一种复杂油田群流动保障及产能释放确定方法技术

本发明专利技术涉及一种复杂油田群流动保障及产能释放确定方法，包括：将不同物性的大型油田进行合并，获得复杂油田群；确定复杂油田群的调整关断逻辑；确定海底管线沉砂最低流量；确定海底管线动态水击压力；确定现役海底管线的极限承压能力；根据调整关断逻辑、动态水击压力、海底管线沉砂最低流量以及极限承压能力，确定复杂油田群的流动保障及产能释放。本发明专利技术通过确定复杂油田群的流动保障及产能释放，可以实现油田群“以新带旧、滚动开发、依托开发”的良好态势，充分释放老油田产能，降低操作维护费，有效解决产能释放要求与在役设施安全生产瓶颈之间的矛盾。产瓶颈之间的矛盾。产瓶颈之间的矛盾。

【技术实现步骤摘要】
一种复杂油田群流动保障及产能释放确定方法


[0001]本专利技术涉及海上油田群的
，更具体地说，涉及一种复杂油田群流动保障及产能释放确定方法。

技术介绍

[0002]随着海上油气田的持续生产和滚动开发，部分边际油气田开发需依托已有油气设施及海底管线才有较好的经济效益；同时，出于安全环保的考虑，也会根据生产设施的使用年限和状况进行生产的整合调整。由于相关设施投产时间不同，部分设施设备因投用时间较长效能出现不同程度的衰减，原始设计各种条件不尽相同，为了实施依托开发，相关设施的系统适应性、处理能力及海底管线的输送能力等都成为油田群生产流动保障及产能释放的突出瓶颈和技术难点。

