IPF分析在长庆油田地面工程设计中的应用研究

IPF分析是一种基于保护层分析法的半定量分析方法,对仪表保护系统的风险场景进行分析以评估独立保护层在削减事件可能性和严重性时的有效性,从而确定仪表保护系统的安全完整性等级。以长庆油田长北气田二期为例,对IPF分析方法在该项目地面工程初步设计中的应用进行剖析,结合具体回路介绍了IPF分析的实施过程,论述了安全完整性等级的计算方法。开展IPF分析,可以确定合理的安全仪表系统配置,有效提高工程设计风险评估的全面性和准确度,并能及时发现流程风险从而改进本质安全设计。

湿陷性黄土场地大型储罐基础设计

结合在湿陷性黄土场地上建设的10万方大型钢储罐工程,从基础选型、承载力设计、地基处理、充水预压、沉降观测等方面进行了深入的分析和研究,并从经济性、施工可操作性等方面进行地基处理方案比选,确定采用孔内深层强夯桩+灰土石垫层,提出对含水率较低的湿陷性土层进行预增湿技术,使土层达到最优含水率,解决桩沉管不易、拔管困难、较难消除湿陷性的问题,充水预压后进行沉降观测,结果表明地基沉降随充水荷载增大而增大,在15d后趋于稳定,且储罐四周沉降大于中心点,但沉降量均小于估算值,地基处理效果达到预期。

长庆油田某页岩油管道停输再启动研究

输油管道停输再启动是一项复杂的工程问题,为确保长庆油田某页岩油管道的运行安全,需对管道停输再启动开展研究。根据该页岩油管道的基础数据和所输页岩油的油品物性,利用SPS仿真软件对冬春季和夏秋季正常输送时管道的出站压力和进站油温进行计算分析,并对不同停输时间下管道的再启动过程进行模拟。研究发现:将管道进站油温高于原油凝点3℃时的停输时间确定为安全停输时间,在最高输量和最低输量条件下,管道冬春季的安全停输时间分别为28 h和3.5 h,推荐管道停输后再启动压力分别为6 MPa和3 MPa;针对最低输量下管道安全停输时间较短的情况,推荐在停输前加降凝剂处理,以延长管道安全停输时间;夏秋季安全停输时间均大于100 h,推荐管道停输后再启动压力为5.5 MPa和1.5 MPa。该研究结果为管道的稳态运行和停输再启动操作提供了参考。

深层煤岩气开发地面工程面临的挑战及对策建议

深层煤岩气指埋藏深度大于1500 m的煤层气资源,具有储层压力大、含气量高、游离气丰富等特点,开采难度大。近年来,中国在鄂尔多斯盆地大吉区块、沁水盆地晋中区块等深层煤岩气勘探开发取得重要新进展,深层煤岩气勘探开发展现了良好的潜力,但压裂用液量高、地面工艺配套复杂、整体投资较高等因素仍是制约此类非常规天然气高效开发的核心问题。为促进深层煤岩气的高效开发,根据目前已开发深层煤岩气试采取得的认识,充分结合已有试采井静态、动态资料,系统梳理了开发过程中地面工程面临的问题与挑战,并提出了针对深层煤岩气开发地面工程的对策与建议。研究结果表明:①深层煤岩气地面工程面临低成本水资源循环利用难度大、地面配套工艺复杂、建设投资高等方面的挑战。②根据深层煤岩气地面工程配套复杂、建设周期长、系统布局要求高等特点,创造性提出“五网同建、地面先行”的建设新模式;并构建差异化集输网、循环回用水网、绿色低碳配电网、安全高效数据网及统筹优化道路网,满足了深层煤岩气高效开发需求。③提出“前端功能模块化、后端功能集成化”设计新模式,井场按照撬装集成、组合拼接,下游站场按照立体布置、高度集成,充分适应了不同阶段煤岩气生产特征差异大的特点。结论认为,深层煤岩气开发需深入落实地上地下一体化建设模式,最大程度降低地面工程整体投资;新的地面工程建设模式体现了“高效、节能、安全、环保、智能”的理念,满足了深层煤岩气产业高质量发展的目标。

长庆油田某加剂页岩油管道的停输再启动研究

文中首先分析了长庆油田某页岩油的密度、比热容等基本物性,然后对降凝剂加剂条件进行了优化,确定了最优热处理温度和加剂浓度,最后基于页岩油管线的基本设计条件,通过SPS软件开展了不同季节、不同输量条件下管道的停输温降和再启动模拟研究。研究结果表明:该页岩油对降凝剂具有良好的感受性,最优热处理温度为50℃、最优加剂浓度为20 ppm,且在冬春季和夏秋季各输量条件下停输100 h后均能成功实现再启动,对页岩油管道的安全保障具有重要意义。

