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中国油气田地面工程技术交流大会

中国油气田地面工程技术交流大会

  • 召开年：2013
  • 召开地：南宁
  • 出版时间： 2013-11-05

主办单位：中国石油学会

会议文集：中国油气田地面工程技术交流大会论文集

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  • 摘要：中国大多数油田进入油田开发后期,为了保证稳产增产的需要,大多在主力油田边缘进行滚动开发周期短、产量高的小区块油田.对于边缘小区块油田产生的含油废水需要单独处理,建设固定式废水处理装置,投资费用和后期处理成本较高.在总结国内外油田水处理技术基础上,针对新疆油田车排子地区边缘区块采出水特点进行了撬装水处理技术研究,通过对几种水处理技术的综合对比,筛选出适合当地的撬装式水处理装置.
  • 摘要：针对新疆油田乌33并区2013年产能建设存在的诸多问题,统筹考虑地质开发与地面工程建设,以优化简化为手段,以降低建设投资、节约运行成本为目的,编制该井区地面工程产能建设方案.在该方案的编制中采用了"优化整体布局、优化集输设计、优化注水方式、优化油气转输方式"以及"地上地下一体化、能力平衡整体化、工艺技术简单化、工艺设备标准化"的"四优"、 "四化"措施,使鸟33井区2013年产能地面工程建设投资降低,提高了开发效益.
  • 摘要：物联网(IOT)是新一代信息技术的重要组成部分,其核心和基础仍然是互联网,是在互联网基础上将用户端延伸和扩展到了任何物品与物品之间,从而进行信息交换和通信;而油气生产物联网是建立覆盖全油田油气生产、处理等全过程的物联网系统,实现生产数据自动采集、关键过程连锁控制、工艺流程可视化展示、生产过程实时监测的综合信息平台.本文以风城油田1号稠油处理站为例,简要的论述了油气生产物联网技术在油田处理站内的自控系统、通信网络及安防系统的应用及解决方案.
  • 摘要：根据油田电网的现状,分析电网存在着供电半径大,电网面积大、线路多,事故抢修时间长,影响原油产量,员工劳动强度大等问题.针对这些问题通过调整电网结构、应用电网在线监测系统等多项措施对电网综合治理, 该系统能快速准确的在线检测线路接地故障、短路故障，并将所采集到的故障信息发送回电力调度监控中心，从而指导线路巡检人员迅速准确找到接地故障点、短路故障。既提高工作效率、减轻巡检人员的劳动强度，有效地提高输配电线路故障监测的自动化和现代化水平，同时也减小巡检人员的人身安全隐患。
  • 摘要：火驱采油技术是通过注气井底部点火装置将地下油层的原油点燃,同时把空气注入到油层内,经过燃烧后,地下油层的稠油吸收热量和燃烧裂解后粘度不断降低后采出,与吞吐、汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)等注蒸汽开发技术相比,具有低能耗、低成本、低污染等优势,采收率可达60％～80％,可广泛适用于稠油老区二次开发以及粘度范围较广的新建产能区块开发.新疆油田在红浅1井区开展了直井火驱先导试验,取得了初步效果;在风城油田进行了水平井火驱辅助重力泄油先导性试验,目前正处于注蒸汽引效预热阶段.通过两个试验工程,新疆油田在火驱采油地面工艺方面取得了一些认识,供同行探讨.
  • 摘要：本文综述了新疆油田采出水处理技术的发展历程及应用情况,阐述了目前采出水处理出现的一些问题,从水质的变化、工艺流程中的细节、运行管理、药剂投加等多方面入手,开展针对性的研究工作.rn 结合开发基础年注水专项治理活动,通过对注水水质现状调查,掌握系统存在的主要问题,制定出针对性的解决措施,陆续应用于采出水处理站的改造及系统运行管理中,取得了显著的成效,注水水质达标率稳定提高.根据水质达标工作提出总体目标,力争三年实现处理站出站水质达标率稳定在95％以上,井口达标率达到80％以上.
  • 摘要：自2008年集团公司领导在长庆调研拉开上游业务标准化设计工作的序幕后,新疆油田立足油田实际,发挥体制优势,紧密围绕油田难采储量开发战略方向,认清开发背景与形势,充分领悟时代赋予的严控建设投资与运行成本的专业责任,就标准化设计在低成本战略背景下的滚动开发的适应性,集思广益踏实开展了大量卓有成效的工程实践,切实践行了"转变发展方式"的工作要求.在工作中，以体系建设促设计，标准化成果规模应用；建示范区，建立了适应稠油开发特点的标准化设计模式，助力全生命周期开发项目的稳步实施；充分转换标准化设计成果，形成一体化集成装置，促进科技产业化发展；以技术创新为核心，促进科技产业化发展，确保标准化设计的先进性，支撑油田高效开发；狠抓三维设计基础建设，积极推广应用，有效提高设计效率；大力推行视觉形象标准化设计，规模应用见成效；深化数字化油气田标准化设计，实现了新建产能项目的完整覆盖。
  • 摘要：盆5气田随着地层压力下降,关井气井数逐年增多,进站压力不断降低;同时面临西二线北疆联络线的连通及储气库的建设,整个准噶尔盆地天然气环网的运行压力将提高.原有地面集输及处理工艺已经不能适应压力衰减后的生产情况,导致处理后天然气烃露点将不能满足管输气质要求.通过利用压缩机增压、丙烷制冷等工艺改造手段能够充分利用气井的自身能量,降低集输处理能耗,实现较大经济效益.
  • 摘要：为减轻油田污水外排对环境的影响,大港油田应用生化处理技术降低污水化学需氧量,处理后水质达到环保要求的排放标准.本文主要对大港油田污水生化处理技术的实施情况和存在问题分步进行了阐述,并提出污水生化处理技术的改进意见和发展方向.提出提出要加强污水外排预处理系统除油力度，并对设备进行合理选型。目前油田应用效果较好的过滤处理装置有多功能一体化油田水处理装置及YGJL高效节能过滤器。设备的先进性体现在均在原老式核桃壳过滤器的基础上进行了改进和优化，有效的解决了反洗不均、滤料板结、排污不畅的难题，同时一级过滤就可达到原来需要两级过滤才满足的水质。筛选优势菌种。优选对油田污水中有机物降解具有较好互补性的菌种，保证在富含营养液的污水中能够在快速生长繁殖。生物膜技术方面，从微观角度研究生物膜的动态生长过程、空间结构和物理化学特征，从而找出生物膜控制的关键技术和作用机理，开发质优价廉的新材料膜;生物膜之所以难以根除主要是其底部与接触表面结合十分牢固，因此，应开发穿透力强，能够作用于生物膜底部，对生物膜有剥离作用从而减少膜污染的方法。
  • 摘要：本文概括总结音波管道泄漏监测系统在新疆油田管网应用情况.根据使用体验,指出现有系统在管道微弱泄漏诊断方面的不足,以及在操作使用上的不便.研究当前管道微弱泄漏信号诊断理论技术成果,总结出研究的不足与问题,然后根据实际的管道泄漏特点,就诊断微弱泄漏信号可行方法做了分析,给出切实可行的微弱信号诊断方法建议.文章最后以使用者的角度,提出了音波管道泄漏监测系统的优化建议.
  • 摘要：随着大港油田地面标准化设计工作的不断推进,提高地面工艺技术水平迫在眉睫,针对传统接转站,油气集输工艺流程长、设备设施分散、占地面积大、自动化程度低等问题,开展油气集输一体化集成装置的研究,根据不同油田的原油物性和地面集输特点,研制了不同功能的油气集输一体化集成装置,并在产能建设和老油田改造中得到全面应用,形成了具有大港油田特色的地面标准化设计配套技术系列和地面建设新模式,实现了优化工艺、优化地面设施、优化管理模式、减少场站层次、减少现场用工、节能降耗的目的.具体成果有：研制了仰角式油气水三相分离撬装增压装置，不仅替代了传统的接转站建设模式，还提高了设备的分离效果，进一步缩减了集成装置体积，为高气液比油田的规模推广应用提供了强力技术支撑。研制的油气水分离增压加热掺水混输一体化集成装置，实现了功能的高度集成化，已在小2站、女一转、自一联等老油田调整改造中得到应用，为大港高凝稠油油田地面集输工艺探索了新的模式。
  • 摘要：板桥油田原油集输系统,是由油井、管道、输油泵和计量站、接转站等组成的一个油气生产、分离储运的综合系统.在板桥油田中后期生产中,原油含水量增加的情况下,如何利用现有的工艺流程和技术条件,实现原油集输系统的节能降耗,是提高板桥油田整体经济效益的当务之急.本文浅析了在现有的工艺流程和技术条件下,通过输油泵减级、变频输油、应用新工艺、新技术和常温输送、优化简化、管线通球等方法,实现板桥油田原油集输系统节能降耗的途径.