技术实现思路

[0003]本专利技术要解决的技术问题在于，针对现有技术的上述缺陷，提供一种复杂油田群流动保障及产能释放确定方法。
[0004]本专利技术解决其技术问题所采用的技术方案是：构造一种复杂油田群流动保障及产能释放确定方法，包括：
[0005]将不同物性的大型油田进行合并，获得复杂油田群；
[0006]确定所述复杂油田群的调整关断逻辑；
[0007]确定海底管线沉砂最低流量；
[0008]确定海底管线动态水击压力；
[0009]确定现役海底管线的极限承压能力；
[0010]根据所述调整关断逻辑、所述动态水击压力、所述海底管线沉砂最低流量以及所述极限承压能力，确定所述复杂油田群流动保障及产能释放。
[0011]优选地，所述将不同物性的大型油田进行合并，获得复杂油田群包括：
[0012]根据每个油田各区块的物性参数和产量，进行油、气、水平衡计算；所述参数包括：原油物性、原油组分、原油产量、天然气物性、天然气组分、天然气产量、水物性、水产量；
[0013]根据每个油田各区块的工艺处理系统的处理规模，计算各工艺处理系统的实际负荷数据、电力负荷数据；
[0014]基于所述油、气、水平衡的计算结果、所述实际负荷数据、所述电力负荷数据进行有机合并，获得所述复杂油田群。
[0015]优选地，所述确定所述复杂油田群的调整关断逻辑包括：
[0016]根据已通过海底管线联结的平台的类型和关断层级，确定所述复杂油田群的调整关断逻辑。
[0017]优选地，所述根据已通过海底管线联结的平台的类型和关断层级，确定所述复杂油田群的调整关断逻辑包括：
[0018]根据所述已通过海底管线联结的平台的类型和关断层级，结合各个油田的产能，确定各个油田的权重；
[0019]基于所述权重，确定所述复杂油田群的调整关断逻辑。
[0020]优选地，所述平台的类型包括：中心处理平台、钻采平台、井口平台、增压平台；
[0021]所述关断层级包括：弃平台关断、火气关断、生产关断、单元关断。
[0022]优选地，所述获取海底管线动态水击压力包括：
[0023]根据海底管线输送流体的物性、紧急关断阀参数以及运行工况综合因素，确定所述海底管线动态水击压力。
[0024]优选地，所述根据海底管线输送流体的物性、紧急关断阀参数以及运行工况综合因素，获取所述海底管线动态水击压力包括：
[0025]根据海底管线输送流体的物性、紧急关断阀参数以及运行工况综合因素；
[0026]选取最大输量时海底管线的流体参数；
[0027]根据所述最大输量时海底管线的流体参数，计算所述海底管线动态水击压力。
[0028]优选地，所述确定海底管线沉砂最低流量包括：
[0029]根据海底管线输送流体的流体物性、含砂量及砂粒径分布，确定所述海底管线沉砂最低流量。
[0030]优选地，所述海底管线输送流体的流体物性包括：液体动力粘度、固体颗粒直径、固体颗粒与液体密度差以及液体密度；
[0031]所述根据海底管线输送流体的流体物性，确定所述海底管线沉砂最低流量包括：
[0032]根据所述液体动力粘度、固体颗粒直径、固体颗粒与液体密度差以及液体密度，并结合所述海底管线沉砂最低流速的计算式，计算所述海底管线沉砂最低流速；
[0033]根据所述海底管线沉砂最低流速，确定所述海底管线沉砂最低流量。
[0034]优选地，所述获取现役海底管线的极限承压能力包括：
[0035]获取现役海底管线的内压分析式；
[0036]根据所述内压分析式，计算出所述现役海底管线的极限承压能力。
[0037]实施本专利技术的复杂油田群流动保障及产能释放确定方法，具有以下有益效果：包括：将不同物性的大型油田进行合并，获得复杂油田群；确定复杂油田群的调整关断逻辑；确定海底管线沉砂最低流量；确定海底管线动态水击压力；确定现役海底管线的极限承压能力；根据调整关断逻辑、动态水击压力、海底管线沉砂最低流量以及极限承压能力，确定复杂油田群流动及产能释放。本专利技术通过确定复杂油田群流动及产能释放，可以实现油田群“以新带旧、滚动开发、依托开发”的良好态势，充分释放老油田产能，降低操作维护费，有效解决产能释放要求与在役设施安全生产瓶颈之间的矛盾。
附图说明
[0038]下面将结合附图及实施例对本专利技术作进一步说明，附图中：
[0039]图1是本专利技术实施例提供的复杂油田群流动保障及产能释放确定方法的流程示意图；
[0040]图2为海底管线水击压力对比示意图；
[0041]图3为某一合并的复杂油田群示意图。
具体实施方式
[0042]为了对本专利技术的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图详细说明本专利技术的具体实施方式。
[0043]参考图1，图1为本专利技术提供的各实施例一可选实施例的流程示意图。
[0044]如图1所示，该复杂油田群流动保障及产能释放确定方法包括：
[0045]步骤S101、将不同物性的大型油田进行合并，获得复杂油田群。
[0046]其中，将不同物性的大型油田进行合并，获得复杂油田群包括：根据每个油田各区块的物性参数和产量，进行油、气、水平衡计算；物性参数包括：原油物性、原油组分、原油产量、天然气物性、天然气组分、天然气产量、水物性、水组分、水产量；根据每个油田各区块的工艺处理系统的处理规模，计算各工艺处理系统的能力数据、电力负荷数据；基于油、气、水平衡计算结果、实际负荷数据、电力负荷数据进行有机合并，获得复杂油田群。
[0047]具体的，由于不同油田内各区块的原油物性、天然气等组成差异较大，工艺处理系统处理规模及处理设施类型不同等，因此，本专利技术实施例中，可结合不同的原油物性、天然气组分、各区块油、气、水的产量等，依次开展区域油、气、水平衡计算，主要设备实际负荷能力核算、电力负荷核算等，进而完成各油田的合并，以获得复杂油田群。
[0048]通过将不同油田根据上述条件进行合并，得到该复杂油田群，进而基于该复杂油田群进行综合比选，可实现以新设施带动老旧设施进行开发，尽量保证产量大的平台的持续稳定生产。合并后的复杂油田群如图3所示，其中，图本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种复杂油田群流动保障及产能释放确定方法，其特征在于，包括：将不同物性的大型油田进行合并，获得复杂油田群；确定所述复杂油田群的调整关断逻辑；确定海底管线沉砂最低流量；确定海底管线动态水击压力；确定现役海底管线的极限承压能力；根据所述调整关断逻辑、所述动态水击压力、所述海底管线沉砂最低流量以及所述极限承压能力，确定所述复杂油田群流动保障及产能释放。2.根据权利要求1所述的复杂油田群流动保障及产能释放确定方法，其特征在于，所述将不同物性的大型油田进行合并，获得复杂油田群包括：根据每个油田各区块的物性参数和产量，进行油、气、水平衡计算；所述物性参数包括：原油物性、原油组分、原油产量、天然气物性、天然气组分、天然气产量、水组成、水产量；根据每个油田各区块的生产工艺处理系统的规模，计算各工艺处理系统的实际负荷数据、电力负荷数据；基于所述油、气、水平衡的计算结果、所述实际负荷数据、所述电力负荷数据进行有机合并，获得所述复杂油田群。3.根据权利要求1所述的复杂油田群流动保障及产能释放确定方法，其特征在于，所述确定所述复杂油田群的调整关断逻辑包括：根据已通过海底管线联结的平台的类型和关断层级，确定所述复杂油田群的调整关断逻辑。4.根据权利要求3所述的复杂油田群流动保障及产能释放确定方法，其特征在于，所述根据已通过海底管线联结的平台的类型和关断层级，确定所述复杂油田群的调整关断逻辑包括：根据所述已通过海底管线联结的平台的类型和关断层级，结合各个油田的产能，确定各个油田的权重；基于所述权重，确定所述复杂油田群的调整关断逻辑。5.根据权利要求3所述的复杂油田群流动保障及产能释放确定方法，其特征在于，所述平台的类型包括：中心处理平台、钻采平台、井口平台、增压平台；...

【专利技术属性】
技术研发人员：马利锋，魏孔伟，刘伟，胡智辉，陈进福，魏伟荣，何启洪，曾树兵，武志坤，毛金尧，蔡永强，
申请(专利权)人：海洋石油工程股份有限公司，
类型：发明
国别省市：