随着油田进入高含水开发后期,采出液含水率不断升高,凝固点、黏度随之降低.经现场实验,高含水油井可实现低于原油凝固点集输,凝固点已经不适宜作为指导集输温度的唯一条件.为了在安全生产的前提下最大限度地降低集油温度,通过室内试验明确某油田原油粘壁特性,并根据所得的结果指导现场开展不加热集输试验,取得了试验区掺水量下降90%以上、回压控制在0.8 MPa内的效果.试验结果表明,可以利用临界粘壁温度指导高含水油田采油井不加热集输,为油田低能耗生产提供了依据.
输油场站周界的安全是保障油气管道安全运行的重要前提,使用振动光纤传感技术探测输油场站周界出现的异常振动进行周界安全预警,具有现场无源、探测灵敏等优势.但在利用光纤传感高灵敏度特点的同时,需要解决在复杂运行环境下的误报问题.通过时频分析,干扰源和入侵攀爬引起的频带增长具有一定差异性,通过对不同范围的频带能量进行提取和计算特征,并针对其信号特点设计对应的报警算法,可以有效区分干扰和入侵信号,提高报警正确率.同时提出一种根据环境状态自动调整各探测单元报警策略的机制,有效提升了系统的运行效果.经过模拟入侵测试和长期运行统计,系统对入侵行为准确报警的同时,误报率低于3次/月.该系统的应用为输油场站周界安全提供了可靠保障.
大庆油田萨南开发区持续开发 60余年,随着采出液含水率不断升高、原油产量逐步下降,开发效果差、系统效率低、运行成本高等问题日趋严重.为解决上述问题、达到提质增效的目的,萨南开发区在产能建设工程中采取"三优一减"等措施,并对地面系统进行了优化调整.在产能建设工程中,采用"总体规划、分期实施"建设模式,地面布局总体优化,并充分利用系统剩余能力及新技术新工艺,控制建设规模、满足开发需求、降低建设投资;南七-杏一区创新建设模式,与南六区对比,单井地面投资下降13%,注入体系质量合格率提高15%,开发效益显著改善.在系统优化调整中,将按驱油方式分类更新为按化学剂浓度分类,脱水站集中脱水向转油站提前放水转变,布站方式也由分散布站转变为集中布站、联合布站,形成了以"水系统"为控制点的优化模式;南六区地面系统优化后,管理点数量由13处降为4处,减少劳动定员95人,站场负荷率大幅度提高,预计年节气1 328×104 m3,年节电2 478×104 kWh.
页岩油作为一种非常规油气资源,其特性在全寿命开采周期内与常规石油资源差别较大.而目前国内大部分油田和设计单位仍以常规油田技术模式实现页岩油集输,这种保守的技术模式造成了能耗较高的问题.为提高开发的整体效益,实现集输系统能量最优利用的同时保证集输管道安全运行,开展长庆油田华H100平台原油集输管路多相流结蜡特性研究,利用室内控温油气水三相流实验系统,结合国内外已有的油-气、油-水、油-气-水多相结蜡规律模型以及油田生产实际,分析了含水率、温度、混合流速和气液比等因素对原油结蜡特性的影响规律,绘制不同工况条件下的蜡沉积速率曲线,并找出导致不同蜡沉积速率的原因.基于实验数据,建立结蜡速率、压降梯度与管径、流速、含水率、气液比和温度之间的关系模型.同时,利用达西公式和伯努利方程进行推导,根据现场井口回压与进站压力,得出适用于长庆油田华H100平台集输管道清管周期的计算关系式.此研究为解决管路结蜡问题提供了理论依据,为页岩油无杆采油地面多相集输工艺优化奠定了基础,达到集输系统优化简化、节能降耗的目的.
为探索三元复合驱注入液与油藏矿物的相互作用对采出液的影响,实验研究了大庆油田三元复合驱注入液与油藏矿物相互作用过程中的碱耗动力学模型.将储层岩石粉末在45℃条件下浸泡于模拟三元复合驱注入液中,对不同浸泡时间的上清液进行取样分析,结合不同pH值下溶液中各离子的存在情况分析,认为OH-的准确浓度无法通过酸碱滴定法获得,可采用检测Al、Si元素浓度,再推导溶液中剩余OH-浓度的方法进行间接计算.获取不同时间上清液中的OH-浓度,建立三元复合驱注入液与大庆油田北一区断东区块目的油藏岩心矿物反应过程中的碱耗动力学方程,符合 v=KCn形式,反应级数为2.6.该结果有助于更深入地理解三元复合驱注入液与油藏矿物的相互作用机制,为优化三元复合驱注入方案提供理论依据.
