石油和天然气生物脱硫技术分析和展望

综述了石油和天然气生物脱硫工艺应用的最新进展,对石油和天然气生物脱硫的原理、使用的微生物种类和工艺设计进行了比较和分析,并展望了生物脱硫技术在石油和天然气工业可能的发展与应用。通过对比分析,阐述了石油、天然气和其他原料生物脱硫机理的不同和联系,以及各种工艺目前存在的问题和可能的解决方法。边远地区、低含硫油气藏的开采和微生物脱硫能力的提高及其工艺的改善,将促使生物除硫技术在石油和天然气开发中广泛应用。

含二氧化碳天然气集输管道管材的优选

分析了二氧化碳腐蚀对地面集输管道造成的严重危害,结果表明,分压、温度、流速等是影响二氧化碳腐蚀的重要因素。通过设计研究和现场应用实践,初步获得了二氧化碳酸性天然气田集输管材的优选方法。

磁性γ-Al2O3固载BMIMPF6离子液体吸附剂的吸附脱硫选择性

采用内凝胶法(油中成型法)制备超顺磁性-γAl2O3颗粒。用浸渍的方法在磁性-γAl2O3表面负载BMIMPF6(1-丁基-3-甲基咪唑六氟磷酸,1-Butyl-3-methylimidazolium hexafluorophosphate)得到离子液体改性的BMIMPF6/-γAl2O3吸附剂。分别用XRD、SEM和VSM等手段对磁性-γAl2O3和BMIMPF6/-γAl2O3的晶体结构、表面形貌和磁性能进行表征。以噻吩(T)、苯并噻吩(BT)和二苯并噻吩(DBT)的正辛烷溶液为模型化合物,考察了BMIMPF6/-γAl2O3对这3种硫化物的饱和吸附量和吸附选择性。结果表明,随着BMIMPF6负载量的增加,BMIMPF6/-γAl2O3对T的饱和吸附量下降,对BT和DBT的饱和吸附量先增大后减小。与T相比的DBT的吸附选择性SDBT/T随着BMIMPF6负载量增加而增大;与BT相比的DBT的吸附选择性SDBT/BT随着BMIMPF6负载量增大先增加,当BMIMPF6负载量达到磁性-γAl2O3的10%(质量分数)后,SDBT/BT不再变化。采用10%BMIMPF6/-γAl2O3对柴油样品吸附脱硫重复使用4次后,仍可将柴油的硫质量分数从69.0μg/g下降到24.7μg/g。

超声波原油脱水试验

根据超声波的性质和作用原理，采用特制的超声波发射议，用正交试验设计法，进行了多方面原油脱水试验工作。优选出针对古城B123区复合二元驱出液的超声波脱水工艺参数，即超声波频率为30kHz，声强2．1W／cm2，作用时间为10min，加P─201型破乳剂100mg／L，脱水温度70℃，其脱水率达80％以上。其结论对超声波脱水技术的研究及其机理的进一步探讨，具有一定的指导作用和参考价值。

国外含硫天然气脱硫与硫磺回收工艺技术现状及优选设计研析

通过开展国外天然气脱硫及硫磺回收技术的调研,深入分析了各类天然气脱硫及硫磺回收工艺技术特点,其中脱硫工艺技术主要从化学法、物理法、化学物理法、生化法4大类进行分析;硫磺回收工艺技术主要从直接氧化法、亚露点法、富氧克劳斯法、还原吸收法和氧化吸收法5类进行分析。对各类方法的适用范围及应用成熟度进行适应性分析,通过图版法、工艺排序法、比较法、联合脱硫法等确定某类含硫气田脱硫及硫磺回收工艺优选设计原则,为含硫气田脱硫工艺优选设计提供参考和借鉴。实例分析了国外典型大型脱硫厂在不同工况下天然气的脱硫和硫磺回收工艺优选设计,应用表明这套天然气脱硫及硫磺回收工艺优选设计原则具有较好的实用性。

宝浪油田地面工艺配套技术

宝浪油田属低孔低渗透特殊轻质油藏类型油田。该油田地面建设工程设计中，采用了单管不加热集输，一段热化学脱水净化处理技术和正压闪蒸方式的原油稳定工艺，保证油气损耗率≤０．３％。确立了以建一套２０＊１０＾４ｍ＾３／ｄ的轻烃回收装置和一座规划规模的２０ＭＷ的燃气发电站为主的天然气综合利用方案。

海外油气勘探资产技术经济评价思路与方法

海外勘探资产的技术经济评价是项目可行性研究的核心内容,是一项复杂的系统工程。针对海外油气勘探资产技术经济评价面临着资产类型复杂、不确定因素多、评价时间较短且资料有限、技术评价难度大等多项挑战,提出了海外勘探资产全周期技术经济评价的总体思路和评价流程;并以中等勘探区块为例,深入剖析了地质与资源评价、概念性开发工程评价、钻采/地面工程评价、经济评价和风险评价等5个核心评价环节。在此基础上,将勘探资产根据勘探程度的高低分成前沿勘探区块、低勘探程度区块、中等勘探程度区块和高勘探程度区块4类,提出不同勘探程度区块的评价重点。结合实际工作经验,对海外勘探区块的权益股份、勘探期安排、义务工作量以及勘探区块进入时机确定等常见问题给出具体解决方案。

