油田地面工程标准化设计实践

吉林油田勘察设计院经过多年的经验积累,在地面工程标准化设计方面取得了一定的进展,形成了老油田整体改造的标准化工艺模式,接转站建设规模、工艺流程、平面布局的标准化,集气站的统一模式,泄洪区内地面工程建设的标准化,站外计量配水间标准化,以及采油井、注水井设计标准化,完成了一批定型图和通用设计。这些成果为实现中国石油天然气集团公司规定的标准化工作目标、全面推行标准化设计工作奠定了基础,创造了必要条件。

吉林油田含油污泥无害化处理技术应用

针对油田地面生产过程中产出的含油污泥成分复杂,无害化处理难度较大的问题,介绍了吉林油田在含油污泥处理流程中主要利用超热蒸汽喷射技术,实现了含油污泥中的油、水等液体与固体分离的目标。经超热蒸汽喷射处理分离后,油中含水率低于0.5%,处理后的粉末残渣中油含量小于0.3%、含水低于10%,从而达到含油污泥的减量化和无害化。避免了含油污泥对环境造成的污染,具有良好的经济效益和社会效益,同时,为吉林油田零污染生产开辟了一条新的途径。

吉林油田道路湿软土基的处治方法——生石灰粉处治法

吉林油田油区内道路按《公路自然区划》划分属于Ⅱ2区,该区内一些湿软地段分布的粘性土的天然含水量往往大于液限,土体经常处于饱和状态,难以达到规范规定的压实度。利用磨细生石灰粉改善湿土的压实性能是一种比较经济有效的技术措施。该技术大大提高了道路土基的强度、水稳定性、温度稳定性和土基承载能力。

电脱水器在吉林油田的发展与应用

电脱水器结构由最初的平挂网状电极板电脱水器发展到20世纪90年代中期的钢筋电极电脱水器,再发展到目前的竖挂电极板电脱水器,电脱水器在吉林油田应用了三十多年。传统的平挂网状电极板脱水装置为平挂的三到四层不等间距的电极板,经过长期运行极板容易变形,在网格处结垢和挂腊严重,导致原油处理效果不好,脱水效率低。竖挂电极电脱水器特点是处理量大,油品适应性强,使用寿命长,自动化程度高,供电方式可直接转换。

吉林油田江南水厂供水泵调速运行综合效益的分析

针对水厂生产运行中存在的实际问题,本文着重分析了恒压调速供水的必要性及调速运行后所获得的经济效益,并介绍了油田在推广应用变频调速时应该注意的问题。

油田注水系统改造工程优化设计

随着吉林油田的开发发展,某厂最大日注水量将不断增加,其注水系统能力严重不足,需要扩建改造。本文通过对注水系统改造工程的研究,优化了注水系统总体布局及工艺设计,解决了已建注水站扩建改造困难及站外注水管网注水半径大、压力损失严重等难题,为油田地面工程配套技术提供了经验。

一体化地埋式生活污水处理装置在吉林油田应用分析

一体化埋地式生活污水处理装置是一套简易的污水处理设备,将整套污水流程整合在一套撬装装置中,通过调节池、生化池、沉淀池、消毒出水池等,将生活污水处理后能达到在野外排放的标准,产生的污泥等废弃物如污泥等可以干化后外运做农肥。这套装置在吉林油田多个野外站队应用,取得了很好的效果。

油田现场总图标准化设计研究

进入新世纪以来,市场经济迅速发展的同时,我国石油产业得到了不断的进步,油田站场管理也逐渐朝着数字化、标准化的方向发展。这样的背景下,总图设计也要紧跟步伐,积极建设油田标准化管理体系,指导与推进总图标准化设计工作,以更好地为油田大站、油田大库的总平面布置以及各专业管线的综合布置做贡献。本研究中,笔者主要对油田现场总图标准化设计问题进行了分析,以供参考借鉴。

高压流量自控仪在吉林油田注水系统中的应用

本文从高压流量自控仪的运行原理、计量及对水压水量控制等主要因素对高压流量自控仪进行介绍,并将其在吉林油田的应用进行深入分析,配合新立采油厂产能的客观情况,结合集输等专业在多井大平台上的投产应用,阐述了其在油田注水上的适应性,并对比传统的吉林油田注水工艺与使用该设备后的注水工艺,迈出了吉林油田注水工艺的发展坚实的一步,并逐渐应用在吉林油田其它采油厂。

北布扎奇油田聚合物弱凝胶体系的研究

研究了适合北布扎奇油田地层水油藏条件下的聚合物与酚醛树脂交联的弱凝胶体系.利用黏度法筛选出了弱凝胶调驱体系的配方,其中聚合物主剂SD6800的质量浓度为1 500mg/L,酚醛树脂交联剂TD-2A和TD-2B的质量浓度分别为300和200mg/L;SEM图片证实了其凝胶网络结构的存在.同时利用MCR 301流变仪测定了最佳凝胶体系的动态黏弹性,发现交联反应7d时体系的黏弹性达到最大,且G′<0.1Pa.温度越高,凝胶体系的黏度越低,90℃时,最低黏度保持在500mPa.s以上.确定了高矿化度油田产出水配制较高黏度的弱凝胶体系是可行的.