螺旋推进式含油污泥清淤装置的设计与应用

目前油气田站场含油污泥清淤普遍采用人工加传统机械的办法,清掏困难、清淤效果不稳定且安全隐患突出。针对这一问题,设计了一种适合油田污油泥特点、主体功能集成、集装箱式可移动的含油污泥清淤装置,主要由移动式水下作业端、地面动力及控制工作站、连接管路、控制线缆组成。清淤系统采用旋转绞龙配合渣浆泵及高压水喷头的方式对淤泥进行收集;行走系统采用螺旋式推进结构,可在水下实现前后左右行进、原地旋转;控制系统包括地面控制台、电气控制柜以及水下作业端的动力液压控制仓,能够对装置进行全方位的控制与操作。各系统间相互配合,使其在能够行进过程中对所处位置的污油泥进行搅散、破碎、提取和输送等处理,绿色环保且为现场作业提供了极大便利。

人因工程分析在油田立体布置脱水站的应用

随着国内油田站场立体模块化技术发展,站场内装置集成度进一步提高。为了研究人因工程(HFE)在此设计模式中的应用方法及适用性,以油田立体布置脱水站为例,描述了使用结合其他风险分析方法的人因工程对油田站场及其核心模块化装置的应用分析,包括方法流程、应用过程及成果,并对人因工程分析的适用范围及应用前景进行了阐述。通过VCA阀门关键性分析结合3D模型审查,提出3条总体建议和25条具体修改建议,解决了立体模块化装置布局拥挤、操作困难、维修不便等多项问题;利用HFE HAZOP (人因工程危险与可操作性)分析专用引导词进一步分析出装置存在的人为因素或人因工程设计不合理可能引发的操作风险,给出4条合理化建议,完善工艺安全分析内容,有效降低了油田站场运行过程中的整体风险,为后续人因工程在石油化工行业,特别是高集成度模块化装置设计中的深入应用提供技术经验和支撑。

长庆气田净化厂CO_(2)捕集与液化技术优选

减少CO_(2)排放是控制碳排放的重要手段,气田净化厂捕集到的CO_(2)可以用于CO_(2)驱油等领域。针对长庆气田净化厂需要开展尾气捕集回收CO_(2)的实际情况,本文探讨了净化厂捕集CO_(2)的可行性,并提出了正压焚烧加氢氧化钠碱洗尾气处理工艺及胺液捕集+丙烷制冷的CO_(2)捕集、液化工艺,同时得到长庆气田各个净化厂的CO_(2)回收率及回收能耗,对下步开展CO_(2)回收具有重要意义。

对项目本质安全设计开展体系审核的研究

设计单位是一个贯彻国家法律、法规,执行国家规范的单位,如何保证设计项目本质安全在进度上能满足建设单位的要求、在质量上符合国家标准、在设计上项目安全、可靠,一直以来,这是科研、设计单位追求的目标。就是用体系的思想,结合过程控制、PDCA循环、基于风险的方法对项目本质安全设计进行审核。

长庆油田似大地水准面精化软件应用探析

为了验证长庆油田似大地水准面精化软件在场站高程控制测量方面的精度和可行性,本文研究了长庆油田似大地水准面精化软件在控制测量中的应用效果。首先,采用最小二乘配置法进行拟合,根据残差进行粗差探测与剔除;其次,采用移动拟合方法计算,建立高精度、高分辨率似大地水准面模型,并根据模型构建的原理进行编程,编译形成长庆油田似大地水准面精化软件;最后,结合某处理厂高程控制测量实际案例,把大地高直接输入精化软件计算出正常高,对计算结果进行精度分析。研究结果表明,采用长庆油田似大地水准面精化软件输出成果能代替低等级水准测量,可为站场高程控制测量提供新方案。

长庆页岩油多相结蜡特性与清管周期研究

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。

长庆油田某区块地面集输系统结垢机理与集中成垢装置研究

针对长庆油田某区块地面集输系统结垢严重的现象,选取结垢部位严重的垢样进行分析,根据现场采出水的分析结果配置水样,研究水样的矿化度、温度、流速等因素对垢体的粒径、沉降速度的影响,为集输系统的防垢工作提供理论支持。在理论基础上通过对集中成垢装置进行参数优化,模拟垢体颗粒在成垢装置中的分布。SEM/EDS/XRD结果表明垢样主要为钡盐、锶盐和钙盐等,这和水样的分析结果相一致,证明垢样主要来自于采出水中盐的沉淀。采出水的矿化度越高,垢体的粒径越大,垢体的沉降速度越快;流体的温度越高,垢体的粒径越小,垢体的沉降速度越小;而流体的流速对垢体的粒径和沉降速度的影响则呈现出先增加后减小的趋势。室内模拟液体处理量和垢体粒径对垢体在成垢装置中的体积分数分布表明,液体处理量对垢体在集中成垢装置中的沉降速度影响最大;垢体粒径越大越有利于垢体的沉降。

姬塬油田某区块CO2注入站场工艺优化与设计

CO2驱油是一种有效的提高采收率技术,其采出气目前多采用直接回注或管道外输的方式进行处理。本文针对姬源油田某区块具备高浓度外部碳源供应的情况,本文对两种采出气处理方式进行技术经济比选,并基于ASPEN HYSYS对混合后的采出气与管输CO2进行工艺流程模拟,最终确定采出气脱水后与管道气混合回注不仅投资更小,而且满足油藏内CO2混相要求和注入设备条件。