草舍油田CO_2驱高气油比井举升新技术

在草舍油田注CO_2驱油过程中,由于CO_2通过大通道窜至生产井,造成气油比上升,导致常规管式泵泵效低,为此进行了CO_2驱高气油比井举升技术研究。研制了防气射流泵和强制拉杆防气泵等关键工具,组合了具有二级防气功能的CO_2驱高气油比井举升管柱,并采取了防止CO_2腐蚀的技术措施,形成了CO_2驱高气油比井举升新技术。该技术在草舍油田3口井进行了现场试验,结果表明,3口试验井平均泵效提高了10.5百分点,平均单井日增油2.0t。这表明,CO_2驱高气油比井举升新技术能够解决草舍油田CO_2驱高气油比井泵效低的问题,达到提到泵效和产油量的目的,为提高草舍油田CO_2驱整体开发水平提供了一种新的技术手段。

水合物流动环路实验研究进展

作为水合物研究的重要手段之一,水合物环路实验研究因其能够模拟管输体系中的水合物生成、流动及堵塞规律,得到国内外众多研究者的青睐。本文介绍了法国Archimede环路、法国IFP-Lyre环路、美国Exxon Mobil环路、美国塔尔萨大学FAL环路、澳大利亚Hytra环路、挪威NTNU环路、挪威SINTEF环路、挪威Petreco A/S高压轮形环路、中国科学院GIEC水合物实验环路、中国CUPB化工实验环路和中国CUPB储运实验环路11条国内外水合物实验环路的主要设计参数和实验工艺流程等基本概况。从流动体系水合物生成研究、水合物浆液流动特性研究、水合物堵管机理及风险控制研究、水合物颗粒聚并及粒径分布研究等4个方面,总结了基于水合物环路实验所获得的研究进展及主要成果。为未来更具功能特色的水合物实验环路的搭建提供了设计思路和参考意见。并指出后续深入开展水合物环路实验研究,应将宏观实验数据分析与微观测试手段相结合,优化实验方案,明确实验目标,以揭示水合物相关基础研究的本征机理。

能源转型形势下的国际油公司天然气发展战略及启示

由于俄乌冲突及脱碳进程影响,2022年全球天然气市场呈现新的发展态势。文章基于全球天然气价格和供需形势的研判,剖析了国际油公司LNG(液化天然气)项目成本价格,开展了国际油公司低成本天然气一体化发展战略研究。结果表明,目前全球天然气市场处于溢价阶段,需求端长期看涨,供给端快速反应,天然气长期贸易合同量明显上升。在双碳和降本增效双轮驱动下,国际油公司重点LNG项目单位成本总体呈现下降趋势。未来10年内国际油公司将通过提高天然气和LNG产量占比,加大低碳投入和可再生能源支出,研发CCUS(碳捕集、利用与封存)技术致力于零碳排放,构建业务链一体化发展模式,持续做大天然气产业链。为此建议中国油公司继续突出天然气龙头产业地位、不断加大天然气/LNG业务的投资、构建强大的LNG项目储备、从传统的上下游一体化向业务链一体化转变、采用CCUS技术降低传统天然气业务碳排放。

微波强化臭氧氧化降解油田污水聚合物实验研究

用取自现场聚合物驱采出液脱后污水配制模拟污水,通过实验研究了不同条件下阴离子型部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)的降解情况。结果显示,与单独臭氧氧化法相比,微波强化臭氧氧化法对聚丙烯酰胺具有降解率高、反应时间短、臭氧用量少等优点。同时用微波强化臭氧法处理油田现场实际含聚污水,出水水质完全能满足污水回注需要,表明该方法具有较好的可行性。

海外油气上游资产全周期技术经济评价研究与实践——近30年中国石油海外新项目评价成功经验总结

海外油气新项目的评价和获取是海外上游发展的根基。近30年中国石油海外新项目的评价研究不断在评价技术及方法、商务与技术结合、风险分析及把控、可行性研究规定及管理制度完善等方面开展一系列的探索和创新,形成了中国石油特有的全周期油气上游资产评价体系,实现了评价流程规范化、评价指标标准化、评价方法集成化、投资决策科学化。通过评价研究获得的勘探区块发现多个大油气田,且得到高效开发,有效支撑了海外1亿吨年产能建设和效益发展。根据近30年的评价经验,提炼出海外新项目评价和成功获取的十大关键要素。在此基础上得出几点启示,一是稳定高水平队伍是保证评价质量的根本,二是多学科联合研究是效率最高的工作手段,三是全周期风险量化评价是未来的发展趋势。以期在中国油气企业不断走向海外的进程中,高质量开展新项目评价,获取更多优质油气资源,支撑海外油气业务优质、高效、可持续发展。

