海洋石油行业生产设施远程监控手段分析

文章通过对海洋石油行业所面临的海上作业设施怎样实现安全有效地监控和管理，从实际的安全生产管理角度出发，分析介绍了在海洋石油行业中的多种用于安全监控管理的信息化系统。这些监控系统在海上安全生产、提升安全生产管理水平、提高应急响应处置能力等方面发挥着重要作用。

海上油气田生产工艺系统优化实践案例

为了使工艺系统适应开发后期的油气田生产变化,中海石油(中国)有限公司在海上油气田生产工艺系统优化方面进行了积极尝试,积累了一些成功案例。文中对3个典型案例进行了总结,旨在说明生产工艺系统优化改造在控制生产成本、增加油气田产能、满足生产安全环保要求等方面的重要作用,对海上其他油气田开发生产具有借鉴意义。

海上电潜泵生产油田产量优化方法及应用

潜油电泵是一种重要的机械采油设备,随着技术的进步及变频设备造价的降低,利用变频设备对电泵进行控制已经成为了一种发展趋势。从电泵井的产量调节角度出发,综合考虑平台能力的限制,提出了电潜泵生产平台产能的分析方法,为实现海上油田的智能化奠定了基础。

基于Apriori算法的石油钻井电气设备故障诊断方法研究

传统石油钻井电气设备故障诊断方法,准确率无法达到要求,分析石油钻井电气设备故障特点,在传统方法基础上提出了一种基于Apriori算法的故障诊断方法。该方法根据故障数据特点提取故障数据,在MapReduce计算框架中对故障数据进行扫描分析,增加算法的执行能力。深入挖掘故障数据的关联规则,确定在发生故障时数据的关联性,实现石油钻井电气设备的故障诊断。实验结果表明,所提方法能够准确地判断出电气设备状态和特征之间的变化关系,准确地诊断设备故障,为故障维修提供可靠依据。

海上稠油聚合物驱开发指标定量表征

考虑到渤海稠油油藏的复杂性,需要定量评价不同类型油藏聚合物驱的开发指标。笔者建立了适合稠油聚合物驱开发指标定量表征模型,具有3个有明确物理意义的特征参数,包括累积注聚量下极限采收率、模型导数曲线拐点处的累积注入量等参数。利用该模型定量表征了渤海油田不同类型油藏聚合物驱开发指标。与数值模拟相比,绝对误差基本控制在0.5%以内,平均相对误差也能控制在4%以内,满足定量评价聚合物驱开发指标计算需求。该模型易于确定特征参数,且具有较好的外推性,可用于工程问题中类似增长曲线的拟合和预测。

海上稠油油田热水化学驱油技术研究

热水化学驱技术通过热水与化学药剂有机结合,可在吞吐热采的基础上进一步提高采收率。基于渤海N油田实际地质油藏参数,将提高采收率值和经济指标作为目标函数,开展了驱油体系评价实验和数值模拟研究,优化设计影响热水化学驱增油效果的热水温度、药剂浓度、药剂用量等注入参数,并对比分析了多元热流体吞吐和热水化学驱两种热采技术的开发特征和效果。结果表明:随着温度的升高,化学药剂改善水油流度比和降低原油黏度的作用被削弱,热对提高采收率起着主导作用,但温度高于115℃后,提高采收率值增幅减缓,经济指标快速下降;随着化学药剂浓度的增加,提高采收率值单调递增,浓度在1500 mg/L时经济指标达到峰值,之后出现下降的趋势,药剂效率降低;化学剂总体用量控制在0.25~0.30 PV。实例计算表明,热水化学驱将受效半径从80 m扩大到400 m,更能有效动用注采井间的储量,采收率提高4.8个百分点,吨剂增油量31.7 m^(3)/t,建议渤海N油田在多元热流体吞吐后转换为热水化学驱方式,以持续保障油田产量。

砂岩储层酸化的新型螯合酸液体系研制

砂岩储层基质酸化采用常规土酸体系酸化时存在酸岩反应速度快、有效作用时间短、近井带过度溶蚀等问题,且酸化过程中产生的氟硅酸、硅铝酸、氟化钙沉淀,硅胶薄膜扩散及沉淀,会对储层造成严重的二次伤害。为此,研制了一种对岩石骨架溶蚀能力强,同时又能对酸化可能出现的沉淀有效抑制的新型可降解有机螯合酸体系。通过实验对该种新型螯合酸的性能进行了分析,主要考察螯合酸对钙、铁、铝、镁等容易成垢的金属离子的螯合能力,螯合酸缓速性能、腐蚀性能、酸化流动效果及微观扫描电镜分析等。结果表明:该螯合剂与常规无机酸配伍性好,对铁、钙、铝、镁离子螯合能力强,腐蚀速率低,缓速性能好,岩心酸化流动后渗透率提高幅度大,且酸化前后岩心端面扫描电镜结果显示该新型螯合酸酸化能够有效稳定黏土及微粒运移,同时也能够形成明显的溶蚀孔洞。

