苏里格气田东区站场排液管线的腐蚀风险及其防治措施

通过对苏里格气田东区站场排液弯管的腐蚀形貌观察、腐蚀产物检测和现场挂片试验,明确了弯管的腐蚀形式为冲刷腐蚀。利用多相流模拟软件对弯管处介质的分布特点、壁面剪切应力和冲蚀速率进行模拟,模拟结果表明:冲刷腐蚀的主要影响因素为介质流速和固相颗粒含量;弯管内弧主要受液相高流速产生的壁面剪切应力影响,外弧主要受固相颗粒的冲击磨损作用影响。根据苏里格东区站场排液弯管的腐蚀风险特点,推荐在高风险位置使用玻璃钢管或者陶瓷内衬弯管进行腐蚀防治。

排液管及管线失效问题的探讨与建议

通过广泛调研和分析排液管的使用状况,从排液管的结构、选材和使用条件入手,探讨了排液管及管线的选材问题和主要失效形式。对真实失效案例作了分析讨论,提出如下建议:电化学腐蚀环境慎选奥氏体不锈钢;加氢反应流出物管线应选用347不锈钢材质,停止停工期间的碱洗操作,以防止氯离子应力腐蚀开裂。

氨冰机系统排液管线的改造

由于原设计采用的氨泵故障率较高,在氨冰机系统出现带液时,如无法及时启动氨泵,将严重影响冰机的工作负荷,进而导致低温甲醇洗系统和氨合成系统生产不稳定。针对存在的问题,利用设备之间的压差,通过对排液管线进行改造,实现了自力式排液,不仅可以取消氨泵,而且保证了装置的稳定运行。

数值模拟在开排沉箱排液管布置分析中的应用

开排沉箱是海上平台常用的开式排放设备,本文采用数值模拟方法,建立开排沉箱的计算模型,对沉箱内部速度场、温度场、湍流强度、油滴运移特性等进行了模拟分析。结果表明:生产污水排液口高于其他排液管线出口时,排海的污水对其他排放介质有冲击携带作用,导致油滴向下扩散,同时生产污水携带的小粒径油滴大部分被冲向了沉箱出口,应将生产污水排液口位置下移,与其他排液管出口保持8～10m以上距离。

防止低渗透储层污染的抽汲排液管柱的设计与应用

低渗透储层经过一段时间排液后,地层能量下降,完成抽汲排液后在解封、起排液管柱 过程中,势必使大量环空水倒灌进地层,对地层产生二次污染,影响地质资料的准确性、可信性。针 对这种情况,设计了两种抽汲排液管柱,在排液结束时砸断反循环阀销子,抽出井筒内环空水;若发 生砂卡,可采用正洗井冲净上封隔器上部沉积的砂子,既可解除砂卡,又避免大量洗井地面水进入 地层,大大降低对压后排液层的再次污染,确保合排后不再对地层产生二次污染及合排后求单层地 质资料的准确性。经过现场实际应用,效果显著。

基于VOF法的蒸汽管回转干燥机排液管的流动模拟试验分析

蒸汽管干燥机传热性能的优劣直接影响被干燥产品的质量,而排液管的排液能力对蒸汽管干燥机的传热性能有很大的影响。通过fluent软件对蒸汽管干燥机4种排液管的排液能力进行模拟,通过分析比较,从中选择了最佳角度的排液管,并且根据此排液管对中心管内螺旋叶片与排液管出口的角度进行优化分析,使得冷凝液不会回流到排液管中。从而使蒸汽管干燥机的传热性能得到提升。

低温排液管道气封高度的计算

通过理论分析,对低温排液管道气封高度的确定给出了计算方法,并选定计算参数进行了计算,分析了影响液柱高度的因素,设计者可以参考该计算方法并结合确定的各种参数来确定气封的高度,以免造成低温管道跑冷结霜,降低设备的运行效率,甚至危及设备的安全运行。

关于底部侧面排液管的设计说明

本文详细描述了5000m3固定顶LNG贮罐侧面排液管结构及温差补偿设计。提出彻底排除温差应力的"零温差应力设计"方法;并对该设计方法所涉及的基础沉降补偿、安装、保冷施工等技术细节问题进行了详细分析讨论。进而对LNG贮罐侧面排液管的组合结构进行了安全分析评价。本项设计技术可用于指导5000m3固定顶LNG贮罐侧面排液管结构的设计、安装施工。

天然气井多相流强化携液理论及排液采气关键技术

天然气田稳产是保障我国能源安全的重大需求,气井积液是制约稳产的瓶颈,排液采气是保障稳产的关键。我国60%气井因积液年均产气量递减23%以上,且积液井数以年均5%的速率快速递增。由于对气井多相流动特性认识不足,传统排液采气技术仅适用于积液轻微的浅直井且排液率较低。研究团队近年来聚焦天然气井排液采气难题,构建了基于气液流动结构调控的强化携液理论,突破了经典临界流速携液理论仅适用于环雾状流的局限;发明了抗油耐矿化度泡沫排液、复杂井筒速度管柱排液、超声速喷嘴雾化排液、气举柱塞接力举升排液等适用气井不同积液状态的高效低成本排液采气系列关键技术。研究成果已推广至长庆气田、中外合作开发区等11个气区,累计应用近12000口气井,占我国积液气井总数的30%以上。