大庆油田聚驱采出水中含有较高浓度的部分水解聚丙酰胺(HPAM),造成污水黏度高,油水分离难度大,需开展电子束辐照技术对去离子水溶液和油田含聚污水中的HPAM降解效果进行实验研究.实验结果表明:电子束辐照可大幅降低HPAM去离子水溶液和油田含聚污水的黏度;有效降解去离子水溶液中的HPAM,部分降解油田含聚污水中的HPAM,若要将含聚污水中的HPAM全部矿化则需更高的辐照剂量.电子束辐照吸收剂量分别为 5、10 kGy时,HPAM去离子水溶液(相对分子质量分别为LH 2 500万、1 200万～1 600万)中HPAM浓度的去除率分别为80.6%和35.7%与90.6%和76.3%,溶液黏度均降到1.1 mPa·s;电子束辐照吸收剂量分别为 5、10 kGy时,油田两种含聚污水中HPAM浓度去除率分别为 14.2%和 19.8%与 26.4%和31.6%,污水黏度均降到1.1 mPa·s,接近于纯水黏度;电子束辐照降解HPAM的主要作用机制是水分子受辐照后产生羟基自由基氧化;电子束辐照可破坏HPAM分子结构,产生氨氮、含双键的聚合物碎片等降解产物.
为提升行洪区、蓄滞洪区油气站场建(构)筑物防洪能力,以大庆油田涝洲气田新建的18座气井井场高架平台设计为依据,对高架平台的防洪设计方法进行研究和总结.以松花江干流涝洲江段行洪区的江道主槽宽度、行洪区宽度、洪水位、流速、流量等基本数据为基础,按洪水从进入、停留和退出三个阶段对高架平台结构选型和结构布置方法,平台架设高度计算方法,以及高架平台对洪水荷载的水流荷载、波浪荷载的计算方法进行研究.在结构设计方面,重点研究了高架平台在洪水荷载作用下的整体稳定性验算方法,包括抗倾覆、抗滑移和抗漂浮等验算.在满足高架平台整体稳定性和洪水期间最大冲刷深度要求的前提下,研究了基础优化设计方法以及独立基础的适用条件.井场高架平台防洪设计方法为后续的行洪区、蓄滞洪区油气站场建(构)筑物防洪设计提供参考.
硼交联剂在压裂液体系中具有重要作用,残余硼对压裂返排液的再次回用具有强制约性,会直接影响配液性能.针对压裂返排液除硼这一技术难题,以硼去除率为考察指标,采用硼螯合树脂从吸附时间、温度、pH值、转速、树脂用量、树脂再生次数等方面考察树脂对硼的吸附效果,并分析离子强度对吸附性能的影响,确定吸附动力学模型和吸附机理.结果表明:最佳树脂除硼工艺为吸附时间1h、温度25℃、pH值9、转速200 r/min、树脂用量2.5 g,此时硼的平均去除率为 94.85%,满足重新配液要求;不同二价离子强度对树脂吸附的影响作用有限;树脂吸附过程符合准二级动力学模型和Freundlich等温吸附模型,以单分子层化学吸附为主;分别采用清水和处理后的压裂返排液配置压裂液,两者的挑挂性能无差别.此研究结果可为提高压裂返排液的回用效果提供技术支撑.
根据《大庆油田振兴发展纲要》,大庆油田将逐步从数字油田发展为智能油田,最终建成智慧油田.为降低数字化建设投资,将采用先优化简化,后数字化建设,顶层设计、效益优先、总体规划、分期实施的模式进行.在总结某特低渗透油田地面工程系统优化简化历程基础上,对目前存在的问题进行梳理,对下一步优化简化提出了合理方案,优化合并转油站、阀组间等设施,预计年可节约运行成本 5 503万元,取得较好的节能降耗效果,可以为低渗透油田优化简化提供借鉴.
针对油田特高含水开发后期面临的形势,系统分析了大庆油田杏南开发区地面工程系统的布局、负荷、工艺建设现状及潜力,总结了地面建设、数字化、节能降耗等方面采取的措施及效果.通过区块开发一体化,努力控制建设规模;实施地上地下一体化和站场改造一体化措施,全面提升质量效率,提升区域整合效果.超前谋划并积极组织数字化建设,明确了井、间、站的建设思路,并在作业区全面推进,构建了作业区"三重监控"管理模式和"三位一体"生产指挥系统,梳理了数字化管控业务和工作流程,确保数字化平稳高效运行.按照"系统挖潜、源头控制、节点治理、过程优化"的节能工作思路,做好集输节气和注水节电工作,优化系统运行,提高设备效率,促进油田生产降本增效.实施后,杏南开发区产能建设节省投资3.5亿元,年节气2 300×104 m3,节电945×104 kWh.