  • 摘要：辽河油田是稠油和超稠油生产基地,也是老区块开发试验室.油田很多区块已经进入吞吐开发后期,采收率较低,需要进行转换开发方式研究.通过分析认为洼38块东三段油藏地质条件适合转蒸汽驱开发,结合其他井组蒸汽驱开发的成功经验,决定进一步扩大蒸汽驱开发范围.就蒸汽驱开发在洼38块成功实例为依托对该技术阐述.
  • 摘要：针对陆相页岩气压裂返排液具有悬浮物含量高、浊度高、铁离子浓度高和细菌含量高的"四高"特点,采用"氧化——混凝——沉降——吸附——过滤"五步法处理工艺开展了压裂返排液处理的室内研究,并自主设计了YC-FC01页岩气压裂返排液回用处理小试装置,实验表明:在最优条件下,处理后的返排液其悬浮物含量8～13 mg/L,浊度10～12 NTU,铁离子含量0.1～0.2mg/L范围内,细菌含量为10个/mL,处理后水质达到压裂液配液用水要求,实现了水资源循环利用、节能减排和保护环境的目的.
  • 摘要：本文首先介绍了油井计量校核装置的基本结构和工作原理,然后对油井计量校核装置在第四采油厂应用中的优越性、系统运行中存在问题进行了分析阐明,得出油井计量校核装置可广泛应用于第四采油厂油井单井的计量校核这一结论.文中同时也提出了作者对油井计量校核装置的下步发展方向建议.大港油田第四采油厂目前应用的计量校核装置，利用分离器基本原理实现气液两相分离，采用体积法进行液相计量，气体流量计进行天然气计量。系统由分离部分、液位计量部分、天然气计量部分、控制部分、计算部分等组成。油井产出物经过分离器进行分离，气相经罐顶出罐，由智能漩进漩涡气体流量计实现天然气计量;液相出口由电动阀控制，待建立液位到设定值时，电动阀自动打开排液，根据容积和排液时间计算出液量。最终气液两相混合输送至接转站或联合站。
  • 摘要：新疆风城油田稠油资源丰富,稠油种类涵盖普通稠油、特稠油、超稠油,开发方式有蒸汽吞吐、汽驱、SAGD开采、火驱开采工艺等.新疆油田围绕着"降低能耗,节约投资"的总体指导思想,在总结多年稠油开发经验的基础上,经过技术引进、消化吸收、创新优化,在风城地区开展了稠油集输及处理系列地面配套工程技术研究,形成了具有新疆油田特色的稠油地面技术.本文从风城超稠油SAGD开发集输及处理的特色技术、标准化应用成果、稠油技术发展趋势等方面进行总结和分析,主要介绍了风城油田在稠油SAGD开发集输及处理配套地面工艺技术中取得的经验与认识.
  • 摘要：海洋管道焊接接头的疲劳性能,关系到焊接结构的经济性与安全性.考虑到疲劳计算、抗疲劳设计与小尺寸疲劳试验在管道疲劳寿命评定分析中的局限性与不足,基于管道焊接接头的结构特点,论证了全尺寸疲劳试验技术在海洋管道铺设工程应用中的必要性.此外,本文针对国内外的海洋管道全尺寸疲劳试验技术进行了论证分析,重点阐述国内ZY-PFS2000型管道全尺寸疲劳试验设备及其试验分析技术,为国内今后发展海洋管道全尺寸疲劳试验技术提出了参考方向.笔者认为，管道全尺寸疲劳试验研究会在今后海洋管道的疲劳评定与完整性分析领域得到更为广泛的应用。考虑到目前国内积累的海洋管道全尺寸疲劳试验数据还较为有限，且疲劳测试技术还有待进一步完善，因此笔者认为国内今后在发展海洋管道全尺寸疲劳试验技术时，应重点考虑以下几个发展方向:(1)根据管道的服役环境，优化选择最佳的全尺寸疲劳试验类型，实现多种类型全尺寸疲劳试验，如三、四点弯曲疲劳，涡激振荡高频疲劳以及轴向拉伸疲劳等不同类型试验协调发展的并存局面;(2)进一步完善应力应变测试技术，加强焊接接头处多通道数据的祸合采集与处理分析能力;(3)结合局部应力应变分析、断裂力学等多种理论，完善全尺寸疲劳试验数据的采集、处理与分析能力，形成更科学的疲劳评定分析理论体系;(4)基于全尺寸疲劳试验技术，采用动态数据库技术、优化筛选技术和计算机图形学，完成相关软件的开发，并将其成功应用于管道疲劳评定的工程应用中，为海洋管道焊接接头的设计、制造、铺设施工等提供参考依据。
  • 摘要：解决加热炉烟囱低温腐蚀问题，从运行调整角度考虑，采取削减烟囱高度并在烟囱安装抽吸联动设备的方法，提高了燃烧效率，降低了过剩空气系数，具有可推广性，建议在部分加热炉进行应用试验，观察实际运行效果。从投资成本考虑，将烟囱腐蚀与加热炉燃烧器设备老化故障更新问题结合解决，避免了投资的循环浪费。结合加热炉烟囱及燃烧器的改造，下一步对目前运行的负压加热炉应逐步改造为真空加热炉，提高热效率，减少热损失，减少低温腐蚀的发生。
  • 摘要：伴随着石南21井区产出原油含水率上升、原油物性发生变化,造成现场原油脱水困难、脱水温度高(50℃-55℃)、能耗大等实际生产问题.通过室内实验分析研究,筛选复配出SDPR低温破乳剂,同时采取沉降罐加装水帽、改进二段处理工艺的破乳剂加注位置等工艺优化应用,提高了沉降系统的稳定性和脱水效果;采用井区端点加药工艺,充分发挥"端点加药、管道破乳"的作用,使得破乳剂加药浓度由138.6mg/L降至68.8mg/L,原油脱水温度由50℃～55℃降至34℃～37℃.实行低温脱水后,实现每年减少破乳剂使用量114t,每年节约天然气356.07×104m3,可获得综合经济效益393.3万元.
  • 摘要：石西油田作业区莫北采油站的15#、16#、17#计量站因为与莫北转油站距离较远,端点17#计量站离莫北转油站5公里多,地形起伏大等原因造成管线摩阻较大,造成末端计量站系统压力高,超出了计量分离器和输油管线的安全压力,造成无法对单井产量进行计量,并且系统压力超过安全压力对单井和管线的长期运行带来了一定的安全隐患.针对这一情况,石西油田作业区在通过对混输泵能力校核和合理优化集油干线再对集油干线工艺改造后,合理利用莫北单螺杆混输泵,达到了扩大集输半径,降低井口和计量站回压的目的.
  • 摘要：由于污水处理装置设备老化、工艺技术落后、化学杀菌无效等造成稀油污水处理系统悬浮物、细菌不达标,稠、稀油污水配伍性差,混注造成注水站水质悬浮物增加,注水管线结垢、腐蚀等原因,导致管线内水质二次污染,井口水质进一步变差.针对性的制定了"三抓三改"的对策,整体部署、分段推进.水质管理前移、抓住水质达标的关键和核心,优选工艺完成稀油污水处理系统技术改造,优化调整工艺流程,细化水质管理节点,实现管理的有效提升,污水处理系统水质全面稳定达标,强化水质监测,实施稠、稀油污水分注,开展注水干线物理清洗,井口水质显著改善.
  • 摘要：随着青海油田地面工程规模和数量的不断扩大,现有"业主+施工单位"这一传统模式已不能满足油田快速发展需求.本文通过对国内外目前最常用的7种项目管理模式进行分析和比较,结合青海油田实际情况,提出了适合于在青海油田应用的项目管理模式,为下步青海油田项目管理模式的改进提供了理论依据.目前青海油田实施的大部分工程属于中小型技改项目，项目数量和种类多，技术要求不高，但由于与生产相关，且外部环境对建设期限制较大，项目的“时间”因素非常重要。同时由于项目集中度不高，各建设单位每年都有不定数量的项目需要实施，而由于各建设单位项目管理人员能力参差不齐，导致项目管理目标难以实现，存在工期滞后、投资超标、效率低下、质量管理失控等问题，管理难度很大。根据青海油田项目特点，建议在青海油田推广应用CM,EPC和PMC项目管理模式。其中中小型工程建议采用CM模式，中大型工程为发挥建设单位的主观能动性，业主也要参加到项目管理中，采用组合项目管理方式，例如业主+EPC，业主+PMC，业主+PMC+EPC模式。
  • 摘要：为了降低企业成本、完善企业管理、提高企业在行业的竞争力,开展数字化建设.实现关键生产数据的集中监控,减少岗位工人日常巡视的工作强度,提高站场运行安全.建立油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统,实现"同一平台、信息共享、多级监视、分散控制",达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标.通过自动检测控制、通信网络、数据交换等技术手段,实现油气田站场、管道等生产过程实时监控,统一数据传输标准,为油气田数字化管理提供基础数据.