油气田工业控制系统架构与安全防护策略设计

物联网多样性应用给通信协议简单、缺乏安全防御能力的控制系统带来严重威胁,针对油气田生产场站点多面广、分布零散,对每个控制系统进行安全加固需要巨额投入的短板,结合工业控制与物联网应用现状,分析了工业控制系统存在的风险,提出了关于系统架构、安全计算环境、安全区域边界、安全通信网络的安全保护策略设计。实际应用表明:采用该防护策略,在低成本条件下可有效提升控制系统安全防护水平。

光热复合碟设备在长庆油田站场的应用分析

为明确光热系统在油田站场的应用效果,以长庆油田A站场为例,对国内外3种应用较为广泛的光热集热系统——槽式、菲涅耳式和复合碟式光热系统在油田站场的适用性进行了对比分析,优选光热复合碟设备作为A站场的光热设备类型。对光热复合碟设备应用于A站场的数量进行了详细计算,在此基础上,介绍了复合碟光热系统与A站场现有工艺流程的衔接,以及光热系统的整体平面布局,最后预测了A站场实施光热系统后的节能效果,预测结果表明:在站场中应用光热系统可提高加热效率、节约燃气,燃气替代率得到较大提高。

离子交换工艺在长庆油田采出水水质改性中的试验研究

长庆油田多层系开发产生的采出水水质复杂,存在不同程度不配伍的情况,为满足混合回注需求,提高回注率,针对性开展了离子交换工艺在水质改性中的试验研究,并进行了小试装置的运行试验验证。试验结果证明:经适当预处理后,采出水采用离子交换工艺,钙、镁离子可降至1 mg/L以下;经改性后层1采出水与层2采出水模拟最大结垢量为清水与层2的混合配比结垢量的60%;适当采取阻垢措施后可替代清水回注层2采油。高子交换工艺适用于不同油层、不配伍采出水的水质改性或深度处理。

关于长庆气田阴极保护智能桩报警率过高的几点思考

阴极保护智能测试桩是基于物联网信息技术的新兴产物,在长庆气田得到大量推广和应用。该技术在有效提升阴极保护系统智能化管理水平以及减少管道维护管理人力、物力的同时,运行中也发现存在一些问题,比如过高的报警率等。针对长庆气田智能测试桩报警率过高问题,探讨了通电电位控制法的影响,高含氧量和高土壤电阻率的影响,试片断电电位读取时刻的影响,测试试片材质、面积、埋设位置、埋设环境的影响,以及自然电位的误差等,并进行了论证。

气田增压站烟气余热利用系统设计与应用

气田集输中大量采用燃驱增压方式,国内压气站在用燃驱增压机组运行中产生的高温烟气大多直排大气,造成极大的能源浪费。目前,针对压气站高温烟气回收的研究大多处于理论研究阶段,鲜有工程应用实例。以长庆气田某燃驱增压站为研究对象,进行了烟气余热利用系统的应用设计。基于站内内燃机机组运行状况、烟气余热资源条件及站内用能负荷状况,提出了供热、供冷、供电三种高效余热梯级回收利用方案,并进行了能级分析。针对高温烟气供电方案,构建了蒸汽朗肯循环与有机朗肯循环耦合的两级余热发电系统,系统全年可完成替代电量1525.8×104 kWh,高温烟气温度可由380℃降至90℃,实现了烟气余热的深度利用。

绿氢制绿甲醇的技术经济可行性分析

随着全球二氧化碳(CO_(2))排放量逐年递增,气候变化和CO_(2)排放已经成为全球性的问题,CO_(2)减排和资源化利用是实现“双碳”目标的核心。发展可再生能源与CO_(2)清洁利用技术已成为实现“双碳”战略目标的有效途径。可再生能源制绿氢与工业捕捉的CO_(2)合成绿甲醇,构筑碳基化学品零碳循环体系,既能实现CO_(2)资源化利用,又能清洁无污染获得绿甲醇。针对可在生能源制绿氢再耦合CO_(2)制绿甲醇技术经济性问题,分析可再生能源制绿氢的前景,结合现有CO_(2)加氢制甲醇化工企业调研,对绿氢制绿甲醇的技术经济进行分析,预测未来随着可再生能源大力发展,均摊成本降低导致绿电和绿氢价格走低,碳减排补贴力度加大,高效稳定催化剂的开发,绿氢加CO_(2)制绿甲醇相较传统制甲醇技术具有良好的发展前景,为绿氢制绿甲醇化工行业提供技术依据和经济性分析方法。

长庆天然气净化厂的二氧化碳捕集技术

本文针对长庆天然气净化厂,探讨深入了净化厂捕集二氧化碳的可行性,提出了针对长庆气田净化厂的尾气正压焚烧加氢氧化钠碱洗尾气处理工艺及胺液捕集加丙烷制冷的二氧化碳捕集、液化工艺,并通过工艺模拟,得到长庆气田各个净化厂的二氧化碳回收率及回收能耗,为长庆气田净化厂二氧化碳回收的工程实践提供有力的技术支撑导。