场安全现状评价探讨

陆上油田油气集输站场安全现状评价的目的是根据该类站场安全管理和设施设备运行现状,查找出生产运行过程中各个系统存在的事故隐患,并提出针对性、技术可行性、经济合理性的安全对策措施建议。本文从安全管理和安全技术方面对油气集输站场安全现状评价的重点、存在的主要隐患、隐患产生的主要原因进行了阐述,对于加强油气集输站场的安全管理、生产过程中的安全运行和隐患治理资金的合理投入具有一定的现实意义。

油气集输管线焊接质量安全评价

为综合改善和提高油气集输管线焊接质量及其安全监督管理水平,针对油气集输管线焊接质量寿命及其安全问题,采用理化性能检验,显微组织、无损探伤以及断口显微分析等检验方法,对焊接管道质量安全进行综合评价。通过分析某集输管线焊接管道整体性能,对油气集输管线焊接管道化学成分、力学性能、硬度以及使用过程中产生的缺陷进行了综合检测和评价,具体分析了管线及焊缝处疏松、夹杂等缺陷,并通过显微观察断面形貌判断断裂方式,通过X-rays无损检测方法对缺陷进行验证。结果表明,管线在高压服役条件下,经长时间的疲劳作用发生应力集中从而造成管线的破坏。据此提出了油气集输管线焊接质量及安全性控制要点,分别从焊口检查、钢管对口、预热、焊接过程控制以及焊缝返修等提出了对焊接工艺的改进措施,以期为油气集输管线焊接管道的生产建设和安全运行提供保障。

葡萄花油田转油站系统生产运行方案优化

葡萄花油田已经进入高含水期开采,地面集输系统的负荷下降,系统效率降低,生产成本费用逐年增加.为实现油田生产高效、低耗和效益最大化,以系统生产运行费用最小为目标函数,将井口回压、井口掺水压力、原油进站温度、加热炉运行负荷等作为约束条件,建立转油站集输系统生产运行方案优化数学模型.根据模型的结构特点,提出分层次优化的求解策略.某区块现场应用结果表明,优化后系统耗电量比优化前下降20.43%,耗气量下降17.72%,综合能耗费用下降18.61%.

辽河油田地面化学剂应用现状及前景展望

本文概述了辽河油田稠油、高凝油开采和集输化学剂的应用状况，提出了存在的问题，展望了发展前景。

油气水分离设备仿真与应用

为建立海上油田集输系统仿真流程,以三相分离器为例对油气水分离设备进行仿真。在已知分离器结构尺寸、处理液性质、处理量以及操作条件的基础上,将理论计算法与人工神经网络法相结合,预测三相分离器出口原油含水率;建立油、气、水流量及出口温度数学模型,并利用Matlab与C++Builder语言开发仿真软件。由软件模拟仿真可得到油、气、水流量,出口原油含水率、温度及能流图。经现场应用测试,仿真结果满足工程允许误差要求。利用该仿真软件可快速、高效的得到不同工况下设备出口运行参数及能耗情况,进而优选运行工况,实现集输系统节能降耗,具有一定工程应用价值。

高含水期油田地面工程现状及发展趋势

随着油田开采时间的不断增长,国内外很多油田都进入了产能后期,都面临着相同的问题:采出油含水率高,以及由此带来的一系列问题(脱水能力不足、原油集输与处理系统运行效率和设备利用效率下降及生产成本过高等)。在解决高含水期油田集输问题上,国内外都积累了一些成功的经验,文中对脱水能力不足,原油集输与处理及设备利用率等方面进行了详细阐述,也对高含水期油田地面工程以后的发展方向提出了见解。

基于多因素影响的高含硫气田集输系统清管作业的定量风险评价

高含硫气田集输系统清管作业是维护湿气集输安全的重要措施,若清管作业操作不当,则不仅会影响工艺安全,还容易造成燃烧爆炸、中毒等事故,因此有必要进行清管作业定量风险评价方法的研究。针对清管作业中风险最大的作业步骤,基于多因素影响建立模型进行泄漏风险分析,该模型充分考虑组织因素、行政管理、个人特性、技术系统特性、任务特性等风险影响因素对泄漏风险的不确定性影响,并给出了算例。结果表明,利用该模型考虑到组织、管理、员工对清管作业风险的不确定性影响,可为清管作业安全管理提供参考。