“8”字形盘密封螺旋泵排液特性

圆盘密封螺旋泵具有排量大、磨损小、介质适应性强等优点,但其使用过程中存在振动大、不能实现完全的自驱动等问题。针对这些问题,提出“8”字形盘密封螺旋泵,基于其工作原理构建泵送过程的几何模型,建立“8”字形密封螺旋泵排液体积的数学模型,分析啮合副型面参数对排液过程工作特性的影响机制。结果表明:单个转动周期内螺杆增压段螺槽被密封盘分为两个腔室,“8”字形盘密封螺旋泵排液体积较同半径下的圆盘密封螺旋泵提高了约55.7%;排液体积随密封盘大圆半径、密封盘过渡圆弧半径、螺杆半径变化均呈近似正比例线性关系。

不同水力停留时间对新疆油田压裂返排液COD去除及微生物菌群特征研究

针对新疆油田压裂返排液较难处理的现状,采用生物膜法作为处理工艺的主要单元,探究不同水力停留时间(HRT)对化学需氧量(COD)去除的影响,通过高通量测序和功能预测确定不同水力停留时间下的微生物群落特征.结果表明:水力停留时间48 h是生物膜法处理新疆油田压裂返排液的适宜水力停留时间,COD去除效率最高,进水COD平均去除率46.77%,平均去除速率83.33 mg·(L·d)^(-1).相对于水力停留时间36、72 h,水力停留时间48 h的微生物多样性更高,群落组成更丰富,且形成以Proteobacteria(变形菌门)、Firmicutes(厚壁菌门)、Campylobacterota(弯曲菌门)、Bacteroidota(拟杆菌门)和Desulfobacterota(脱硫菌门)为主要优势菌的微生物群落.微生物菌群具有难降解物质代谢的功能基因,可促进新疆油田压裂返排液的生物降解.

过一硫酸盐/高铁酸盐体系处理页岩气压裂返排液实验研究

针对高盐难降解的页岩气压裂返排液,探究过一硫酸盐(PMS)/高铁酸盐(Fe(VI))体系氧化其中有机物的可行性。对比了活化PMS的不同方式及不同氧化工艺;设计了L_(16)(4~4)正交实验优化氧化反应参数;考察了该体系在氧化的同时达到的混凝和软化效果。结果表明,PMS/Fe(VI)体系在最佳反应条件下(即PMS的浓度为1 800 mg/L,Fe(VI)浓度为1 200 mg/L,pH为5,反应温度为35℃时)TOC的去除率为46.4%,其中各因素的贡献值分别是19.34%、51.31%、15.38%、13.68%。在高效矿化有机物的同时能去除返排液中99.5%的总悬浮固体(TSS)和95.2%的Ba^(2+)。研究结果可为页岩气压裂返排液预处理工艺单元的设计和运行提供参考。

纳米SiO_(2)颗粒稳定非水相泡沫的排液行为研究

非水相泡沫在石油化工、食品化工、日用化工和生物医药等行业有着广泛的应用,但非水相溶剂本身的低表面张力和低介电常数决定了其难以形成稳定的泡沫,而纳米Si O_(2)颗粒在发泡及稳泡领域的独特优势正得到越来越多的关注。本文通过二氯二甲基硅烷(DCDMS)对14 nm的Si O_(2)颗粒进行表面润湿性改性,研究纳米Si O_(2)颗粒润湿性对非水相泡沫排液行为的影响。研究发现:随纳米Si O_(2)颗粒表面润湿性的增大,在非水相溶剂中形成的泡沫体积呈现先增大后减小的趋势;非水相溶剂极性的增强,其发泡性能呈现逐渐增强的趋势,但在非极性溶剂中不能形成有效的泡沫。所形成的非水相泡沫排液过程分为排液初期、中期、末期三个阶段,随纳米Si O_(2)颗粒表面润湿性的增大,泡沫消泡半衰期呈现先增大后减小的趋势;强极性溶剂泡沫排液半衰期可达45 min,中等极性溶剂泡沫排液半衰期可达60 min,且在光学显微镜下观察到随排液时间的增加,泡沫粒径逐渐增大,形状逐渐趋于多边形。

胍胶压裂返排液COD的电化学降解实验研究

为研究电化学法对胍胶压裂返排液中化学需氧量(COD)的去除效果,本实验采用Al和Fe极板作为电极材料。通过响应面法分析了反应过程,并考察了反应动力学模型。实验结果显示,Al极板在2.5 cm间距、135 mA/cm^(2)电流密度下,经过120 min处理,可实现85.29%的COD去除率。响应面模型系数具有显著的相关性,且模型的精确度和可信度均符合要求。去除COD的过程符合一级动力学模型。对于Fe极板,同样的极板间距和电流密度条件下,90 min处理后,取上清液进行60 min的二次电化学反应,并在每30 min加入40 mL H_(2)O_(2)。最终,COD去除率提升至97.65%,浓度降至80 mg/L,满足国家污水综合排放标准(<100 mg/L)。