  • 摘要：随着气田大规模开发,每年产能建设任务繁重,气田不断发展,管理方式也相应的发生变化,从手抄纸传到数字化管理,气田管理方式已经发生了变化,现在数字化管理使得各相关部门之间实现了信息的最大共享和实时交流,使业务人员摆脱繁重的手工数据处理而更关注关键业务的运作和执行上,使决策人员以最快的速度得到最新的生产信息以做出准确、高效的决策,进而从总体上提高生产管理水平,降低生产管理成本.在数字化建设过程中，大胆创新，形成了气井数据自动采集、气井紧急关断、加热炉自动启停、分离器自动排污、视频监控、周界越界报警、生产报表自动生成、生产参数自动预警、电子巡检等主体技术。为场站无人值守、降低安全风险、减轻员工劳动强度创造了条件，实现了运行参数实时监测，重点工序远程操作，生产运行智能管理。
  • 摘要：昌吉油田所辖区块油藏具有原油粘度高,储层中低渗的特点.目前采用螺杆泵冷采的举升方式生产,井口温度约在20℃左右,此时原油的表观粘度为15000mPa.s,如此高粘度的原油如采取管网远距离集输,势必导致高回压甚至凝管给油田生产带来极大困难.开发初期,昌吉油田采取井口单罐生产收油车倒油到集中处理站的集输方式,此种方法虽解决了管道长距离输送产生的高回压凝管问题,但也带来了诸如收油车卸油困难、单罐电伴热能耗高、收倒油运费高以及巡检管理不便、影响原油连续生产等困难.针对以上问题,通过对国内外油田稠油冷采集输工艺及现状的调研结合现场生产经验,最终采用了回掺热水降粘集输工艺.回掺热水降粘集输工艺，不仅解决了昌吉油田稠油远距离管网集输的难题，而且与稀油集输相比，主要是增加了相变加热炉，将掺水温度从35℃提高到60℃，与国内其他油田稠油蒸汽开发集输相比，运行成本低。停用降粘剂，不仅提高了原油的破乳效率，而且随着含水率的降低，使得回掺水完全来自油田自产水，省去了补清水带来的额外运行成本，使得整个系统进人到良性循环。另外，降粘剂的停用，也节约了系统加药及其机泵运行维护费用。目前系统自产气完全能够满足集中拉油点相变炉所需用气，弃用车载CNG，不仅节省系统运行成本，而且由于自产气的使用也有利于日常管理和环境保护，同时也为今后在各掺水配水站建设端点加热炉提供了有利的条件;昌吉油田稠油处理采用加破乳剂自然沉降24小时候后拉运至北三台联合站处理，由于原油沉降不彻底，拉油时会带走一部分回掺水，造成回掺水量不足需要补清水，不仅增加了拉运成本，而且掺水将低温清水从15℃加热到60℃耗能大，为此建议，集中拉油站增加多功能处理器，实现原油拉油含水低于0.5%，同时回掺水用油田自产水，且多功能处理后的污水温度较高.降低了相变加热炉能耗。
  • 摘要：裂缝是混凝土结构中普遍存在的一种现象，它的出现不仅会降低建筑物的抗渗能力，影响建筑物的使用功能，而且会引起钢筋的锈蚀，混凝土的碳化，降低材料的耐久性，影响建筑物的承载能力，从而影响建筑物的安全性和使用寿命。因此施工现场应当严格按设计、规范要求进行施工，各方严把质量关，防患于未然，尽可能地降低混凝土裂缝的出现;对已出现的混凝土裂缝进行认真研究分析，区别对待，在科学的依据下采用合理的方法进行处理。在具体施工中要靠现场监理人员、施工技术、质检人员多观察、多比较，出现问题后多分析、多总结，结合多种预防处理措施，避免混凝土裂缝的出现。
  • 摘要：为了确保天然气管道试运投产过程中的安全,防止空气和天然气在管道内混合而引发爆炸,管道投产前常采用注入氮气的置换方法将天然气和空气隔离.本文主要对天然气管道置换的几种方法进行对比分析,优选出施工过程切实可行的置换方案,并提出置换的注意事项,从而使天然气管道达到顺利投产的条件.通过天然气长输管道置换的五种方法对比分析，天然气管道中注入氮气隔离段(不加清管器)的置换方法具有可以确保管道投产安全、施工方便、节省投资的优点，并且用氮气置换的同时还可以很好的干燥试压后管道中残留的游离水，是天然气长输管线氮气置换的最佳选择，并在工程实际中广泛应用。
  • 摘要：标准化建设是企业迈向现代化管理的重要标志,随着石油资源的不断开发,油田地面建设工程实施标准化已经势在必行.本文通过论述油田地面建设工程实施标准化的意义及效益分析,突出了油田建设工程实施标准化对建设工程提高生产效率、提高建设质量、降低安全风险、降低综合成本、均衡组织施工生产等有着重要的作用.
  • 摘要：通过建立目标油田集输系统的模型，结合采油厂实际运行情况，制定适用于油田现场的优化方案，并取得较好的效果:(1)联合站外集输系统温度参数优化，加热炉日节省天然气约1664m3;(2)联合站内分离器设备改造:通过降低分离器导管高度，分离器出口含水由26%降到了12%;(3)联合站内电脱水器工艺优化:在保证原油外输含水的要求下，可关闭一台电脱水器，只利用其沉降作用，每天节电200kWh;(4)联合站内工艺流程优化:利用塔底出料携带的热能，可以增加一台换热器，对进加热炉前的油品进行预热，增加换热器后加热炉每天可节约耗气量973 m3。这种集输系统节能降耗技术，能够适用于所有老油田，解决了油田生产运行成本较高、耗能较大的问题，具有良好的经济效益。对于当前的油田节能降耗形势，具有极其重要的意义。
  • 摘要：本文介绍了气浮技术的基本概念、特点、分类及其在含油污水处理中的应用;着重介绍了引进高效溶气浮选机的特点及其在稠油污水处理中的应用情况;对气浮净水技术的发展趋势进行探讨.
  • 摘要：随着中国经济的快速发展,地方基础设施建设不断扩大,部分油气田生产区域处于城市区域之内,原油、天然气、石油产品等都是易燃易爆产品,生产、储运过程处理不当,就会对周围环境、居民区造成灾害;而周围环境的其他企业、建(构)筑物、居民区等火源种类杂而多,也对油田生产带来不安因素.板桥油气田部分区块处于南港轻纺工业园区,为了配合南港轻纺工业区7km2起步区的建设,减少油田生产对环境和居民的影响,提高油田生产设施的安全性,大港油田公司第四采油厂已对该区域内的油田设施进行了优化简化,使整个地面工艺系统从地下到地上都与周围的工业区融为了一体,展现出了崭新的城市油田风貌.7km2改建成功,为处于该工业区的19km2板桥油气田地面工艺调整改造奠定了坚实的基础.
  • 摘要：随着油田开发进入中后期,稠油开采难度越来越大,开采效果逐年变差,成本越来越高,实现降本增效,低成本战略显得尤为关键,而数字化管理则成为低成本战略实施的有效手段,配套的地面工程数字化建设尤为重要.本文以辽河油田,曙光采油厂为例,在地面工程系统建立了适应稠油、超稠油开发特殊性的数字化平台,实现了数据自动采集与控制,数据汇总分析,自动生成报表和对异常情况进行预警.该数字化平台的应用解决了油田生产运行中,自动化水平低,员工劳动强度大,设备安全操控性差等难题.
  • 摘要：近年来,随着滩海石油开发的迅猛发展,海底管道建设日益增多.在使用过程中,海底管道承受波浪、海流、地震、海啸等复杂环境载荷作用,容易导致损伤累积而使管道泄漏或断裂,造成巨大的经济损失,对海洋环境造成难以估量的损害,因此有必要对投入使用的海底管道进行保护.本文结合大港埕海油田海底管道使用情况,从人防、物防、技防三个方面进行了实践与探索.建议建立完整的管道数据信息系统，建设数字化管道。建设数字化管道是管道管理的重要手段，结合地理信息技术、档案上线管理系统进行二次开发，把管道建设、生产运行、风险分析、安全评价、检测与维护等信息集成，实现管道管理的数字化和平台化。继续发展新技术，实现管道检测的便捷性和经济性。目前的管道内检测技术较为复杂，管道内检测还是以国外引进为主，高精度检测费用很高，应加强检测设备研究，检测设备国产化、小型化和经济性。
  • 摘要：针对大港油田开发后期地面系统面临的工艺不适应、设施老化腐蚀严重、运行能耗高、系统维护成本高等问题,通过以技术创新为手段,以产能建设和老油田改造为依托,开展了油水井在线计量关键技术的研究与应用,一体化集成装置的研发与推广,地面数字化建设的持续推进,取得了显著的经济和社会效益,为提高老油田的开发效益和可持续发展探索了一条新路.
