提升企业基层党组织建设工作成效——以中石化采气二厂为例

本文以中石化西南石油局采气二厂党建工作为例,针对企业基层党组建设中存在的问题,分别从党支部建设工作的指导思想和具体实践两个方面,论述了基层组织建设的理论与实践问题.从理论与实践创新的角度,提出了基层组织建设的方法和经验.

油气田采出废水化学混凝处理技术研究

以西部某油田采出废水为研究对象,以废水中的含油量和悬浮物质量浓度为评价指标,室内开展了化学混凝处理试验,考察了处理条件对废水混凝处理效果的影响。结果表明,不同类型的混凝剂对目标废水均能起到一定的处理效果,其中复合混凝剂FHR-10的效果最好。适合目标废水化学混凝处理技术的最优试验参数为复合混凝剂FHR-10的加入量为80 mg/L,助凝剂膨润土的加入量为30 mg/L,废水pH值为7,试验温度为40℃,搅拌速率为80 r/min,沉降时间为10 min。在此最优工艺条件下废水中的含油量和悬浮物质量浓度可分别降低至5.3 mg/L和1.8 mg/L,能够达到污水回注的相关标准。化学混凝处理技术对目标油田采出废水具有较好的处理效果,可以进行进一步的推广应用。

酸性气田CO_(2)二级射流泵排水采气工艺模拟研究

川渝地区酸性气田众多,由于气井腐蚀及油套不连通限制了部分工艺的应用。对于产水气井,射流泵是常用的排水采气工艺措施之一。采用射流泵排水采气具有排液周期短、施工工序少、井下无运动部件等优点。但是,一级射流泵吸入压力低,容易出现气蚀现象。设计了二级射流泵,通过模拟表明:二级射流泵能增大吸入压力,有利于降低气蚀的发生;考虑到水、天然气或氮气等常规“动力液”的不足,提出采用二氧化碳代替常规动力液。通过Fluent对一级射流泵和二级射流泵排液采气工艺进行数值模拟,对混合比、压力、速度参数进行分析,优化设计具有最佳参数的二级射流泵。为酸性气田排水采气提供了新的工艺方案。

元坝气田采出水电化学氧化法除氨氮工艺研究

针对元坝气田低温蒸馏站现有处理工艺环节多、产泥量大等问题,拟引入电化学氧化法对采出水进行预处理,以除氨氮和降低有机物含量。通过小试优化了电化学氧化反应中电流强度、电解时间。结果表明,采出水脱除硬度之后,当电解电流为1200 A、反应时间为30 min时,氨氮去除率可达100%,同时有效降低废水有机物含量,此时吨水处理成本为7.56元。结合低温蒸馏站实际情况,中试采用“澄清软化+电解脱氨氮+反渗透+MVR蒸发”工艺,缩短处理流程,可有效降低药剂及污泥处置成本,为后续新建资源化站提供了理论和工艺设计支撑。

元坝气田采出水除硫工艺技术应用实践

元坝气田采出水硫化物含量高,成分复杂,原采用的化学沉淀法除硫会产生较多危废污泥。为解决此问题,改用氧化法除硫,通过试验确定了最佳氧化剂为双氧水,及其投加量计算公式。现场应用表明,使用双氧水处理元坝气田高含硫采出水,不仅能够减少除硫过程中危废污泥的产量,同时节约了药剂成本。

负压气提在高含硫气田采出水脱硫处理中的应用

目前,国内已建高含硫气田均采用"正压气提+密闭氧化除硫"工艺去除气田采出水中的硫化物。该工艺应用过程中由于正压气提对气田采出水中硫化物的去除率低,从而造成吨水处理成本高。为降低处理成本,开展了负压气提工艺现场中试研究,确定了进水pH、气水比、塔内工作压力等最佳工艺参数,出水硫化物去除率达到99%。对YB29污水站进行负压气提工艺改造,整体运行数据与中试试验基本吻合,吨水处理费用降低至56元。

元坝气田试采工程排液系统关键技术优化研究

元坝气田试采工程各井站采出水经气液分离器分离后,污水在压力驱动下进入污水管网输送至污水处理站,随着气田产水量的逐步增加,排液系统的重要性日益凸显,但在生产运行过程中逐渐暴露出液位调节阀不能实现自动排液功能、压差排液导致污水管线窜气爆管和污水罐罐底泵振动剧烈等问题,影响气田的安稳长满优运行。为优化排液系统,实现污水的安全高效输送,结合元坝气田实际情况,开展了液位调节阀控制方式优化、排液工艺流程优化、罐底泵安装方式优化等技改措施,以满足多相流液位调节阀高低液位联锁控制、气田水先脱气分离再外输和罐底泵平稳高效运行的需求。现场实践表明,技改后的排液系统完全实现了气液分离器自动排液,降低了污水管网超压运行的风险,减少了罐底泵运行带来的管线震动,节省人力物力的同时,也降低了安全风险。