为全面提高油气田地面建设工程预制化水平,加大推广应用预制钢筋混凝土结构防火堤,通过标准化设计、工厂化预制、现场试验应用,对预制钢筋混凝土防火堤的结构计算、吊装验算过程总结分析,并对预制钢筋混凝土防火堤的现浇拼缝、预埋钢板焊接拼接、企口缝连接三种拼缝设计进行方案对比.结果显示,与现浇防火堤相比,预制钢筋混凝土防火堤具有现场施工周期缩短75%以上、预制质量全过程可控、可减少碳排放2%以上的优势,经过实际项目试验证明,预制防火堤质量可靠,减少了大量人工作业,降低了施工安全风险,有利于环境保护,具备了在实际项目中推广和应用的条件.
随着三元复合驱规模的扩大,采出水水质愈加复杂,滤料易出现板结、污染、堵塞、憋压等现象,离线清洗成本较高且清洗时间长,应用常规反冲洗达不到预期效果.为提高滤料再生效果、节约清洗费用及时间,在大庆油田三元217污水处理站开展过滤罐滤料原位清洗工艺研究,通过室内化学分析和滤料清洗试验对滤料原位清洗所用的清洗剂药剂配方进行调整,选定了滤料清洗剂配方、用量、浓度、清洗温度和时间,确定了滤料原位清洗最佳条件.三元217污水站进行的滤料原位清洗试验结果表明:与离线清洗相比,原位清洗工艺将单台滤罐滤料清洗时间由5天以上缩短到1.83天,清洗费用由6.47万元降低到4.6万元,实现了滤料清洗效率和效益的大幅提升.
随着葡萄花油田的发展,开发区块呈现出地面环境复杂、区块分布零散、地质情况差、采出液成分复杂、已建系统距离较远等问题."十三五"以来,葡萄花油田通过优化阀组间工艺、重新部署油井掺水流程等方法提高系统效率;为水域或农田等产能区块制定专项方案,优化简化地面系统;以油田安全生产为为前提,结合井间数字化建设,精简一线用工人数;多种节能措施并用,深挖管理方法,减少生产用电用气,精控生活用电用气;利用产能建设平台开展微光伏发电先导试验工程,加快新能源试验步伐,探索地面系统节能降耗新途径.同时,总结地面工程系统工作亮点和典型做法,分析目前存在的问题,有针对性地提出下步对策,为油田高质量发展、高效益稳产提供技术支撑.
三甘醇脱水工艺是国内外普遍使用的天然气吸收脱水技术,目前盐穴型和干气气藏型储气库均采用此技术脱除天然气中饱和水分.随着大库容储气库项目的不断建设,注采气量不断攀升,对采出气天然气脱水设备大型化的需求越来越多.为适应大型储气库的脱水需求,建设节约占地面积、降低装置能耗、增强工况适应性的大型化三甘醇脱水装置势在必行.结合目前国内外典型三甘醇脱水装置建设情况,以及对国内某储气库三甘醇脱水装置大型化设计方案的对比研究,通过工艺模拟计算、设备制造能力调研、装置能耗分析计算,确定三甘醇脱水装置大型化的最佳经济点和工况适应性;完成了工艺流程优化、生产过程的物料平衡分析,得出了大型三甘醇脱水装置的实际负荷对应关系,以及大型化合理运行最佳经济点;优化总结出三甘醇脱水装置大型化规模的选择和设计思路,确定了直燃加热方式的最佳规模.
脂肽复配弱碱三元复合驱体系进入现场应用后,采出污水聚合物浓度879 mg/L,石油磺酸盐表面活性剂浓度 61.07 mg/L,脂肽表面活性剂浓度高达 232 mg/L,且含量随时间逐渐增长,含油浓度高达1 957 mg/L,悬浮物浓度高达556 mg/L,SRB细菌浓度2×107 个/mL,FB细菌浓度 1.1×103 个/mL,TGB细菌浓度2×105 个/mL.针对现场采出污水出现悬浮物大量增加和污水发黑,且污水处理工艺中沉降段和过滤段悬浮物祛除能力急剧下降的问题,开展污水水质实验,基于脂肽表活剂的乳化特性和生物特性分别筛选有效破乳剂与杀菌剂在现场投加,实现对SRB、FB和TGB含量的控制,并优化过滤罐反冲洗工艺参数,防止由于悬浮物含量高导致滤料过滤效果不好的问题,确保污水的处理稳定达标.所得结果可以指导后续污水处理工艺的改进,对脂肽体系推广也有一定借鉴意义.