  • 摘要：2012年以来,神泉轻烃两套日处理量20×104m3/d天然气处理装置,集中处理神泉、葡北、吐鲁番、玉果油田伴生天然气,装置在经过内部挖潜、增加三甘醇脱水后,装置已超负荷运行,日处理天然气量约为44-48×104m3/d.随着神泉油田南、北两翼滚动扩边开发,天然气产量预计能达到80万方/天左右,两套装置明显不能满足生产需要.而温米轻烃装置和丘陵轻烃装置均处于低负荷运行现状,设备资源利用率低.为了快速实现油气当量增长,合理利用资源,降低工程投资、节省施工周期,根据公司会议精神要求:按照整体搬迁温米轻烃轻烃装置浅冷部分,待产量继续上升后,搬迁深冷部分的装置.
  • 摘要：标准化油气地面工程设计是对油气田地面工程建设中同类型的场站、装置和设施,设计出技术先进、通用性强、可重复使用的系列化设计文件,实现地面工程建设内容、建设标准和建设形式的协调和统一.结合江汉油田的自身特点,开展可拆卸、移动式场站建筑标准化设计,得到了规模化应用,提高了地面工程设计和油田建设的质量和效率,降低了建设成本,全面提升了保障生产和降低投资的能力,促进了地面工程高效运行.
  • 摘要：放空火炬系统是石油化工企业生产中不可缺少的安全设施,其作用是燃烧正常生产对和事故状态下排放的可燃气体.每年在火炬中被烧掉的可燃气体量相当可观,为最大限度提高能源利用率,同时减少环境污染,有必要将火炬气回收再利用.通过对油田火炬放空气现状的调查和对火炬放空气回收技术研究,针对各联合站天然气处理装置火炬的不同特点,对油田火炬系统实施改造,先后消灭了温米、丘陵、鄯善、红连、丘东油田的火炬,回收火炬放空气约52000标方/天,回收混轻约11吨/天,年产值计算2445.96万元,年纯利润1567.92万元,投入产出比1∶2.53.取得了良好的经济效益和社会效益,为建设资源节约型油田具有重要意义.为其它油田推广应用火炬放空气回收利用提供了借鉴的依据.
  • 摘要：在磁化学技术除油原理的基础上,分析了磁性材料及其改性材料的除油机理,及磁场对水中微生物的作用.介绍几种磁化学技术在处理油田废水的应用,探讨了磁技术处理含油废水的发展方向.近几年来，磁化学技术在水处理中单独应用的研究不是很多。与其他技术之间的组合是比较热点的领域。如用磁电组合电解处理含铜工业废水实验研究结果表明，磁电解法比普通电解处理有更好的效果;磁化学分离技术能有效的强化人工生态系统来处理有机污水等等。另外，磁场与红外辐射、光、超声波等物理技术相互强化处理锅炉用水，磁场与化学投药法一起共同作用处理工艺用水以及与生物技术协同作用进行杀菌防毒净化饮用水的研究等等，都是值得研究的课题。但磁场的生物效应以及磁化水能脱垢等这些问题的作用机理仍然没有研究清楚，影响着磁化学技术的广泛应用。因此，有效地利用磁场的能量，注重磁场的生物效应和磁场强化絮凝机理的研究，不断与其他技术相互渗透、共同作用来达到油田污水处理的基本要求，开展这方面的研究工作无疑具有重要的意义。
  • 摘要：某管道地处高寒冻土地区、周围地理环境复杂,在进入冬季后陆续出现线路电位采集异常、柔性阳极保护区域管段过保护和高硅铸铁阳极保护区回路电阻增大等问题.本文通过腐蚀理论分析结合现场经验,提出导致这些问题的根本原因在于冬季土壤结冻后管道周围土壤的电阻率发生变化所致.土壤电阻的增大导致IR降和回路电阻显著增大.管体周围的融化圈内电阻较小,同沟铺设的柔性阳极输出的阴极保护电流容易到达管体,致使管道过保护.针对这些问题本文提出了相应的应对措施.
  • 摘要：解决湿陷性黄土地基条件下,工业与民用建筑地基不均匀沉降的问题通常有多种措施,比如采取结构措施以减小或调整建筑物的不均匀沉降,或使结构适应地基的变形;比如采取严格的防水措施;比如进行地基处治等.本课题将以上思路综合应用,初步解决了鲁克沁油区湿陷性黄土地基不均匀沉降问题.
  • 摘要：本文主要总结分析了近几年江苏油田采出水处理技术的进展情况,并对采出水处理、注水、三次采油含聚污水处理工艺新技术、新设备的应用状况、运行效果进行了总结，包括混凝沉降-过滤工艺，气浮选-过滤工艺，微生物-膜过滤工艺，零散区块污水处理、注水工艺技术，含聚水处理工艺技术，低渗油藏精细过滤技术等。分析了目前油田采出水处理技术中存在的主要问题有对于含油较低、乳化程度高、悬浮物颗粒较细的污水，常规沉降+过滤处理工艺效果差。；除油罐结构缺少不断研究和改进，除油和悬浮物效率低；采出水处理除硫问题；大部分污水处理站悬浮物含t和硫化物达标率仍然偏低；对于由含聚、活性剂、凝胶等组成的复杂污水处理，缺乏有效的处理技术；污泥处理已经成为制约污水治理的重要因素等。提出了进一步做好采出水处理工作的技术发展方向：强化工程前期的工艺、药剂适应性评价研究，优化污水处理工艺流程；开展水处理新工艺的研究。
  • 摘要：输气站场最重要的两个安全措施是紧急关断和紧急放空.放空系统的重要作用就是在需要放空的时候,使站场或长输管道压力尽快地泄放至安全范围,以防止事故的蔓延、扩大,并为抢修赢得时间.因此,在输气站场设计中,放空系统的设计尤为重要,在考虑经济性的同时,更重要的是系统的可靠性.本文结合川气东送江苏配套管线一期工程金武管道工程对输气站场放空系统的设计进行了简要的分析，包括站外管道事故放空量确定，站内管道紧急放空量计算，放空背压确定等。
  • 摘要：目前国内页岩气尚处在开发初期,地面集输工程建设经验欠缺,技术很不成熟.中石化江汉石油管理局在重庆市涪陵区焦石镇针对涪陵龙马溪组页岩气开采和集输进行规模化建设,根据现有的资料和数据,在地面集输系统采用高压采气、中压集气、集中脱水的湿气输送工艺,采用"辐射+环状"管网形式,提高集输管网的可靠度,集气站采用轮换计量的方式,尽可能节约占地和投资,采用多套脱水装置并联生产,尽可能适应页岩气递减快的特点.
  • 摘要：绕管式换热器是基本负荷型LNG装置中主低温换热器的首选,高换热效率和准确的计算模型对于LNG装置的经济性问题至关重要,天然气和混合组分介质在管程和壳程的流动和传热特性则是主低温换热器试验研究的基础和关键.为此,本文总结了影响LNG绕管式换热器传热模型准确性的不利因素,并对LNG绕管式换热器的换热模型进行了提炼.结果表明:液化流程的复杂性、介质物性的变化、流体的不均匀性以及热泄露对传热模型准确性有不利影响,本文通过对LNG绕管式换热器传热模型进行总结从而为试验研究奠定基础,有助于早日实现LNG绕管式换热器的国产化.
  • 摘要：油层产出污水如何处理和回注一直是一项困绕老油田开发的难题.长庆油田分公司第一采油厂坪桥区通过工程改造,建立了长2层污水和长6层污水2套独立回注系统,同时对污水进行了过滤处理,使回注的污水水质达到了注水要求.长2层污水和长6层污水实现了分层回注,避免了管网腐蚀结垢对污水回注的影响,保证了油田生产正常运行,同时每年节约了用于更换腐蚀结垢管网的费用达60万元,取得了比较好的效果.
  • 摘要：采油九厂共有采出水处理站点12座,日处理采出水2251m3,采出水回注井118口,日回注量2251m3.采出水处理以"一级沉降+一级过滤(预留)"处理工艺为主,生产运行中该系统处理效果不理想,处理水中的机杂、含油、总铁3项主要指标均不合格.采出水回注井注水压力上升高较快,部分回注井出现欠注、多次措施增注无效情况;采出水回注井地面系统腐蚀严重,局部注水管线多次破漏,严重影响注水系统正常运行;采出水频繁泄露易造成环境污染,安全环保压力大.本文通过分析长庆油田主要采出水处理工艺,寻找适合采油九厂采出水处理现状、处理工艺简单、处理成本低的采出水处理工艺,为超低渗透油藏采出水低成本处理提出新思路.