深海天然气田开发工程模式探讨

传统深海天然气田开发工程模式是通过铺设海底管道将天然气田产物输送至陆地,由于受水深、海底地形、技术可行性及天然气田经济效益等多种因素的制约,限制了其在深海天然气田开发中的应用。FLNG装置或CNG船与海上天然气生产设施组合为新型的深海天然气田开发工程模式,以投资相对较低、建设周期短、灵活机动性好及目标市场可选范围广等优点备受关注。通过调研FLNG装置及CNG船的技术发展概况,详细分析了三种适合深海天然气田开发工程模式的特点,对比总结出深海天然气田开发工程模式优选的参考条件。以FLNG装置及CNG船为代表的深海天然气田新型开发技术将打破传统深海天然气田开发工程模式,成为深海油气开发技术发展的重要里程碑。

陆地及海洋油气田钻井投资指数预测方法研究

钻井投资是油气田开发中的一项重要投资,是石油企业经济效益的重要指标,对钻井投资成本进行准确预测,有利于企业管理者和投资者进行科学的决策与评估。基于中国石油某公司提供的投资指数,建立了海洋钻井投资指数、陆地钻井投资指数随油价、全球钢材、物料价格的数学预测模型。其中基于灰色模型和线性回归法建立了单因素预测模型;基于蒙特卡洛和BP神经网络法建立了多元素预测模型。

基于延拓法的天然气管网稳态分析

为解决牛顿-拉夫逊法和拟牛顿法进行天然气管网稳态分析时对初始值较敏感的问题,应用延拓法进行天然气管网稳态分析。3种方法应用到同一算例进行比较,延拓法比牛顿-拉夫逊法和拟牛顿法的计算效率有明显的提高,计算时间分别从牛顿-拉夫逊法和拟牛顿法的4.062 s和0.120 s降低到延拓法的0.110 s,迭代次数分别从1 790次和187次降低到41次。将延拓法应用到实例,计算结果与实测结果相对误差很小,符合工程实际要求。

静水中气泡上升运动及阻力系数研究

采用模型计算法与实验法结合的方式对静水中气泡上升运动行为进行研究。通过牛顿运动定律,基于不同物理模型,建立气泡在水中运动的微分方程;假设气泡在运动过程中的关键参数取值,推导小气泡在水中浮升过程中的气泡行为预测公式;针对不同流态下的气泡上升关键参数进行适应性分析和算例计算。通过设计气泡上升运动实验,对气泡上升运动公式进行适应性分析,修正关键参数的取值。据此提出一种小气泡上升运动规律的计算方法以及关键参数取值方式及参考区间。

稠油注CO2降黏管道输送技术研究进展及展望

通过调研稠油注超临界CO2管道降黏输送技术研究现状,分析目前研究中存在的问题,明确今后研究方向,可为稠油管道输送技术研究提供参考。目前国内外学者对超临界CO2在稠油中溶解特性、超临界CO2降低稠油黏度规律、室内环道实验、注超临界CO2稠油工艺技术经济模拟计算等进行了研究,结果表明,注超临界CO2工艺技术与加热、掺稀等传统稠油降黏输送工艺相比,在运行能耗和输送成本方面具有较大优势,但目前主要还是室内研究,距工业化应用还有很大差距,还需进一步在CO2与稠油相互作用的微观机理、溶解后与稠油的混相流动规律、溶解在稠油中的CO2在管输过程中的逸出问题、稠油溶解CO2腐蚀问题、输送工艺设计和终端CO2的分离回收工艺等方面加强研究。

我国在海外油田的地面建设工艺技术

我国在秘鲁1-AB油田和阿塞拜疆K&K油田的中、后期开发建设中进行了地面生产设施建设,介绍了这两个油田充分依托和最大限度地利用已有生产设施和配套系统的情况。通过采取整体优化、新建产能及局部改造等措施,将这2个油田新建与已有设施有机结合,降低了油田中后期开发建设的投资,满足了油田生产需要,提高了油田的整体开发效益。

基于风险评估的海外油气新项目弃置费估算方法构建

随着各国环保要求趋严,海外油气新项目评价中弃置义务风险也趋严重,准确评估弃置风险和估算弃置费是规避风险的有效手段,为解决新项目评价中无弃置风险评估指标、费率法估算弃置费不规范、人为因素影响较大的问题,通过分析识别影响弃置风险和成本的主要因素,建立分油气项目弃置评价指标体系。采用专家强制打分法确定各指标评分,根据评分高低确定不同项目弃置风险等级并估算相应弃置费。研究的弃置风险评估指标和弃置费估算方法将风险量化和费用估算相结合,在近几年的海外新项目评价中应用,结果与依据弃置工程方案估算相差在10%以内,估算精度能够满足为投资决策提供支撑的要求。

魏岗油田集输系统结垢分析及清垢新技术探讨

魏岗油田油气集输系统结垢严重,影响了生产的正常进行和经济效益的提高。对集输管线、掺水系统、加热炉等结垢的原因和成份进行了分析,指出目前采用的化学清洗方法存在污染环境、成本高、效果不好等弊端,建议尽快研究使用高压水射流清垢技术。