油气田含硫污水处理方法及前沿进展

现阶段,我国油气田开发能力逐渐提升,在天然气开发过程中,容易将地层水带出,部分含硫气田地层水中含有一些硫化物质,具有一定的腐蚀性和毒性,需要对其进行处理之后回注地层或者回用到生产工艺中,避免对环境造成污染。因此,主要阐述了含硫污水的来源及危害,并探究油气田含硫污水处理方法及进展。

高含硫净化厂克劳斯/斯科特装置尾气SO_(2)减排工艺优化

为降低某天然气净化厂克劳斯/斯科特装置尾气的SO_(2)排放,对装置工艺参数进行了分析。考察了克劳斯反应器R-301和R-302温度、加氢反应器R-401温度、尾气吸收塔C-402参数和液硫池鼓泡空气量对SO_(2)转化率和尾气SO_(2)质量浓度的影响,并优化了装置的运行参数。结果表明,当R-301和R-302床层温度分别为320℃和225℃时,SO_(2)转化率分别提高了2.9%和6.5%;当R-401过程气入口温度提高至290℃,C-402贫胺液温度、循环量和塔操作压力分别为36~38℃、155~160 t/h和5 kPa,液硫池一、二区鼓泡空气量为75 m^(3)/h时,尾气SO_(2)排放质量浓度可降至326 mg/m^(3),满足GB 39728-2020中规定的SO_(2)排放要求。

川东北须家河深层气藏高效挖潜测试关键技术

川东北地区须家河陆相气藏储量超1000亿m^(3),前期主要采用小规模加砂压裂或酸压改造投产,未获得大的产能突破。由于须家河储层致密、高破裂压力导致施工排量受限,加砂难度大,改造效果差。通过开展挖潜井井筒作业保障技术研究,开发了须家河挖潜井井筒治理及精细控压技术,解决了原测试层共存、地压系数差异大导致井筒作业时井控难的问题以及施工作业承压问题。提出了一趟管柱多层挖潜思路,形成了大通径油管组合配套封隔器分段压裂管柱,140.0 MPa与105.0 MPa井口交互式作业可满足超高压大规模加砂作业以及后期生产要求;在YB6、YL15、YL171井应用,成功实现了三口老井的挖潜作业;在YL171井一趟管柱完成须四储层的分层压裂,在71.0 MPa的油压下日产量达到32.5万m^(3)。

管道内检测技术在山区高含硫气田的应用研究

山区高含硫气田集输管道因输送原料气成分及输送环境复杂,导致管道内壁发生电化学腐蚀,存在泄漏风险,因此对酸气管道开展内检测非常重要。漏磁检测技术是在高含硫气田应用比较成熟的内检测技术。近几年又新起了电磁涡流内检测,具有通过性好,对小尺寸缺陷识别度高,更适应于小管径低流速管道。本文结合某高含硫气田漏磁和涡流检测技术的应用成果,对检测技术的现场适应性、优点以及局限性进行分析,并提出改进建议,为今后同类型气田在检测技术选择上提供一定的技术支撑。

油气企业环境法律风险管理探析

石油资源作为重要的战略资源,在国际国内市场都占据着重要的位置。随着近年来我国经济社会的不断发展,对于能源的需求量和缺口也逐步增大。随着环境保护的严格化,油气行业在生产过程中必须加强对环境侵害的法律风险防控。

提高含硫气田场站燃气发电机一次启动成功率技术研究

燃气发电机作为气井生产应急保障单元,为高含硫场站自控、通信、仪表系统提供稳定的电源,它一次启动成功对保障气井安全平稳开采具有重要意义。文章针对XX气田场站燃气发电机停市电后难以一次启动成功的情况,对燃气发电机运行现状、工作原理、环境条件等进行分析,确定影响发电机启动成功率的主要因素。通过改进发电机进气结构、优化蓄电池管理、完善巡检制度等措施,将发电机一次启动成功率由55%提升至100%,有效降低了高含硫场站燃气发电机故障频率和维修成本,保障了气田异常停电后的生产安全。

X1井单井储气库建设可行性研究

储气库建设是一项高风险的投资,要求注的进、采的出、封闭性强、满足强制强采的调峰需求。为论证建库的可行性,本文从地质、动态、井筒三方面以物性、封闭性、库容、注采能力、井筒抗内外压等10项因素为研究方向,全面分析研究了X1井改建储气库的可行性,认为:X1井地理条件优越;注气气源、采气销路便利;孔渗搭配好,砂岩储层裂缝发育;气井低压不含硫;动、静态封闭性好;动态储量大;采出程度高;注采能力强;井筒管柱完好,适合改建储气库。