  • 摘要：随着国民生活水平的提高,对原油的需求不断增大.同时,为了更好的提高单井产量和采收率,需要对油井进行措施增产.2013年,长庆油田采油三厂计划实施油水井措施1400井次以上,措施废液处理难度大.对此,长庆采油三厂开展了措施返排液量处理实验,一方面建立措施返排液处理厂,对措施返排液进行无害化处理,同时开展将处理后的措施返排液用于注水井深部调剖试验,通过优选措施返排液的交联剂、促胶剂,并开展各添加剂的最佳浓度试验,在室内试验和现场试验均取得成功,对提高水资源利用率,变废为宝,提高注水井调剖效果具有重要意义.
  • 摘要：本文在总结长庆油田采油三厂传统"短流程"处理工艺的优缺点的基础上,开展油田采出水微生物及气浮处理工艺技术研究与应用,进一步提升处理效率,实现油田采出水的达标回注,保证油田采出水回注的驱油效果;同时针对采油三厂以往使用的斜板除油罐在运行中出现的诸多问题,进行了深入的研究及实验,从内部结构入手,进行了本质性改进,提高了采出水处理系统前端预处理效果,确保了整体采出水处理系统的平稳、高效运行.油田采出水微生物处理技术在处理过程中不需要投加任何化学药剂,且对H2S有较好的去除效果.经过处理后采出水腐蚀率、细菌含量都有明显降低,具有运行费用低、管理方便,处理效果好,后续产物少等优点;气浮处理工艺具有除油效率高、稳定性强、设备占地空间小以及便于维护等优点;改进后除油罐罐底排泥用时短,且更为彻底,除油效率明显提高.
  • 摘要：随着数字化油田建设的不断推进与实施,注水站主要控制点安装电动执行机构,满足主要设备的流量匹配及远程启停自动控制,站内数据的自动采集与上传,实现注水站及下游"远程监控、中心值守".注水工艺流程按照"简短、实用、经济、快速"的设计原则,优化注水系统和水处理工艺、橇装设备应用、供水方式创新,保证油田超前注水、有效注水、精细注水,满足低渗透油田注水开发和快速建产的要求.
  • 摘要：针对长庆气田规模建设面临的有效建设时间短、投资控制难度大、管理区域广等实际问题,以"小型化、橇装化、集成化、一体化、网络化、智能化"为原则,研发了电动异径三通阀、新型组合式分离闪蒸罐、多功能电仪接线箱等关键设备,成功研制了适用于中低压、非酸性集气站场的天然气集气一体化集成装置.该装置具有"进站截断、远程放空、气液分离、流程切换、外输计量、外输清管、自用气供给、采出水闪蒸、放空分液、自动排液"等十项功能,可实现无人值守、远程操作、动态监测、智能报警,满足气田数字化管理的要求,是长庆气田地面系统技术创新成果,是气田地面工程优化简化的核心设备,推进了数字化集气站建设管理模式,创建了"一体化"建设模式,具有广阔的应用前景.
  • 摘要：本文较系统地介绍了大庆油田三元复合驱地面工艺技术.在注入工艺方面,针对注入化学剂的调配、输送、注入等工艺环节开展了系统的试验研究,结合聚合驱配制的成熟经验和大庆油田的规模化特点,形成了满足现场驱油试验的目的液配注工艺流程、满足工业化初期单独建站的"低压三元高压二元"配注工艺流程,以及适应大面积推广的碱和表面活性剂集中配制、分散注入的配注工艺流程,满足了矿场试验和工业化应用的的需要.在采出液处理方面,从乳状液的基本性质研究入手,系统地研究了采出液含驱油化学荆后对乳状液特性、油水沉降分离特性、电脱水特性、污水中悬浮固体特征的影响.在室内外试验的基础上,研制了系列破乳剂、填料可再生游离水脱除器、新型组合电极电脱水器及其配套供电系统,在现场化学剂含量条件下,采用二段脱水工艺,实现了三元复合驱采出液的有效脱水;针对采出水悬浮固体含量高,去除困难的问题,研制了基于螯合机理的水质稳定剂,在二段沉降二级过滤处理工艺过程中加入水质稳定剂,实现了含油污水的有效处理,处理后水质达到了回注高渗透层的水质指标.
  • 摘要：埋地钢质管线腐蚀状况的监测及评价是保障油田管道安全工作中的重要内容.本文从平台选择和技术开发、管理模式及数据组织、数据采集策略、数据库的数据来源、管道腐蚀状况的数据分析及评价等方面介绍了华北油田埋地钢制管道的腐蚀检测及评价系统建立过程,该软件在华北油田采油二厂得到应用,通过开挖验证,腐蚀评价符合率达到100％.
  • 摘要：对塔里木高温高压气田内部集输和油气处理工艺现状进行分析、总结,结合已有工艺技术中存在的问题进行优化研究,并通过研究结果进行现场应用,提高了地面工艺装置的适应性,形成了适合于塔里木高温高压气田集输处理工艺技术配套体系,对后续高温高压气田的建设具有较大的借鉴指导作用.rn 对于高温高压气田来说，虽然展开了前期试采，但是试采时间的长短决定所取温度等参数的准确性，而试采基础数据的录取对地面工艺的影响比较大。由于完井测试的工艺条件与生产工艺条件相差较大，而组分类型、温度的高低、压力的预测是采用何种集输、处理工艺的关键因素，根据此基础数据进行设计往往存在偏差。例如:迪那2气田运行温度由45℃上升到65℃,牙哈气田运行温度由28℃上升到55℃。这些偏差将导致一系列严重的后续问题。rn 目前，高温高压气田基本采用单井连续计量和集气站分离后气液轮换计量相结合的方式。对于干气气田，运行初期考虑孔板在中后期由于携液量较大，需重新考虑计量方式，改造量较大;对于凝析气田在投产初期都要考虑气液两相计量。因此对于高温高压气田运营期间计量工艺复杂，投资较高。如果能够采用计量气液混合物的流量计，可在气田单井的井口进行计量，实现单井串接，减少集气管线长度，同时可优化井口工艺、取消计量站和计量管线，将大大简化集气工艺，大幅度降低工程建设投资。
  • 摘要：安全生产应急指挥平台是以管理科学、运筹学、决策支持学为理论基础,通过对专业数据的分析挖掘,实现数据统计分析、信息研判等功能;结合事发状况、装置或管网实时运行状态、地理环境、气象条件等信息,建立安全预警、事故控制处理的快速反应机制;实现从接警、预案启动到方案制定等整个应急指挥流程的智能化控制.该平台实现及时预警,快速定位,信息共享,有效救援,从而最大限度地降低大庆油田公司各类突发事件的发生几率,减少发生突发事件时所造成的经济损失和社会影响,确保油田生产生活秩序的平稳.
  • 摘要：在消防管道内壁喷涂环氧树脂粉末可使其内壁与海水隔离,而免受海水对管道的腐蚀和泥沙对管道内壁的磨蚀,同时又能提高内壁的光滑度,起到减阻作用,延长了管道使用寿命,提高输送能力.通过对内涂层管道进行分析,并与玻璃钢管道及热浸锌碳钢管道的性能做对比,采用了合理的涂覆工艺应用于浅海区域的海洋平台.
  • 摘要：利用CO2驱油提高产收率(EOR)在国内是一项处于初步阶段的三次采油技术.华东分公司在草舍油田实施了中石化首个CO2驱油提高产收率(FOR)的项目,取得了良好的经济收益.该项目也得到了国家高技术研究发展计划(863)的支持.CO2驱地面工艺技术是项目的重要组成部分之一.一般认为,CO2驱地面工艺包括CO2的净化处理、集输、泵注、回收利用等相关技术,结合这些工艺技术在草舍油田的应用情况,进行系统总结和归纳,对国内同类项目的开展具有一定的借鉴意义.
  • 摘要：利用CO2驱油提高原油采收率(EOR)的方法已经得到普遍应用.CO2驱油地面注入工艺有液相注入和CO2超临界注入两种,针对油田注入压力等级,对液相、超临界CO2注入工艺的压注气源、注入流程及关键技术进行论述,从压注气源要求、允许最大注入压力、总注入成本等方面,对两种注入技术进行了对比分析.研究表明，CO2注入流程有液相泵注流程、超临界压缩机注入流程，各注入流程适应的工况条件不同，应根据区块的气源条件、注入压力、注入规模等综合分析比较确定。液相泵注具有运输方式灵活，运行平稳，维护方便等诸多优点，在国内油田CO2驱注入中大量采用。CO2超临界注入是一种切实可行性且最为经济的酸气回注技术，但国内生产的CO2超临界压缩机各方面性能与国外有一定的差距，应加强高压超临界压缩机研制，提高压缩机质量和运行性能。
  • 摘要：为了利用物理方法处理延长油田回注水,采用在线孔板空化技术,在线实现含乳化油污水破乳,并采用双极性油水聚结板对破乳后的微小油滴进行聚结,最终实现含乳化油污水的油水分离.室内实验与现场试验结果表明,孔板的油去除率接近90％,油水聚结板的油去除率为92.2％～96.4％,孔板空化聚结板耦合系统,可将来水中含油量5.84～246.06mg/L,降低为0.4～16.82mg/L.
