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《石油规划设计》2017,(2)
由于二氧化碳驱采出液中气油比高,采出液中含大量二氧化碳气体,使得采出液物性、井口出油温度及压力与常规水驱、聚驱等驱替方式相比均发生变化,常规集输处理工艺不能很好地适应二氧化碳驱集输处理工艺需求。因此,大庆油田通过开展一系列先导性试验及工业化推广项目,不断摸索适用于大庆油田二氧化碳驱开发需要的集输处理工艺技术。介绍了大庆油田先导性试验及工业化推广试验的实际运行情况及应用效果,对二氧化碳驱集输处理工艺中的技术难点提出了几点认识。今后,大庆油田将根据前期先导性试验成果及工业化推广的实际应用情况,逐渐形成并完善一套成熟、可靠的集输处理工艺技术体系,实现油田的持续高效开发。 相似文献
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管道输送是油气运输的方式,然而在油气集输过程中由于腐蚀介质的影响,管道存在腐蚀泄漏的潜在安全隐患,严重时甚至对人民的生命安全产生威胁。本文对集输管道的水质腐蚀影响因素进行了研究。 相似文献
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利用X-射线衍射、电子探针、化学组成和夹杂物分析等方法系统分析了中国石油化工股份有限公司中原油田分公司某采油厂油气集输管道的失效机理,从而为集输系统腐蚀的有效防护提供了理论依据。 相似文献
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大庆油田三元复合驱驱油机理研究 总被引:17,自引:4,他引:17
从水驱后的残余油图象与三元复合体系驱替后的图象对比及残余油驱替过程入手,深入剖析了残余油在水驱和三元复合驱过程中的受力变化情况,阐明了各种残余油被三元复合体系驱替的内在原因:三元复合体系使油水之间界面张力降低和介质润湿性改变而引起的毛细管力和粘附力大大降低,甚至使毛细管力由阻力变为驱油动力,是三元复合驱驱替柱状残余油和簇状残余油的主要机理;三元复合体系降低粘附力和内聚力的作用是驱替膜状残余油的内在 相似文献
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随着我国社会经济的迅速发展,人们对油气运输方面的发展投入了越来越多的关注.石油以及天然气是我国重要的战略物资,在油气运输的过程中通常都是通过管道集输的方式进行的,而由于油气当中存在大量的具有腐蚀性的物质,因此在长时间的集输过程中,会对输送管道造成一定的腐蚀,进而引起管线的穿孔或者是泄漏,带来较大的安全隐患.因此需要采取... 相似文献
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K气田天然气中主要腐蚀介质为CO2和气田水中的氯离子。采用碳钢管道进行气田内部集输,使用1年左右碳钢管道发生了严重腐蚀。通过腐蚀调查和对典型管道腐蚀样品剖析检查,对腐蚀产物进行检测分析,采用了电化学测量方法测量在腐蚀环境中焊缝不同区域金属的腐蚀电位。分析结果表明:在发生腐蚀的阶段没有发现地层水参与腐蚀的证据,CO2是导致气田内部集输碳钢管道腐蚀失效的主要腐蚀介质;由于化学成分和微观结构的差异,焊逢与钢管母材金属在湿流体介质中形成了电位差,导致气田碳钢管道焊接区域发生严重腐蚀。焊接材料和焊接工艺对碳钢管道的CO2腐蚀有重要影响,对于含腐蚀性流体的气田,在进行内部集输工程建设设计和施工时,应开展焊接焊头抗腐蚀性评价试验研究。 相似文献
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高含硫气田在开发过程中,管道腐蚀是一个非常突出的问题,特别是长距离湿气集输管道,不同管段腐蚀程度差异很大,仅仅在管道的始末段设置腐蚀监测点很难全面有效地获得管道腐蚀的真实情况。通过对天高线B段管道流体特性模拟分析,研究影响管道腐蚀的主要因素,确定管道严重腐蚀的部位,为长距离集输管道腐蚀监测方法和位置的设置提供依据。通过与目前油气田使用比较成熟的非插入式在线腐蚀监测技术进行对比,本试验在腐蚀监测系统中增设了超声导波监测技术。1年的腐蚀监测试验结果表明,完善后的在线腐蚀监测系统使腐蚀监测信息更加全面有效。 相似文献
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邢晓璇 《油气地质与采收率》2020,27(3):106-112
泡沫作为驱油介质具有调剖和驱油的双重机理,分别采用渗透率级差为1∶3的非均质微观模型和并联填砂管模型,研究泡沫的微观驱油和液流转向机理,评价其对驱油效率的影响。非均质微观模型驱替实验结果表明,泡沫驱存在混气水驱油、表面活性剂驱油和泡沫驱油3个显著渗流区。混气水驱油渗流区的形成是由于泡沫的不稳定消泡,气体与泡沫液析出,气体窜进所致。泡沫破灭所析出的泡沫液渗流滞后于气体并乳化原油,形成了表面活性剂驱油渗流区。混气水驱油和表面活性剂驱油能够降低残余油饱和度,使得后续注入的泡沫保持稳定,从而起到调驱作用形成泡沫驱油渗透区。非均质微观模型的高渗透条带在水驱、泡沫驱和后续水驱过程中,波及系数由52.4%先升至100%后降至74.3%,后续水驱波及面积减小且突破高渗透条带后,低渗透条带不再见效,说明泡沫驱时的封堵作用在后续水驱时存在有效期,有效期后封堵作用失效。并联填砂管驱替实验结果表明,分流率及驱油效率随着水驱、泡沫驱和后续水驱的变化规律与微观驱替机理分析结果相吻合,进一步验证了非均质微观模型驱替实验的结论。 相似文献
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井下油套管二氧化碳腐蚀 总被引:3,自引:1,他引:2
采用高温高压动态腐蚀模拟试验与理论分析相结合的方法,研究了油气田常用的油套管材料N80钢、1Cr钢、3Cr钢和13Cr钢在井下高温高压动态(液相介质流速为2.62m/s)环境下的(20:腐蚀。结果表明,在温度为100℃和110℃、CO2压力为0.03MPa和1.488MPa的井下腐蚀环境中,油气田生产中常用的油套管材料的腐蚀程度排序为:3Cr〉1Cr〉N80〉13Cr钢;在此条件下的耐腐蚀能力方面,1Cr和3Cr钢没有表现出优势;13Cr钢具有良好的耐CO2腐蚀性能;N80钢和3Cr钢在井下油中的腐蚀轻微。 相似文献