分布式控制系统在油气田站场模块化中的应用

模块化模式较传统模式能更好地适应油气田地面建设工程,而作为重要组成部分的控制系统及其适应性问题就日益凸显。介绍了远程I/O和撬装I/O的分布式控制系统的设计思路和系统结构,依据现有工程项目案例分析了不同控制方案的硬件成本、施工、调试及维护等,并讨论了分布式控制系统现场控制柜的适应性和解决方案。以期为油气田站场模块化建设提供参考。     

断控岩溶主控的缝洞型碳酸盐岩内部溶蚀相带表征——以塔河油田10区奥陶系油藏为例

以塔河油田10区的典型井组为研究对象，在明确断裂主控岩溶的背景下，分析岩溶作用过程与缝洞空间分布的关系，揭示了研究区缝洞体内幕结构及油气生产差异机理。通过对钻井、地震、示踪剂等动态和静态资料的分析，将研究区缝洞储集体划分为洞穴型、孔洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型4种类型。结合地球物理描述与相似露头观察，分析断控岩溶作用下溶洞的发育过程，并建立基于成因演化的缝洞空间分布模式。岩溶作用下储层的发育具有分带性，依据该模式从内向外划分出4个溶蚀相带，分别是大型溶洞带、溶蚀孔洞密集区、缝洞联合发育体以及最外围的裂缝破裂带。不同的溶蚀相带其发育的主要储集体类型、储集物性、井震特征以及储量和产能情况有较大差异。在此基础上，结合生产动态资料所揭示的不同井之间的响应和连通情况，明确了研究区不同钻井分别钻遇了不同发育程度或演化阶段的缝洞溶蚀相带，且主要存在溶洞连通、缝洞连通和裂缝连通3种沟通方式。通过对缝洞溶蚀相带空间配置关系的有效刻画，采用确定性建模方法建立岩溶储层三维地质模型，并取得较好的数值模拟效果。     

埋地金属管道高压连续复合软管内衬修复技术研究与现场应用

针对服役时间长、长距离穿越季节性水域的埋地金属管道修复施工难题,开展了高压连续复合软管内衬修复技术研究与试验应用。高压连续复合软管由内衬层、增强层、保护层三部分组成,管道中间断管处接头连接方式为包裹连接,端部的连接方式为法兰碰头连接。结果表明:DN100/PN6.0管材平均爆破强度11.8 MPa,轴向拉伸强度192 kN,维卡软化温度77.3℃;建立的工艺计算方法可用于配套设备选型和施工长度设计,理论计算轴向拉伸强度192 kN,理论最大直线施工长度5.0 km,现场应用最大施工长度1.9 km;施工流程中管道清洗、焊瘤检测、扭矩释放是施工作业流程的关键控制点。该技术可提高施工时效50%,节省工程费用20%~30%。     

塔中隆起中-下奥陶统岩溶水文地貌条件及控储机制

塔里木盆地塔中隆起中-下奥陶统古岩溶储层是深层碳酸盐岩油气勘探的重点目标。基于地震数据分析和地震属性提取，对塔中隆起的岩溶古地貌和古水文结构进行了精细刻画；通过钻井和成像测井对比、岩心和岩石学薄片观察，揭示了古岩溶储层空间分布的差异性；探讨了水文地貌条件对储层发育的控制作用。研究结果表明：①塔中隆起的中央主垒带位于古地形平坦的岩溶高地，发育以裂隙-扩散流为代表的流场结构；北斜坡带位于地势相对陡的岩溶斜坡，有利于形成顺层-径流的水流样式。②中央主垒带储层以裂缝-孔洞系统为主，为表层岩溶带的产物，其平面分布受控于NE和NWW向断裂；北斜坡带发育规模不一的孤立洞穴和多层溶蚀孔洞，其岩溶垂向结构相对完整。③由于水文地貌条件的差异，中央主垒带和北斜坡带分别形成了"裂隙-渗流"和"顺层-径流"表生岩溶储层发育模式，为储层预测提供了理论依据。     

采油生产的安全管理措施

为了提高油气产量,顺利完成采油生产任务,优化采油生产技术措施,才能达到预期的生产管理的目标。由于石油和天然气具有易燃、易爆、有毒、有害的特性,需要重视安全生产管理工作,才能避免发生严重的安全事故,影响到人员的健康,给采油生产带来危害。     

高压复合软管内衬修复技术在塔河油田的应用

为解决塔河油田集输管道腐蚀穿孔严重状况,采用高压复合软管内衬修复技术对老旧管道进行内防腐层修复。首先简要介绍了高压复合软管结构特点、高压复合软管内衬修复技术的特点;而后较为详细地介绍了修复工艺应用的工程概况、内衬管管材选择、现场施工工序、施工难点及技术措施。应用高压复合软管内衬修复技术在塔河油田一次最大修复管道长度2.93 km,修复后管道设计压力4.0 MPa、设计温度70℃。管道修复至今未发生因修复管道管径缩小而导致井口回压高和管道泄漏污染事件。     