BZ25-1低渗透油田压裂水平井参数优化

为研究海洋低渗透油田压裂水平井参数,针对BZ25-1油田目前地质、开发特征,应用Eclipse软件建立压裂水平井机理模型,对低渗透压裂水平井参数进行优化。结果表明:BZ25-1油田水平井的水平段最优长度为400 m;水平段最优位置为储层中部;最优压裂裂缝条数为4;最优裂缝半长为90 m。研究结果为类似油田压裂水平井参数优选问题提供了思路和借鉴。

漏磁内检测数据中的管壁缺陷特征提取方法

提出一种管壁漏磁数据的管道缺陷特征提取方法,该方法利用管道内检测装置的轴向数据作为特征提取数据,通过磁场强度和像素的映射关系将单轴漏磁数据转换成灰度图像,并对图像进行滤波处理,通过简单判断找出缺陷的可能位置,再用一个检测阈值对图像进行二值化处理,然后通过连通和链码确定缺陷的边界,实现缺陷特征的提取.最后以一个实际含有缺陷的灰度图像为例验证了提出方法的有效性.

国际标准化组织天然气技术委员会2015年标准化进展研究

介绍了ISO/TC 193直属工作组、SC1"天然气分析测试"和SC3"天然气上游领域"分委会在2014-2015年间开展的天然气产品和分析测试技术国际标准化项目的发展动态,以及ISO/TC 193在2015年新发布的标准和2015年新开展的标准制修订工作情况。结合中国天然气分析检测行业的技术和标准化发展情况,提出了下一步中国天然气产品和分析测试技术标准化的工作建议。

基于三轴漏磁与电涡流检测的管道内外壁缺陷识别方法

提出一种用于管道检测中内外缺陷识别装置方案及识别方法,分别通过三轴正交霍尔传感器和电涡流传感器对管道进行检测,将采集的电压信号经由放大滤波、A/D转换进行信号处理后,将漏磁数据存储下来,将存储数据导入上位机软件,训练出SVM分类机后对这些数据进行分类,甄别出缺陷信号,剔除由于管道自身结构影响所产生的干扰信号。再判断漏磁检测出现缺陷异常时,电涡流是否同样检测到缺陷异常,若电涡流的检测未出现异常,则证明管道有外部缺陷;若电涡流的检测出现异常,则证明管道有内部缺陷。利用本方法进行管道缺陷内检测时,可以更准确地识别内外缺陷。

海上多元热流体热力开采技术研究与实践

蒸汽吞吐和蒸汽驱技术是稠油开采的一项有效技术。对于条件较好的稠油油藏,这些工艺的采收率可以达到30%以上。然而,海上稠油油藏储层较薄、埋藏较深、热量损失和蒸汽干度低等情况会严重影响热采的经济性。多元热流体热力开采技术针对海上油藏特点,指向油藏注入蒸汽和非凝析气体,注入的气体不仅扩大了热采影响范围,而且与注入的热量协同降黏,从而降低热采温度要求,减少热量损失,提高热采的经济性。在此技术思路下,在南堡35-2油田南区开展了热采室内实验、数值模拟研究及海上先导性试验,显示海上稠油采用多元热流体热力吞吐开采的增产效果显著,单井平均日产量由冷采时的10～20m3提高到50～60m3,有效期达300～400d。现场应用中,多元热流体发生器及配套注入设备运行良好,地面工艺流程满足了海上热采需要。

海上典型注聚油田产出液处理问题及措施研究

结合渤海绥中某注聚油田采出液处理出现的问题,深入剖析了该油田产出液处理能力下降的原因,确定物流温度达不到设计要求、含聚污油泥水二次污染、设备适就性差、清水剂与聚合物不配伍等因素是导致该油田产出液处理能力下降的主要因素。从处理设备结构优化改造和药剂优化等方面开展治理措施研究,为全面解决海上注聚油田采出液处理问题进行探索,并提出今后技术发展的方向。