  • 摘要：模块化建设是当前工程建设的发展方向,通过分析油田地面建设工程采用模块化建设的必要性,结合胜利油田"四化"建设各个示范区的具体特点,采取科学、合理、实用的模块化建设方案,合理设置预制场地,充分进行技术准备,采用高效的工作程序,减少工序间的交叉影响,提高工程建设的效率,降低建设成本.通过示范区的运行,探索一整套适合油田地面建设工程的模块化实施方案和运行程序,提升经营管理水平,全面增强企业竞争力,为建设世界一流能源化工公司作出积极贡献.
  • 摘要：离子交换树脂是带有活性基团的网状结构的高分子化合物,具有分离、提纯和净化等作用,在天然气净化厂水质软化、脱硫MDEA溶液净化、脱水三甘醇溶液净化等方面得到了广泛的应用.采用钠型阳离子交换树脂对新鲜水软化，软水中Ca2+,Mg2+明显降低，分别由软化前的829.5Oppm, 242.54ppm降为30.23ppm,10.58ppm，有效预防锅炉房、硫磺回收等装置设备、管线的腐蚀结垢现象。采用阴离子交换树脂去除污染脱硫溶液中的热稳定性盐，过滤器过滤除去溶液中的固体悬浮物，净化效果良好，净化后溶液中固体悬浮物、热稳定性盐及卤化物等杂质显著降低，热稳定性盐由净化前的1.12%降至0.4%，卤化物由472ppm降至39ppm。脱硫溶液净化后装置平稳运行，吸收酸性气体的能力提高。三甘醇净化主要采用过滤除杂，阴、阳离子树脂除TEG中H2S、无机盐、有机酸等离子态污染物的方法，有效去除了三甘醇溶剂中的盐类杂质、腐蚀产物及悬浮物，对于溶液中积累的有机物、降解产物等去除效果较差。三甘醇溶液净化后脱水装置安全平稳运行，满负荷运行时产品气露点均合格。
  • 摘要：根据滚动开发油田的原油生产特点,不断探索适合采油八厂开发的油气集输工艺.通过集输系统结垢的专项治理,油气集输半径的界定及数字化集成增压撬的推广,伴生气资源的调研及伴生气回收利用装置的引进等一系列措施优化地面集输工艺流程,使油气集输系统运行平稳、可靠,满足生产要求.
  • 摘要：根据羊污水站的运行现状，引进一体化集成装置，对采油污水进行污水预处理，替代目前站内使用的压力除油器及核桃壳过滤器。该一体化集成装置由混匀器、油水分离器、高效除油器以及微絮凝处理机组成。它结合了药气水三相混合、填料搓洗与旋流分离除油、化学混凝与浮选的特点，达到去除油、悬浮物以及COD的目的。
  • 摘要：普光气田大湾区块集输管道采用了国产化管材,在使用过程中,出现了管材的屈服强度高、硬度高等问题,影响了管材的抗硫性能,为此,重新研究了L360QS抗硫无缝钢管的制造方案,确保了管材的抗硫性能,保证了L360QS抗硫无缝钢管在高含硫环境中的安全运行.经实践，国产大口径抗硫钢管价格低，供货周期短，具有良好的力学性能和抗硫性能。适合在高酸环境下使用，具有推广应用的价值。基于目前伸用时间不长.建议运行一年后进行全面检测，进一步检验腐蚀情况。
  • 摘要：定期清管清出物常常过少或过多,易导致清管作业过于频繁或不及时,给集输管线安全平稳运行带来了一定的影响.本文通过计算管线内积液量大小,持续跟踪分析集输管线持液量变化规律,科学的制定清管时机,确保管线高效平稳运行.同时也能够为清管风险削减措施制定提供依据,保证下游设备运行安全.
  • 摘要：通过对表面蒸发空冷器的运行观察，找出了水质不合格、波节管结垢、空冷部分翅片管间隙结垢等问题。对分题出现的原因进行分析并提出改进措施。通过这些对策的实施，使表面蒸发空冷器的冷却能力和安全系数都有很大程度的增强和提高。降低了运行成本，提高表面蒸发式空冷器换热效率。
  • 摘要：随着油田多元开发方式的扩大,油田采出水的处理难度逐渐增加,喇嘛甸油田采出水回注系统中SRB含量超标,最高可达104数量级.而高含聚浓度的污水如果采用单一的物理杀菌或化学杀菌技术,很难满足杀菌要求,如果采用物理与化学杀菌技术联合作用可以满足杀菌要求,但运行费用比较高,化学杀菌技术每天处理32.87×104m3的污水需要药剂费用近10万元,使油田污水处理面临着巨大的成本压力.因此,喇嘛甸油田开展了杀菌技术研究.通过试验表明，二氧化氯杀菌剂对油田含油污水的杀菌效果明显，且杀菌成本较低，可以推广使用。对于二氧化抓具有腐蚀性问题，在加药点处的管线进行局部处理，避免管道腐蚀影响生产。可以对加药点进行优化，鉴于二氧化抓具有强氧化性，可以将加药点前移或后移，加药点前移主要是对游离水脱出器、电脱水器放水进行除硫、降粘，降低污水处理难度，同时抑制容器内的细菌滋生;加药点后移，移至注水站来液汇管处，主要目的是一次性处理污水中的细菌，保证井口处水质达标。
  • 摘要：本文详细介绍了分公司所属北1-1深冷与南八深冷的工艺流程部分,结合两套装置的工艺流程,对比研究了这6套深冷装置在制冷工艺、压缩机类型、设计处理量、系统最高压力、脱甲烷塔塔压、天然气制冷温度、乙烷收率、轻烃回收率、分子筛再生形式、增压机增压顺序、装置冷量回收部分方面的不同点及比较完善的控制方案,并对相应的深冷装置提出改造建议.
  • 摘要：冷补技术特指捆扎、缠绕、粘接、增强、金属铆补、修补器封堵、连接器连接等维修技术,其主要特点是维修作业过程不使用也不产生火、电、易燃易爆气体.在油田的中转站、联合站、天然气处理站的管网渗漏处理,薄弱管网增强,局部管道修复等方面,具有安全、灵活、易操作、可靠性强的优势,在油气站抢修作业和日常维护中具有较大的应用和推广价值.
  • 摘要：风城超稠油油藏地质储量丰富,为新疆油田未来的主要产能建设区.超稠油具有粘度高、密度高、胶质含量高的特性,实践表明,在原油粘度＞2×104mPa.s时,SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开发可以把原油采收率从蒸汽吞吐开发的30％提高到50％,具有重大经济效益.rn SAGD开发有循环预热和正常生产两个阶段,地面集输和注汽工艺具有明显差别,为满足不同阶段采油、集输、处理要求,地面工程采用包括井口蒸汽计量和调配装置、控压装置,管汇高温密闭取样装置、大孔径多通阀选井装置、蒸汽分离称重计量装置,处理站蒸汽分离装置、高效脱水装置、集中换热装置等满足了SAGD开发的精确调控、准确计量、密闭集输、高温处理的要求,形成了配套的地面工艺,为超稠油开发提供有力的技术保障.SAGD采出液具有高温、携汽量大、均质乳化的特性,地面工艺采用蒸汽分离加高效汽水、油水换热器,实现采出液集中换热、锅炉给水(软化水)升温,满足了能量综合利用和环保排放的要求.
  • 摘要：在超稠油开采中,由于原油粘度非常高,因此对注入蒸汽携带热量要求相应提高.为了提高风城超稠油开采采收率,从2005年开始,各类注蒸汽设备逐渐得到应用,解决了超稠油油藏采收率偏低的问题.目前新疆油田用于生产蒸汽的设备主要有——过热注汽锅炉、高干度注汽锅炉、湿蒸汽发生器三种.本文将结合上述设备在风城运行过程中表现出的技术特点、主要技术参数、实际应用效果等方面,通过技术分析为今后超稠油开采中注汽系统改进和发展方向提供参考.
  • 摘要：通过分析风城油田各SAGD试验区预热阶段生产数据,结合已有的双水平井超稠油SAGD循环预热启动研究成果,对SAGD预热阶段地面工艺技术进行完善改进,重点说明控制井口注汽压力及注入井生产井压差对预热阶段的影响,使预热达到理想的效果.同时说明了在管汇点安装空冷及增压装置的必要性.
  • 摘要：本文从方便应用地面工程基础数据角度出发,建立了地面数据库应用系统.本系统是以地理信息系统、动态信息系统及A2系统为基础集成数据,并补充完善了日常工作的数据表,实现基础数据的同步查询,并在此基础上建立数据评估系统,实现智能化检查数据,提高了数据的准确率.通过地面工程数据库应用系统的建立,取代了以往多个系统查询一张数据表的繁琐和人工审核数据工作方式,提高了工作效率.
