海上特稠油掺水集输方案

以渤海某特稠油油田输送管道工艺设计为研究对象,在分析稠油管道降黏管输技术的基础上,对加热管输方案及掺水管输方案进行优选。利用PIPEFLO多相流模拟软件对掺水管输方案工艺指标进行优化设计,推荐掺水管输的技术指标及外输方案。     

海洋平台脱出污水再利用

以海上某中心处理平台为例,建立不同设计流程模型,研究脱出污水在工艺处理及外输设计中的再利用。结果表明:(1)脱出污水回掺流程可显著提高混合液温度,最大可提高10.5℃,降低加热负荷2 049kW;脱出污水在工艺处理中的再利用可提高油水分离效率,降低热站负荷,达到节能减排的功效。(2)脱出污水用于外输方案中,外输温度最大可提高17℃左右,延长海管入口安全停输时间5.5h,有利于海管的安全运行,相对其他掺水方案可节省下游平台处理操作费。     

基于模糊理论的凝析气藏反凝析程度评价

在凝析气藏的开发过程中,当井底压力低于露点压力后,地层中会发生反凝析现象,造成反凝析污染,已有的实验方法成本较高,数值模拟方法较为繁琐.以模糊数学为理论基础,考虑了井底压力、地层压力、生产气油比等多种影响因素,利用生产动态数据来判断凝析气藏的反凝析程度,方法简捷、判断准确.实例验证了方法的可靠性,对于凝析气藏的开发具有...     

考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法

水侵量计算是实现气藏高效开发的基础工作。基于水驱气藏物质平衡方程,利用生产动态数据计算水侵量是较为简便的计算方法,但对于凝析气藏来说,当压力低于露点压力后,凝析油析出,水驱气藏物质平衡方程不再适用。通过物质平衡原理,建立了考虑反凝析现象、水侵及岩石、束缚水和凝析油弹性膨胀的水驱凝析气藏物质平衡方程,推导出水驱凝析气藏水侵量计算方法。实例应用表明,与常规水驱气藏计算的水侵量相比,水驱凝析气藏计算的水侵量较小,其考虑了凝析油析出,计算的水侵量较为准确。     

海上高凝原油管道流动安全保障方案研究

海底管道是海上油气开发生产的生命线,高凝原油输送管道的流动安全保障问题尤其突出。以渤海某油田高凝原油安全输送为研究对象,对高凝原油输送管道(新建管道与依托老海管)的流动安全保障方案进行了设计。经管输模型计算可知:A—B2管道在2036年不满足安全输量,需要掺水外输;B2—C管道在2029年不满足安全输量,需要掺水外输。同时对联网供电油田的输送管网按照四种不同失电工况的海管置换方案进行了设计。通过分析及软件模拟,确定A—B2管道预热方案采用反向预热,预热水流量100 m3/h,预热时间4.1 h;B2—C管道采用B1平台水源井水通过海管输送至B2平台后进行预热,预热水流量70 m3/h,预热时间47.4 h。     

垦利油田高黏原油掺稀黏度变化规律

为了研究垦利油田高黏原油掺混稀油后黏度变化规律以满足依托式高效开发的要求,以垦利油田高黏原油为基础掺混周围3个油田的稀油原油,利用13种可能适合的掺混黏度预测模型进行预测,并将预测结果与实验值相比较、分析,认为各修正模型主要考虑了组分油之间的相互关系,使得其预测精度较原始模型高。各模型对垦利油田A高黏原油与3种稀油掺混后的黏度预测效果普遍随温度的降低而恶化,在较高温度下预测精度相对较高。Cragoe修正模型和Arrhenius修正2模型对目标油品的掺混均有较高的预测精度,能满足工程实际的需要。综合考虑预测精度和预测稳定性,推荐Arrhenius修正2模型作为垦利油田稠油A与周边稀油掺混后黏度的预测模型。     

雅克拉凝析气藏生产气油比异常因素分析

在凝析气藏的衰竭式开发过程中,当井底压力降至露点压力后,地层中流体发生反凝析现象,部分凝析油会滞留于地层中,导致采出物的组分变轻,生产气油比增大.但在雅克拉凝析气藏的开发中,当井底压力下降至露点压力以下时,大部分气井的生产气油比并没有上升,甚至部分气井的生产气油比大幅度下降.针对这一异常现象,通过动态分析、室内实验和数...     

渤海稠油油田注汽锅炉选型技术分析

根据渤海某稠油油田开发的特点,对注汽锅炉选型的关键因素(如:燃料选择,配置型式、规模,取水方式和余热利用等方面)进行研究,并提出相应的解决方案。研究表明:在海上稠油油田开发中,为减少运营费用,锅炉燃料应首选平台自产伴生气,然后是自产原油。注汽锅炉宜采用多台并联布置的立式锅炉,取水多采用海水淡化方式,并根据注汽锅炉特点进行烟气和锅炉水的余热综合利用。     

基于现场数据的海底混输管道水力计算模型适用性分析与优化

针对渤海油田海底管道网络原始设计模型预测结果与投产后实际运行数据普遍存在差异的问题,为提高新油田开发时在役管道依托校核的可靠性和准确性,基于现场实际运行大数据,通过数据分析、噪点消除、归类总结和反演对比等方法,对混输管道水力计算模型进行适用性评估和改进。从油品性质、气液比、含水率等角度筛选3条有代表性的海底混输管道,以经过优化处理后的现场运行数据为基础,对比不同水力计算模型的压降计算误差,从而确定各类海底管道的推荐计算模型。推荐的水力模型和修正方法可为其他类似管道提供借鉴,用于海底混输管道输送能力的深入挖潜,为未来渤海油田新油气田的依托开发提供依据。     

湿气海底管道清管分析与策略制定

国内某长距离湿气海底管道PL因地形复杂、环境温度低等原因,在运行过程中使大量积液滞留于海管中,将加速管道的内腐蚀或水合物生成,对海管的安全运行造成威胁,因此需要根据实际情况制定合理的清管周期和清管方案。通过分析将最大积液量法用于清管时机的判定依据,计算发现,该方法得到的清管周期过于短暂。主要是因为清管段塞量过大而不能被段塞流捕集器所吸收,于是提出4种减少瞬时段塞的清管方案。通过模拟计算分析并综合现场操作难易程度,最终确定较优的清管方案和合适的清管周期。为现场的安全清管提供技术支持。