延长掺稀流量计寿命浅析

某油田掺稀降黏工艺需通过流量计调整掺稀用油量,由于前后端压差大导致流量计使用寿命缩短,为减少流量计阀芯刺漏频次,设计出一种掺稀减压阀,该装置位于流量计前端,通过毛细液体通道、油嘴、高压微调针型阀实现压力逐级降低,减少流经流量计前端压力,降低流量计前后端压差,延长掺稀流量计寿命。2015年应用在8口井掺稀减压阀,平均单井月减少油井异常1井次,节约阀芯2个。     

基于修正幂律模型流体的柳叶形扶正器旋流规律及应用

为提高注水泥过程中水泥浆顶替效率，国内外愈来愈多地使用旋流扶正器。但是，目前旋流扶正器结构参数主要靠经验设计，缺乏理论基础也没有相关行业标准。针对依据文丘里效应设计的柳叶形旋流扶正器，基于修正幂律流体模型，构建了旋流扶正器旋流长度计算模型。通过数值模拟对旋流扶正器井下旋流规律进行研究，推导出了旋流扶正器在修正幂律流体条件下，周向平均速度和完全顶替的临界速度公式。基于旋流扶正器井下旋流规律，分析了井眼环空结构、流体性能、井下井壁附着力对水泥浆顶替效率的影响，优化了柳叶形旋流扶正器旋流角、扶正棱长度、扶正棱有效体积和扶正器高度等设计参数。对比分析了柳叶形与常规旋流扶正器在不同工况下的旋流长度，柳叶形扶正器的旋流长度比常规扇形平均提升了32%，比常规梯形扶正器平均提升了47%。柳叶形扶正器在新疆顺北油田顺北3井等20多井次超深井应用，应用井固井质量明显优于常规扇形的旋流扶正器。     

采用不同表面活性剂制备的绒囊流体性能特征*

为揭示不同结构表面活性剂制备的绒囊流体性能特征,分别采用十二烷基硫酸钠(SDS)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、烷基酚聚氧乙烯醚(OP-10)、十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)和改性多糖制备了系列绒囊流体,研究了所得绒囊流体的流变性能,考察了温度、NaCl和盐酸对绒囊流体流变性能的影响。结果表明,采用不同表面活性剂制备的绒囊流体流变性能有较大差异。用SDS制备的绒囊流体表观黏度最大,CTAB的次之,再次的是SDBS,OP-10制备的绒囊流体表观黏度最低。绒囊流体的黏度与温度呈现独特的变化关系:在温度较低时,黏度随温度的升高而降低;当温度达到约80℃时,黏度随温度升高而降低的趋势变缓;当温度升至约100℃时,黏度不再随温度升高发生明显变化。当温度高于120℃时,SDS、OP-10和CTAB制备的绒囊流体的黏度值相当,SDBS的黏度最小。绒囊流体在140℃高温下的黏度稳定性按所用表面活性剂排序如下:OP-10CTABSDSSDBS。以SDS、SDBS、OP-10和CTAB制备的绒囊流体加入2%NaCl后的表观黏度变化率均小于10%,具有良好的耐盐性能。绒囊流体的耐酸性按所用表面活性剂排序如下:CTABOP-10SDS、SDBS。制备耐酸性绒囊流体应选用阳离子表面活性剂,采用阴离子表面活性剂SDS、SDBS不能制备出耐酸性能良好的绒囊流体。图1表9参13     

塔河河道砂油藏水驱特征及改善水驱技术研究

塔河油田碎屑岩河道砂油藏目前共有10个,采出程度12%,综合含水58.4%,标定采收率27%。目前该类油藏在开发过程中暴露出地层能量不足、部分注采井组动态响应不明确及部分注水井组水窜等问题,整体注水开发效果逐渐变差,且同一河道砂油藏中注水井组间水驱效果差异也较大,亟需针对河道砂油藏开展以井组为研究目标的注水水驱特征和关键影响因素研究,同时针对问题和认识,探索改善河道砂岩油藏注水水驱技术,为下步河道砂油藏改善注水效率提供技术支撑。在地质研究的基础上,选择河道砂油藏典型区块分析注水开发状况,开展注水水驱特征研究;结合油藏地质特征,分析河道砂油藏注水水驱效果影响关键因素;并通过针对影响水驱效果因素,利用油藏数值模拟方法开展河道砂油藏改善水驱技术研究。