在油田整体开发方案中,依据油田产能及地质情况,对油田地面工程注水系统提出总体设计思路,按油田产量年份预测规划不同时期注水任务.为验证规划的合理性和可实施性,以及保障设计的安全性,需进一步开展注水系统水力模拟计算.重点论述伊拉克某油田注水管网系统设计思路,及其PIPENET软件在注水系统中对管网水力坡降、配水分布及水击计算等方面的应用,以此分析注水泵的选型及性能参数、变频器的控制参数、管网输量与管网尺寸是否匹配及合理,以满足项目要求的配注能力.通过稳态和瞬态模拟计算,得出管网水力损失,完成注水泵开启数量及工作频率选择,平衡管网流量、流速、管径尺寸和压降之间关系,满足全部注水井口配注量及压力要求,对于水击超压情况,提出设计水击泄压阀的措施,进一步验证注水系统设计正确性,为下阶段工作提供参考.
为了掌握泡沫驱残留药剂对采出液地面处理工艺的影响,以现场泡沫辅助减氧空气驱采出液和模拟采出液为对象进行了脱水和消泡等实验.采用SVT-20N旋转滴测量仪、TA DHR-2流变仪、泡沫测试分析装置等仪器和破乳脱水标准方法,测定了发泡剂和稳泡剂对油水界面性质的影响,评价了发泡剂、稳泡剂、破乳剂、处理温度对采出液破乳脱水和消泡特性的影响,得出了发泡剂和稳泡剂对采出液破乳脱水和消泡特性的影响规律,优化了现场泡沫辅助减氧空气驱采出液的分离脱水条件.通过实验与结果分析,采出液的发泡剂残留质量浓度为10 mg/L左右;发泡剂的残留会显著降低油水界面张力,并增加消泡时间,稳泡剂主要表现为发泡剂的辅助药剂;当发泡剂质量浓度为10 mg/L,或5 mg/L发泡剂+100 mg/L稳泡剂时,脱水60 min后的含水率仍高于 0.5%,此时需要升高温度或者增加破乳剂投加量;当发泡剂残留质量浓度超过150 mg/L时,消泡时间会超过10 min,此时需增加温度促进采出液的消泡.掌握泡沫驱药剂对采出液破乳脱水和消泡特性的影响规律,可为现场泡沫辅助减氧空气驱采出液的脱水和消泡提供参考.
针对长庆气田气井压裂返排液黏度大、色度深、悬浮物含量高、浊度大等特点,开展返排液变色原因调研,进行返排液H2O2氧化-电絮凝-动态膜过滤处理技术研究,优选氧化剂类型和加量、动态膜过滤助剂类型,对电絮凝与化学絮凝研究后进行效果对比,确定了最佳工艺参数.以功能模块化为设计思路开发了移动式橇装设备,处理能力达到20～30 m3/h,在苏里格区块井场现场试验表明:该工艺处理后的液体澄清透明,出水色度≤47°,浊度≤36.1 NTU,水中悬浮物固体总量(TSS)≤28.1 mg/L,各项指标降幅95%以上.处理后的液体与清水配制胍胶基液,按照不同比例混合后回用于压裂施工的不同阶段,实现了返排液的循环再利用.
受三元复合驱采出液中驱油剂的影响,采出液稳定性强、乳化现象严重.此外,碱溶蚀反应使采出液中机械杂质、黏土等固体颗粒含量增加,导致油水界面之间形成了稳定的过渡层,造成电脱水器频繁跳闸\脱水系统运行不稳.通过开展过渡层特性研究,明确了过渡层以Pickering型乳状液的形式存在,由于乳状液滴表面吸附大量SiO2固体颗粒,导致其具有高导电率和强稳定性的特点,在静沉作用下难以有效油水分离,需要通过离心处理的方式提升处理效果.通过研究过渡层内不同因素以及固体颗粒类型对电脱水器的影响,明确了不同因素的敏感程度以及固体颗粒的边界浓度.