页岩气压裂返排液甲烷溶解度分布特征及影响因素

页岩气作为重要的天然气资源,其成功的商业开采主要依赖于水力压裂等技术。页岩气水力压裂过程中会产生大量的返排液,压裂返排液甲烷溶解度大小和影响因素的研究对于降本增效、减少温室气体效应和页岩气绿色开发具有重要意义。根据压裂返排液特点,在传统甲烷溶解度测定方法进行了改进,改进的容积法可以在不破坏溶解平衡的状态下连续测定不同压力、温度下的甲烷溶解度,实验结果的稳定性相对较高。基于改进容积法对四川盆地长宁地区页岩气压裂返排液甲烷溶解度进行了测定,甲烷溶解度主要在1.32~1.60 m^(3)/m^(3),估算通过压裂返排液每井可回收13200~32000 m^(3)的甲烷。温度、压力和矿化度等因素对页岩气压裂返排液甲烷溶解度影响较大,研究表明,低温条件下,甲烷溶解度随温度的升高逐渐减小,高温时甲烷溶解度随温度增加而增大。返排液甲烷溶解度具有随压力的增加而增大的变化特征,并表现出低压阶段溶解度快速增加、高压阶段缓慢增加的“两段式”规律。甲烷溶解度随返排液矿化度的增大,甲烷溶解度小幅度的减小。

返排液重配压裂液性能研究及现场应用

随着非常规油气资源大规模开发,产生大量的压裂返排液,将压裂后的返排液进行重复利用,不仅能保护环境,还可以节约水资源,降低成本。本文针对鄂尔多斯盆地某区块设计一套压裂返排液初级处理工艺,研究处理后的压裂返排液重配进行施工,室内研究表明,该W-1压裂液各项性能良好:在170 s^(-1)、60℃,剪切120 min,黏度为224.500 mPa·s;50℃下破胶2 h,破胶液黏度在1.460 mPa·s;表面张力为21.791 mN/m、界面张力为0.769 mN/m;防膨率85.10%;在60℃下,压裂液冻胶体系静态悬砂时间为60 min,表明了该压裂液有较好的携砂性能;岩心基质渗透率伤害率为14.12%。该井现场施工情况表明,压裂液性能良好,施工压力稳定。压后1 h快速放喷返排,返排效果良好,压后增产效果显著。

化学氧化-絮凝工艺在压裂返排液除硼中的应用

为降低压裂返排液中的硼含量,满足水样回用配液或外排标准,以5口水平井压裂后的返排液为研究对象,考察了氧化剂类型、投加量、预处理条件、沉淀剂类型、投加量对化学氧化工艺的影响;在化学氧化工艺出水的基础上,考察了絮凝剂投加量、搅拌速度和加药时间间隔对絮凝工艺的影响,并监测了两者耦合联用后的效果。结果表明,H_(2)O_(2)和BaCl_(2)分别作为氧化剂和沉淀剂时,除硼效果较好,建立了最佳投加量与返排液中初始硼浓度相关的线性方程,便于现场快速选定加药浓度;当PAC浓度为80 mg/L、PAM浓度为5 mg/L、搅拌速度30 r/min、加药时间间隔30 s时,絮凝工艺的处理效果最优;将化学氧化-絮凝工艺耦合后,在氧化反应pH值为9、氧化反应时间为30 min,沉淀反应pH值为9和最佳絮凝工艺的条件下,可保证滤液中硼质量浓度小于5 mg/L,满足回用配液的要求。研究结果可为压裂返排液的高效、清洁处理提供实际参考。

页岩气中甲烷在返排液中溶解度的研究进展

天然气在清洁能源市场中占据越来越重要的地位,在“碳达峰”与“碳中和”的战略背景下,非常规天然气—页岩气开采行业正面临甲烷逸散治理的严峻挑战。压裂、生产过程中甲烷大量无规则的逸散不仅浪费资源,更对周边环境乃至全球生态系统都构成了巨大的威胁。如何精确了解甲烷排放速率,是构建页岩气排放评估体系把控手段中重要的一环。甲烷溶解度的变化直接影响甲烷的逸散速率与总量,因此,对其规律的探索成为当前研究的重中之重。本文在前人实验的基础上,对影响甲烷溶解度的温度、压力以及矿化度等因素进行了深入论述,有助于构建排放评估体系、优化工艺设计,为实现减排目标提供理论支持。

滴定法测定压裂返排液中的硼含量

压裂过程产生大量复杂的压裂返排液,处理这些液体颇具挑战。硼,一种微量元素,以硼酸和硼酸盐的形式存在于水溶液中,对生态环境有潜在影响。精确测量压裂返排液中残留硼的含量对于消除其负面影响、促进处理后液体的再利用具有重要意义。本研究采用甘露醇酸碱中和滴定法,结合甲基红-溴甲酚绿及酚酞乙醇混合指示剂,对压裂返排液中的硼含量进行测定。实验结果显示,实际样品的加标回收率为99.60%~100.50%,标准偏差约为1%,表明该方法准确可靠。