海上低渗透油田开发基本矛盾和主控因素研究

根据低渗透油藏储层孔喉细小、流体流动困难、孔隙度低、储量丰度较低等地质特点,以及采油井自然产能低、注水井吸水能力差等开发特点,针对海上油田的开发条件,研究了海上低渗透油藏开发的极限注采井距、平面波及系数和纵向动用程度、注采平衡等问题,分析了海上低渗透油藏开发所要解决的三个基本矛盾,即"少井开发"与"建立有效注采"的矛盾、"高效动用"与"波及程度低"的矛盾、"高速开发"与"注采不平衡"的矛盾,指出矛盾产生的主控因素是海上油田开发井少,导致原因是海洋环境和开采高成本。在此基础上,研究了实现海上低渗透油藏有效开发的技术突破方向,指出应从提高单井产量、降低单井工程投资分摊两方面入手,在井型井网和注采方式上探索有效开发新模式。

海上油田沉积微相精细刻画方法——以珠江口盆地E油田为例

海上油气田因钻井环境限制,基本以平台多分支井开发为主,井型主要为大斜度井、水平井,也有少量直井。因此区域内井网密度小、井距大,储层精细认识难度大。特别在井间、无井区,单砂体刻画及类型划分是难点。以珠江口盆地E油田为例,基于岩心及井震联合波形指示模拟,利用直井垂向确定沉积微相类型、地震属性约束砂体平面发育趋势、波形指示模拟垂向特征确定无井区沉积微相类型及边界、水平井测井横向变化精细界定沉积微相边界等技术手段,结合实际研究区资料,形成了一套海上稀井网多水平井条件下井震结合的沉积微相精细刻画方法,明确了研究区重点层沉积微相类型及其平面分布特征,为后续基于单砂体的精准开发奠定了基础,为科学的地质导向提供了依据。

带油环边水气藏水平井开发优化设计

锦州×油气田为一个带油环的层状边水凝析气藏,气区部署的气井肩负联合对外供气任务。在开发中,为了减缓气油界面上升,防止油环锥进入气区干扰气井稳定生产,同时避免油环锥进入气区成为死油而无法采出,降低油环的开发效果,因而在油环区部署水平井,与气井同步生产,保持气油界面的稳定性。文中通过数值模拟手段,对水平段纵向位置、水平段长度、合理采油速度等参数进行研究和优化设计。实际生产动态表明,优化设计的水平井能延缓边底水锥进和保持气油界面的稳定,提高了油气田的整体开发效果。

海上底水油藏水平井自适应控水技术

海上油田具有储层物性好、单井液量大和水平井水平段长等特点,水平井开发底水油藏时容易形成底水脊进,底水突破后含水迅速上升,出现水淹,造成产油量降低,严重影响油田开发效果。针对海上油田水平井控水难点和高含水特点,以室内实验研究为基础,以现场试验为手段,开展了新型控水技术研究与应用。结果表明,自适应控水技术具有“主动式”控水功能,无需找水,可实现全井段均衡控制,有针对性地抑制出水层位生产,促进产油段生产。自2017年以来,开展现场试验39井次,措施井平均单井日增油量45 m3,较措施前提高产量3.2倍,平均单井含水率降低19%;调整井平均单井日产油量200 m3,平均单井含水率45%,油井初始含水率、含水上升速度均远低于邻井,延长无水或低含水采油期1.5 a以上。

海上采油工艺新技术与实践综述

结合"十一五"期间海上油田开发生产所面临的挑战,介绍了采油工艺方面探索和取得的新成果。

海上油田注水井安全监测方法及实施方案

海上油田注水井层间跨度大,层间关系复杂,最高允许注入压力计算方法具有不确定性,这些不利因素给注水井多层配注安全带来困难,目前尚未有一套成熟的监测方法与手段。基于海上注水井注入压力与流量监测,提出一套注水井安全监测方法及实施方案。目前该方法已在海上油田实施应用,在保障注水井注入安全的前提下提高了注水井的注入量,进而实现了油田的配注指标。

海上注水油田多压力注水系统可行性分析

注水开发是海上油田开发的重要手段,尤其对于进入中高含水期的老油田,注水关系到了油田的稳产与增产。但是注水系统也是海上油田的耗能大户,占到了海上油田总能耗的30%~40%。目前国家对节能减排的要求越来越高,同时海上众多老油田由于电力紧张限制了产能的提高。目前海上注水开发油田一般仅设置一个压力等级的注水系统,对于注入压力低的注水井在井口对高压水源进行节流注入,造成了注水系统的大量能耗损失。文章从压力分配、能耗分析与经济对比等方面进行综合分析,论证多压力注水的可行性。