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.