  • 摘要：针对大庆外围油田集输管线区域阴极保护系统日常管理中存在的问题,本文通过对部分区域集榆管网采用新技术,电位单位遥测系统对已实施阴极保护区域管道电位进行监测,及时掌握被保护管道腐蚀电位的动态数据,检验阴极保护系统运行实际保护效果.
  • 摘要：近年来国内大型油气管道建设提速,随着中石油管道板块十二五管道建设规划的制定完成,未来五年国内还要迎来管道建设的高峰期.节约用地、保护环境,便捷、安全的运行管理这些经济的大动脉是管道建设的一个主要原则,为节约用地,减少投资,同期建设的管道采用同沟敷设是一个有效的方法,同时同沟敷设的管道之间特别是有高温的稠油管道存在的情况下,各种管道之间的热影响情况是值得去研究和探讨的.研究表明，柴油管道对稠油管道有微小正的影响，在设计中可以不予考虑。但在施工中一定要确保保温层的厚度及质量，并严格按规定包裹管道，否则会使管道散热增大，导致稠油进站温度降低。随着稠油管道保温层的老化，稠油管道进站温度有下行趋势，而柴油管道油温会逐渐上升。
  • 摘要：根据新疆油田"十一五"三次采油潜力评价和规划研究,将以克拉玛依砾岩油藏为主体进行复合驱开发以提高采收率,为探索复合驱对油藏采收率影响,分别于1995年和2005年进行了小规模的三元复合驱和一元聚驱的先导试验,2008年股份公司确定在七中区进行二元复合驱先导试验,为此,地面配套进行了二元液复配及注入工艺技术的研究,提出采用稠油净化水作为溶解液,基于国内设备进行二元液复配,采用单泵对单井一元可调目的液注入工艺,确保单井个性化注入需要,同时降低三次采油地面建设投资,并为下阶段大规模三次采油提供可供借鉴的地面配套工艺技术.
  • 摘要：针对稠油单井集输蒸汽伴热高能耗问题,利用反相点的特性,对单井集输进行汽改水节能技术改造.新疆油田某区块315口井应用单井集输掺热水节能技术改造后,可节约天然气467.73×104m3/a,节水8.1×104m3/a,节电26.84×104 kWh/a,CO2减排量1.05×104t,年节约费用504.6×104元.
  • 摘要：克拉美丽气田是新疆油田公司发现的首个千亿方储量规模的火山岩气田.气田所属气藏岩性岩相变化快,储集空间复杂;井流物物性变化快、气井井问差异大;所处的地域环境恶劣.在实际开发过程中,受地质条件、地域环境及技术手段的影响,产能建设符合率低,部分气井产量、压力下降快、年递减率高,且冬季易出现采气树和采气管线冻堵等地面工艺不适应的情况;此外,部分气井出砂也影响了气田的正常开采.本文针对克拉美丽气田集输工艺中的单井防冻和除砂、边缘井集输、高低压井集输等工艺进行探讨,通过分析与研究对克拉美丽气田高效、深入开发提出工艺优化及改造建议,为同类新气田建设及工艺优化提供借鉴与指导.
  • 摘要：准噶尔盆地凝析气田埋藏深,地层压力较高,CH4含量在80％以上,微含CO2,不合H2S,具有典型凝析气藏开发特点.气田开发过程中,为充分利用地层压力,地面工艺中天然气处理采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、"一步法"低温分离脱水脱烃工艺;同时研究采用了富气回收、天然气引射、多井式加热炉和橇装一体化装置等多种先进工艺技术,提高了气田高效开发水平.然而,气田开采也面临着一些制约天然气快速发展的技术瓶颈问题,如气井长距离集气、高含水气井集输、高、低压气井集输生产矛盾等,需不断地进行科研攻关,引进新工艺、新技术,从而提高气田整体采收率.
  • 摘要：采油三厂油气生产中消耗的主要能源包括电力、原油、天然气等,电力消耗主要集中在注水、采油、输油、电加热、供配电等系统,其中注水系统用电量占总用电的33％地面工艺注水系统优化调整,降低注水单耗技术技术研究与应用,实现节能降耗.通过该项目的组织实施,完成注水系统优化调整高、低压分离注水站5座.完成提高注水泵效工作,全厂机组效率由82.6％提高到86.69％.完成注水站合并2座,年节电449.2万度.注水系统优化调整技术取得新突破:针对注水站所辖注水井的注水压力不均衡的情况下,利用现有管网,调整注水井管线,进行高中低压三级分离,效果显著.项目通过注水高低压分离调、注水站合并、注水干线除垢降管损,年创效325.67万元,取得了巨大的经济效益.
  • 摘要：国内在稠油开采中,普遍采用蒸汽吞吐方式.曙光采油厂年产油一直在200万吨以上,其中80％以上是稠油.本文介绍了光谱分析在线检测及干度自动控制的工作原理、技术创新及现场应用.该技术在曙光采油厂25台注汽锅炉上使用,现场应用技术指标稳定、生产运行平稳,蒸汽干度检测对比人工检测精度、频率方面有了较大的提高.
  • 摘要：在石油化工行业,起重行车使用的钢轨一般采用螺栓连接安装,起重行车钢轨焊接的情况比较少见.本文以神化宁煤集团167万吨/年甲醇装置压缩机厂房100T/20T电动双梁起重机配有的重型运行轨道为例,轨道型号为QU120,材质为U71Mn,其采用焊接连接的方式进行安装,是167万吨/年甲醇装置压缩机厂房主行车安装工作中的一项重要工作之一,其焊接质量的好坏直接关系到压缩机在安装以及维修期间主行车的安全运行与否.本文论述了U71Mn钢的可焊性和应采取的焊接工艺,并通过工程实践的验证,详细总结了U71Mn钢轨道现场安装焊接的经验及工艺措施,对今后类似起重行车工程安装具有较大借鉴意义.
  • 摘要：工程项目施工建设过程中，管道施工一直是困扰项目管理者的一大难点，因其材质种类多、工作量大、施工工序繁杂，对项目工期、质量、安全、费用等指标的完成起着决定性的影响。管道施工过程中的人、材、机调配得当，工序衔接紧密，施工效率就高。管道工程施工组织成功了，整个项目施工管理也就基本成功了。这一点，在油气田地面工程管理中表现的也很突出。rn 随着炼化装置向新型化、大型化发展，管道施工的难度也越来越大，不仅工作量成倍增加(单套装置管道焊口焊接当量突破100万Dia-inch)，而且管道材质也越来越特殊(铜合金、钦合金等在装置现场开始应用，铬镍不锈钢、铬钥耐热钢广泛存在)。这些特点给工程项目管理者提出了新的课题，如何安全、优质、高效地完成装置管道施工成了项目管理的核心内容。在这种形势下，各种管道对口器应运而生，并得到了广泛应用:传统的管道对口器分为外对口器和内对口器两种，内对口器形式一般如下图1所示，其发展已经比较成熟，国内外都已经有成系列的产品问世，但其结构一般比较复杂、造价昂贵、后期的修理维护成本也较高;外对口器形式结构比较简单、造价也比较低廉，但不同口径对口器不能通用，规格、数量多，占用空间大，使用很不方便。实际施工过程中，外对口器经过一系列的重新设计改进，由刚性结构改为柔性链式结构、由单一规格改为多规格自由组合，减少了工具的空间占用、增加了夹具零件的互换性，收到了较好的效果。
  • 摘要：中国天然气资源大多集中分布于中部地区(占31.5％)、西部地区(占28.43％)和海域(占21％).由于天然气产地远离能源消耗区,往往不能得到有效利用,因此,天然气的运输显得日益重要.天然气的储存与运输一般有两种方式:压缩天然气形式(CNG)与液化天然气形式(LNG).尤其LNG形式的输送,可以节省风险性管线建设,有着其它输送方式无法比拟的优点:LNG使远洋天然气贸易成为可能;是解决海洋、荒漠地区的天然气开发与回收的有效方法;LNG输送成本仅为管道输送的1/6～1/7,并可减少由于气源不足铺设管道而造成的风险;液化前的净化处理使其成为洁净燃料.
  • 摘要：SCADA系统广泛应用于天然气长输管线及站场中.本文主要介绍SCADA系统在由中鸟天然气管道UCS1压气站中的应用,包括SCADA系统的设计方案、站控系统功能、结构及组成、子系统功能、硬件配置及现场仪表技术要求等.
  • 摘要：新疆油田稠油热采主要以天然气为燃料,面临着天然气供不应求及涨价的双重压力,风城稠油是新疆油田稠油开发主要接替资源和未来产能建设重点.通过风城循环流化床注汽锅炉的研发、建设与投产,流化床锅炉每年可替代天然气6330×104Nm3,可回用稠油净化污水60％,提高了水资源的循环利用率及热能利用,生产的蒸汽干度可达99％以上,满足风城蒸汽品质需求,同时也是稠油注汽生产燃料转型的一次重大尝试.