塔河油田高矿化度污水集输系统缓蚀剂SDH-1的研制

针对高矿化度条件下油田污水集输系统腐蚀特点,利用松香、油酸、羟乙基乙二胺及氯乙酸钠,通过酰胺化、环化及季铵化反应,加入乙二胺四亚甲基膦酸钠,研制出耐高矿化度缓蚀剂SDH-1。采用傅里叶变换红外光谱、气质联谱对缓蚀剂SDH-1进行了结构表征,评价了其对20#钢的缓蚀性能,考察了其阻垢性能、破乳性能;通过等温吸附行为研究和极化曲线测定,分析了缓蚀机理。结果表明,缓蚀剂SDH-1质量浓度为30 mg/L时,在矿化度为243 063 mg/L地层水体系中缓蚀率达90.47%,阻垢率为85.96%,分水率为96.3%;缓蚀剂在金属表面的吸附符合Langmuir吸附等温式。缓蚀剂SDH-1是一种以抑制阳极腐蚀为主的复合型缓蚀剂,与市售缓蚀剂相比,其缓蚀效率提高12%以上,可有效减缓高矿化度条件下管道钢材的腐蚀速率。

国内外海上油田油气集输及配套技术现状和发展趋势浅析

对国内外海上油气集输技术及其有关设备的现状及发展趋向进行了调研与分析,提出了为消灭落后的差距,中国工业应采取的措施和应作出努力的建议。

缓蚀剂在油气田集输系统的应用与研究进展

介绍了油气田集输系统的主要腐蚀类型,概述了近年来油气田集输系统缓蚀剂的研究进展,并提出了今后油气田集输系统缓蚀剂的发展趋势。

防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中的应用

针对进入油田开发中后期出现的高含水油田集输管线腐蚀、结垢日益严重,使用周期短,更换报废频繁等问题,对其腐蚀、结垢原因进行了系统分析,指出了高液量、高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质、压力温度变化等因素是造成集油管线腐蚀结垢的主要原因。近几年,通过采用非金属管线替代普通钢管线、“一站双线”的流程、异水型水分输、旧管线修复内衬防腐、大站分水、酸洗除垢、防垢剂防垢等综合配套技术,提高了高含水期集油管线的有效使用周期,管线腐蚀结垢状况得到极大改善,从而提高了油田综合开发效益。

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。

数模融合驱动的集输管道内腐蚀预测

为提升天然气集输管道内壁腐蚀深度预测精度,基于腐蚀机理模型与高斯过程回归(GPR)建立了数模融合驱动的管道内腐蚀深度预测模型。将GPR引入管道内壁腐蚀深度预测中,首先根据腐蚀深度物理模型得到线性腐蚀增量模型,并将其融入高斯过程线性核函数中;然后进一步将平方指数核函数融合至上述核函数中,提高模型局部学习能力,构建用于腐蚀深度预测的Velázquez-GP模型;最后以重庆气矿天高线B段管道内壁腐蚀监测数据为研究对象,探讨了Velázquez-GP与Velázquez模型、GPR法、GM(1,1)法及RPGM(1,1)法预测结果的差异。结果表明,Velázquez-GP的预测结果与实际值吻合情况最优,相对误差分布在-8%~8%,且持续20个月相对误差介于-2%~2%,均方根误差(E_(RMS))为3.8243μm,平均绝对百分比误差(E_(MAP))为2.0467%,各项评价指标均优于4种对比方法,证明了所建预测模型具有更高的预测精度及泛化能力,可有效并长期实现对管道内壁腐蚀深度的预测。

油田油气集输储运工艺设计技术研究

本文首先对油气集输储运的情况进行简单的介绍,在此基础上进一步分析影响其效率的因素和对其进行优化的必要性,最后提出目前阶段的工艺设计方案和下一步的发展需求。

油田地面建设设备安装与集输管道施工技术

在油田地面建设中,其设备安装与集输管道施工质量直接关系到石油资源的安全、可靠运输,对油田供油能力有着巨大的影响。鉴于此,本文便对油田地面建设设备安装与集输管道施工技术进行相应的研究,以期能够提高油田地面建设水平,为石油资源的稳定、安全供应提供技术支持。