山区高含硫酸气管道清管作业技术研究

油气管道每隔一定周期就需要对内部杂质及情况进行清理和掌握,目前山区高含硫管道清管技术与天然气管道存在差异,,目前油气管道清管作业研究主要集中在天然气管道环境中,且主要针对清管器的风险和结构研究较多,缺少山区高含硫酸气管道环境的清管作业技术研究,为了更好的研究山区高含硫酸气管道清管作业技术,本文探讨了山区常见清管球类型、作业风险,结合现场经验提供了山区高含硫酸气管道清管作业的风险应对措施及调产发球策略。

元坝高含硫气田地面系统腐蚀主控因素研究

元坝气田天然气中高含H2S、CO2,随着气田出水量增大、矿化度升高,地面系统腐蚀环境越来越复杂。为找出影响元坝气田地面系统腐蚀的主控因素,建立了以CO2分压、H2S分压、液气比、pH值、矿化度、Cl-含量、缓蚀剂残余浓度为自变量,腐蚀速率为因变量的灰关联分析方法。通过数据挖掘,分析了各种因素对腐蚀的影响程度。结果表明,当前元坝气田地面系统腐蚀的主控因素为H2S分压、液气比和CO2分压,故可适当优化缓蚀剂添加方案,调整批作业清管周期,合理降低缓蚀剂清管作业成本。研究成果为元坝气田地面系统的完整性管理提供了技术依据。

元坝气田产出水集输系统腐蚀特征及防护措施实践

元坝气田是国内首个超深高含硫生物礁大气田,高产量的同时也伴随大量产出水。随着开发的进行,腐蚀问题日渐明显。介绍了元坝气田产出水集输系统的腐蚀问题及防护措施实践:按腐蚀破坏形态分类,目前元坝气田产出水集输系统的腐蚀属于局部腐蚀;抗硫碳钢无法在高含硫气田产出水集输系统单独使用,添加缓蚀剂可以使抗硫碳钢的使用寿命延长;管道停运期间因介质不均匀性增强,易导致腐蚀加剧。此外,气田开发生产过程中,因传统的定点在线腐蚀监测技术对点蚀、孔蚀等局部腐蚀受限,应全面引入射线检测、超声波测厚等无损检测手段,弥补定点监测的缺陷。

元坝气田井口装置平板闸阀故障分析及对策研究

元坝气田为国内第二大高酸性气田,具有气藏埋藏深、硫化氢含量高以及地层压力高等特点,目前气田气井井口采用的是抗硫级别为HH级、压力级别为105MPa的采气树,但投产3年以来,井口装置平板闸阀仍出现一系列故障,给气田井控工作的正常开展带来了挑战。以井口装置平板闸阀为研究对象,统计可知气田井口装置平板闸阀常见故障主要包括外漏、开关不灵活、内漏以及开关不到位。结合闸阀设计机理、外部条件以及人为因素,分析得到造成平板闸阀故障的原因主要有密封组件失效、轴承以及销钉损毁、阀板材质疏松或杂质引起密封不严等。针对井口装置阀门故障以及故障原因,提出更换阀门、更换阀门密封件、更换轴承、注脂堵漏以及阀门活动解卡等处置措施;同时提出加强阀门维护保养、保证盘根等易损备件充足以及保持气井合理工作制度等合理建议。

元坝气田场站污水管道腐蚀机理及防腐对策研究

元坝气田场站污水管道的水平段底部多次发生腐蚀穿孔,采用“射线检测+超声导波+超声测厚”、扫描电镜观察和能谱分析等手段,从宏观与微观角度开展污水管道腐蚀分析。分析结果表明:污水管道主要发生点蚀,并逐步扩大形成蚀坑,进而扩展形成穿透孔;腐蚀穿孔管段的腐蚀缺陷集中分布在水平管段底部,结合污水管道运行环境分析,揭示场站污水管道内部未加注缓蚀剂进行保护是管道腐蚀的直接原因,管道腐蚀机理以H_(2)S-CO_(2)液相腐蚀、Cl^(-)腐蚀和垢下腐蚀为主。为有效抑制管道腐蚀,提出污水管道加内涂层、优选316L管材、加强污水管道腐蚀监测和优化缓蚀剂加注方式等防腐对策。

元坝气田埋地柔性钢骨架复合管非开挖检测分析

目的为评估元坝气田污水输送复合管的完整性,提出了一种针对埋地柔性钢骨架复合管的非开挖检测方法。方法该方法依据电位梯度值判定管道的完整性,首先使用交流电位差测量仪检测管线上方电位梯度值,判断管线防护层是否存在破损并确定破损点位置;然后对破损处电位梯度值进行分级,并确定防腐层破损程度;最后利用GPS定位测量仪对破损点进行精确定位。结果利用该技术对元坝气田污水管线进行无损检测,共检测出5处防腐层破损点,开挖验证后发现各处防腐层均有不同程度的损伤,破损情况与检测结果吻合。结论提出的非开挖检测方法可以实现埋地柔性钢骨架复合管的无损检测,可精确定位出柔性钢骨架复合管的防腐层破损点,检测结果准确可靠。