油田小环状掺输流程油井计量技术探讨

吉林油田地质条件复杂,边缘低渗透复杂断块油田多采用小环状掺输集油流程。油井产液计量主要采用翻斗分离器+电子水表的计量方式,这种计量方式影响因素较多,计量误差一般较大。通过现场试验,验证了水表与翻斗分离器之间存在系统误差,确定了合理的计量掺水量及完善的掺输计量方法,使计量结果控制在误差允许范围之内。

红岗油田老区综合调整改造优化简化技术研究

介绍了红岗油田老区通过采用"抽稀"中间站场、全面实施不加热集输、油气密闭集输和处理、自动量油技术、建设数字化油田、实施标准化设计等一系列优化简化及标准化地面工程技术,降低了工程投资,减少了运行费用,保证了油田安全生产,使红岗油田从低效、高能耗、多隐患的老油田改造成为高效、低能耗、安全型的油田,确保了高含水油田的有效开发和高效运行。在优化简化、节能降耗、自动化控制和管理等方面取得了良好的经济效益和社会效益,对高含水老油田地面工程调整改造具有积极的指导和推动作用。

吹脱法处理油田集输系统污水中H_2S小型工艺试验

针对国内油田集输系统污水中H_2S的成因,在吹脱法的基础上对脱除H_2S装置进行优化设计,建立了二级连续吹脱污水中H_2S的工艺流程,并对吉林油田某采油厂污水进行单因素吹脱实验,考察不同操作条件下工艺参数对污水H_2S吹脱效率的影响。实验结果表明:在采用HCl为调节剂,调节pH值为6.0,吹脱温度为60℃,吹脱气流量为5 000 mL/min,含油浓度为200 mL/g的条件下,油田污水中H_2S的脱除率可达到99%,吹脱尾气与Pb(CH_3COO)_2反应生成的黑色沉淀PbS可以回收直接利用;降低pH值、升高温度和增加吹脱气流量可有效提升H_2S脱除率。

低渗透油田常温集输及低温脱水技术研究与应用

为确保低渗透油田有效开发和高效运行,吉林扶余油田在整体改造中通过实施站场"抽稀"技术、串井常温集油技术、密闭集输技术、低温原油脱水技术等一系列优化简化低渗透油田地面工程技术,降低了工程投资,减少了运行费用,保障了油田的可持续发展。实践应用表明,常温集输模式和低温脱水工艺技术的应用简化了流程、降低了能耗,取得了良好的经济效益和社会效益,形成的"扶余模式"对低渗透、高含水老油田地面工程调整改造具有积极的指导和推动作用,目前,已在吉林油田广泛推广应用。

网络RTK结合单基站应用于油田线路测量

CORS基站都有一定的信号覆盖范围,超过此范围,流动站RTK就没有固定解,测量作业将受到限制。因此在油田各种线路测量中,网络RTK技术不能发挥强大优势,但在信号边缘地带采用网络RTK与单基站结合的测量方法,可高效快速地完成测量任务。以现场条件来说,此方法比只用一种方式作业至少节约三分之一以上时间,不仅省时,而且节约了人力、物力与财力,极大地降低了测量外业人员的劳动强度,提高了工作效率。此方法适用于网络RTK信号覆盖边缘地带以及现场没有(或过少)控制点、精度要求不是很高的测量任务。

扶余油田探91区块注热水站工艺技术研究

热水驱是高温高压系统,设备使用条件比较苛刻,对加热设备和升压设备的配套选型造成了很大困难。本文通过探91区块注热水站工艺技术的优化研究,降低了热量损失,简化了工艺流程,创新了加热方式,减小了运行费用。为热水驱注入站的建设提供了经验,为热水驱技术的发展提供了有力支持。

前大油田地面系统优化简化技术

前大油田地面建设始于20世纪90年代中期,在15年的油气生产中,地面系统在不断的建设和完善,但一直没有进行整体规划和改造,导致前大油田地面系统存在着集输系统能力偏大,三管伴热集油流程工艺落后、能耗高,设备和管线腐蚀结垢严重,污水处理系统能力不足等问题。2010年,前大油田根据现场实际情况进行整体规划和改造,积极采用新技术、新设备、新工艺,取消1座接转站,改造2座接转站,抽稀5座计量间,原地改造27座计量间,将站外258口油井由三管伴热流程改造为不加热集输流程,并对站内注水系统进行扩建改造。整体改造工程总投资为8 222万元,改造完成后,年创效益1 372万元。

油田联合站老化原油成因与脱水方法研究

对老化油进行回收再处理,不仅可以使其达到净化油标准出厂销售,同时还可以保障脱水系统的正常运行操作。为此,首先对老化油的组成进行了分析,并对老化油的形成原因展开研究,在此基础上,开展化学破乳与氧化破乳老化油脱水的技术评价。研究结果表明,扶余采油厂老化油含水率平均62.2%,乳化状态稳定,胶体FeS颗粒的大量存在是老化油生成的主要原因,氧化破乳对于老化油脱水更为有效,硝酸-硝酸钾在3%投加量下,老化油的含水率可降至5%以下,达到原油出厂指标。

浅谈我国集中供热管网中存在的问题及优化设计

集中供热在我国已经有近百年历史,集中供热与分散供热相比具有节约燃料、减少污染等优点。我国北方城市冬季多采取集中供热方式取暖,集中供暖的质量直接影响居民正常生活,北方冬季温度最低时可达零下二十五度以下,如室内温度过低,人的身体就会感到不适。供热管网设计影响着集中供热的质量,如何优化集中供热管网值得研究,本文将针对集中供热管网设计优化展开研究分析。