  • 摘要：潭口新区建设方案编制以节能降耗为出发点,机采系统依靠井底流压和目标产量确定工作参数,杆柱组合采用能耗最低设计方法,根据斜井抽油杆侧向力分布状况设计抽油杆扶正器设置间距;注水系统优化地面管网布局,降低了高压注水单耗;集输系统对单井集油管线进行了优化设计,充分利用油井伴生气资源,实现了单管常温集输和单管油气密闭集输,减少了原油损耗,降低了区块的能耗水平.通过实践,提出了油田新区建设要坚持积极推广应用新工艺新技术、要制定优化调整的总体规划方案、要突出降低能耗和运行成本.
  • 摘要：集中注水工艺建站集中,管理方便,注水泵数量少,维护工作量小,注水站规模较大,可实现不同配水间的水量调配,但一次性投资较高.分散注水工艺建设规模较小,投资较低,但建站分散,管理难度大,柱塞泵数量较多,维护工作量大,运行成本高.对一次性建设投资、运行成本、运行管理等方面开展适应性分析,对于整装区块,注水井分布集中的新建产能区块,可应用集中注水工艺;对于零散小规模且系统依托差的区块可应用分散注水工艺.
  • 摘要：本文结合某区块产能建设项目后评价工作,从后评价工作在油田产能建设中的含义、目的、评价时点选择和评价方法等五个方面做分析,得出科学、有效、准确的的后评价工作是完善油田产能建设项目的重要手段.
  • 摘要：原油稳定是从原油中分出轻质组分降低原油蒸发损失的工艺过程,目的在于降低原油蒸发损耗、合理利用油气资源、保护环境、提高原油在储运过程中的安全性;新疆油田由于技术条件的限制,最近十几年来新建的油气处理站场基本未做到原油的全密闭处理,各类稳定装置开工率低,使用效果不理想,油气挥发损耗较大,降低了油田开发效益,也增大了环境污染;负压闪蒸原油稳定技术于2009年10月在新疆油田开始应用,经过近4年的生产运行,节能减排效果和经济效益非常显著.石西油田混合原油在原油处理器处理合格后(含水小于0.5%)，进原油稳定塔内进行闪蒸，温度控制在60℃，塔底部的稳定原油靠位差进入原油储罐，塔顶用真空压缩机抽真空，真空度控制在60kPa(绝压)，压缩机出口压力控制在350kPa(绝压)，抽出的闪蒸气经冷凝器降温至35℃，进入三相分离器进行轻油、气、水分离，分出的轻油去天然气处理站进一步处理后装车外运;分离出的天然气进伴生气系统，分离出的水去采出水处理系统。原油稳定负压闪蒸分离是一次相平衡气化过程，根据相平衡原理，只要有效地降低轻组分蒸气分压，就能促使原油中轻组分气化，气提工艺就是应用这一原理使得原油中轻组分更易气化。
  • 摘要：油田天然气处理系统总体可分为气田气处理系统,伴生气处理系统.本文重点介绍了天然气的分类、处理以及新疆油田具有代表性的装置保护系统,并对天然气的各种净化工艺及装置的保护系统进行分析评价并指出了其优缺点.
  • 摘要：随着标准化设计定型图的持续发布，标准化设计定型图在油田地面建设项目中的逐渐得以应用，最重要的是规范和统一了青海油田地面系统的建设形式和标准。青海油田标准化造价将会合理有效的控制建设工程投资成本、促进预算编制、结算审查的高效规范和一体化管理机制，不仅提高了概预算编制质量与速度，还会成为青海油气田地面建设总预算审核、甲方标底制定、工程结算的最高限价。只有不断提升的造价管理能力，在地面建设工程领域构建了完善的标准化造价指标体系，为油气田又好又快发展发挥了服务保障和支撑作用。
  • 摘要：青海油田涩北气区目前已建成100×108Nm3/a的地面建设配套工程,2011年气区产量达到60×108Nm3/a,目前由于储量等原因气区稳产难度很大,盐湖、台吉乃尔、伊克雅乌汝、马东、马西等周边小气田的开发被列为下步稳产补充气源.初步确定每个周边小气田新建产能0.5～1×108Nm3/a,小气田具有单井产量低、地层压力低、稳产难度大等特点,正规的地面建设模式将会造成投资较高,投资回收率低,为了大幅度降低小气田地面建设投资,工艺流程的优化简化、撬装化、一体化集成的研究成为涩北周边小气田重要内容.本文主要解决涩北周边小气田效益开发问题,对国内其它小气田的开发具有很大的借鉴意义，探讨了集气站集成技术，增压集成技术，脱水集成技术的优缺点。
  • 摘要：油田注汽锅炉是稠油热采的专用设备.新疆油田超稠油开发和普通稠油后期开采需要更高的蒸汽干度,常规锅炉出口蒸汽干度只有75％-80％,已不能满足现阶段稠油热采工艺要求.提高注汽干度的传统方法有分离排放法和井口加热掺混法,工程技术公司则采用无盐水加热法和汽水分离+过热+掺混方法进行提升锅炉出口蒸汽干度.现场应用证明,汽水分离+过热+掺混方法从锅炉结构和工艺上进行控制,回用油田净化水产生过热蒸汽,不需要外排高含盐饱和水,在节能、环保和能效上都具有一定的先进性,该方法提升锅炉蒸汽干度更具有优势且切实可行.
  • 摘要：HSE管理的核心是风险管理,目的是减少可能引起的人员伤害、财产损失和环境污染,它是一种现代化的管理模式.目前长输管道施工项目的HSE管理与世界先进水平相比,还存在着不小的差距.可以通过拓宽宣传渠道、加强宣传工作,分阶段制定切实可行的目标,项目领导加强重视、健全HSE管理网络,加大教育培训力度,调整事故处理方针,实行人性化项目管理等办法全面提高行业的HSE管理水平.
  • 摘要：为减少海洋平台在建造过程中所用涂料的种类,提高涂装的生产能力和效率,开发了一种适用于海洋平台多个部位的多功能环氧防腐涂料.本文研究了涂料的树脂固化剂体系、颜填料体系及附着力促进剂等助剂,所开发的涂料与钢及铝等基材的粘结力优异,涂层耐磨性良好,且耐阴极剥离性能好.
  • 摘要：盐湖气田建设创青海油田小气田建设之先河,以优化简化、经济适用、安全可靠的原则进行设计,整个场站使用了撬装化设计,工厂化预制,模块化施工.既提高了劳动生产率,又保证了施工质量,克服了野外施工受自然天气影响大的问题,经过几个月对输气管线的试压、集气站的试压、集气站和输气管线置换等,在9月17日整体试投运一次成功.经过近一年运行,目前各气井生产稳定,采气流程和各装置运行平稳.
  • 摘要：英东油田油井多是丛式井组、油质粘稠易结蜡.若采用传统的一对一电气设备,井场所需控制设备繁多、工人工作量大、油井管理不便、数字化程度低.为提高英东油田的自动化控制水平,提高劳动生产率,降低能耗水平,研制了一体化节能控制柜.一体化节能控制柜是集抽油机变频控制系统、中频电加热杆控制系统、井场数字化系统、井场供配电系统于一身的油田油井专用控制装置.
  • 摘要：在海底管道的外防护系统中,外防腐层起到隔绝管道外壁与管外腐蚀介质的重要作用,其工作状况决定着管道的安全运行状况,但是目前海底管道外防腐层检测缺乏行之有效的技术方法.本文介绍了基于多频管中电流法的管道外防腐层破损检测原理及技术特点,并通过模拟海底管道检测实验,验证了多频管中电流法在海底管道外防腐层检测的应用效果.滩海模拟海底管道的多频管中电流法检测实验表明，多频管中电流法对海底管道外防腐层检测在技术上是可行的，可以通过管道沿线电流衰减测试，准确定位管道路由、牺牲阳极及外防腐层破损点位置。然而，本文仅为多频管中电流法海底管道检测应用的探索性试验研究，还应根据海底管道特点，针对牺牲阳极信号衰减对管道防腐层评价的影响、采集信号干扰等问题，继续进行深入、系统的研究。
  • 摘要：本文提出稠油污水深度处理回用热采湿蒸汽发生器给水工程目前存在的主要问题之一是除硅工艺复杂、占地大、药剂成本高、产生大量硅泥,带来环保压力.针对该问题,从稠油热采湿蒸汽发生器给水指标入手,提出放宽稠油热采湿蒸汽发生器二氧化硅给水指标的理论依据并进行了室内实验研究,并对生产应用情况进行了总结.
  • 摘要：根据热媒系统在储运站库应用的实际,简要介绍热媒系统的概况,利用安全完整性评价法对热媒系统的适应性进行全方位分析评价,分析了在热媒系统操作员工层面，设备设施层面，工艺运行层面的应用，探讨系统优化运行的可行性.从取得的效果看,安全完整性评价法为实现油气站库本质安全打下了坚实的基础.

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