河南油田地热供暖系统的工艺设计

根据河南油田近5年来的室外温度绘制了水电小区的供暖热负荷曲线,得出了采暖期所需供水温度并优化了的工艺流程:在供暖初期和末期,供水温度为28℃时即可满足室内采暖需求,而在室外温度最低时热水地面辐射采暖所需供水温度为36℃;在整个采暖期内有20天时间采用地热水和换热器直接换热的方式即可满足采暖热负荷需求,其余100天采暖期,采用换热器+热泵机组梯级利用地热水的方式供暖。利用地热水水源热泵每供暖季可替代标准煤969.87t,减少CO2排放2 344.67 t,减少粉尘排放0.66 t,减少SO2排放8.24 t,减少NOx排放7.18 t。

加蓬AKONDO油田地面集输处理系统设计

加蓬项目是中国石化大力实施走出去战略、在海外找油找气的重要项目,AKONDO油田EPCC项目是其中重要部分,其地面工程设计包括油气集输与处理、注水和污水处理等配套系统的设计。该油田采油方式为气举采油,根据开发指标预测,地面集输系统原油生产规模为20.75×10~4t/a,伴生气处理规模为9.99×10~4m^3/d,气举规模为26×10~4m^3/d。油气集输系统布局采用一级布站方式,集输流程为单井→集中处理站→外输至TOTAL油田的M’Boum Ba集油站。通过采用新技术、新设备,对集输处理系统进行优化设计。原油脱水采用一段三相分离器热化学脱水工艺,流程短、能耗低,设计原油含水率0.5%。2015年年初,随着PAD-1井组来油进入集中处理站(CPF),标志着中国石化在加蓬新建的AKONDO油田已实现进油投产。

稠油区块注汽系统的方案设计

某稠油开发区块根据开发方案拟建集油注汽站1座,安装10 MPa的23 t/h和9.2 t/h注汽锅炉各1台,以及配套水处理及燃料油供给系统等。注汽管线介质为高温蒸汽,注汽压力为10 MPa、温度为310℃;采用复合硅酸盐材料做第一保温层;采用防水岩棉做第二保温层。燃煤蒸汽锅炉采用高效燃煤炉,与燃渣油相比,经计算年可减少渣油+稀油约2 628 t。

水源井的无线远程监控系统设计

针对注水水源井地处偏远、控制困难的问题,采用无线远程通信和Internet相结合的方式对水源井生产系统进行远程监控。该系统主要由控制潜水泵,水位、压力及流量的检测,电量变送器,红外线探头,RTU控制器,控制中心几部分组成。本系统实施后,水源井可真正实现现场无人值守,节省大量人力、物力,并保证注水井水源持续、稳定,为石油开采提供了有力保障。由于是无线传输,相对有线传输具有投资小的优势,已在河南油田推广实施,达到了使用效果和投资成本双赢的目的。

河南油田稠油污水回用锅炉技术及应用

河南油田近年来在稠油污水回用锅炉方面做了大量的研究和现场应用工作,回用湿饱和注汽锅炉和10 t/h低压饱和蒸汽锅炉主要去除油、悬浮物、硬度等;回用75 t/h过热蒸汽注汽锅炉应主要去除油、悬浮物、硅、COD、硬度、盐等。稠油污水回用锅炉研究内容包括:过滤系统;离子交换树脂系统;进双膜前除硅、除COD等预处理技术;双膜工艺研究及选择。回用湿蒸汽锅炉系统工程应用表明,锅炉回用水处理单位成本费用为8.80元/立方米,锅炉回用水处理单位收益为13.65元/立方米回用75 t/h锅炉中试工程应用表明,锅炉回用水处理单位成本费用为13.407元/立方米,锅炉回用水处理单位收益为23.22元/立方米。

活动式注汽站的设计

活动式注汽站主要设备有拖车式注汽锅炉、水处理及除氧装置,附属设备有排汽扩容器、水箱、原油罐、柴油罐、供油泵和卸油泵等,一般征地60 m×40 m一个长方形区域就能摆下站内设备。根据采油厂提供的注汽压力17 MPa、注汽量200 t/d,选取额定蒸发量11.5 t/h、额定工作压力18 MPa的活动式注汽锅炉。对应选取水处理及除氧装置1套,现场扩容器的基础为现场预制,建议在已有设计的基础上优化配筋,新做吊耳,这样每次搬迁能随车搬走,到新站后只需挖基坑吊装后夯实即可。

南宁膨胀土和株洲红粘土对比试验研究

通过一系列室内试验,探讨了膨胀土和红粘土在完全相同的试验条件下一维压缩蠕变特性以及回弹特性。试验结果表明:膨胀土的非稳定蠕变速率随含水率的增加而增大;两种土主固结延续的时间均与含水率呈正比,即随着含水率的增大,主固结完成所需的时间也就越长;在低含水率和低竖向荷载作用的条件下,膨胀土的回弹量比红粘土的大。

双河油田污水催化脱硫配聚现场试验

目前国内主要还是采用清水配置聚合物溶液或母液,这需要消耗大量的清水资源。河南双河油田通过脱出S2-来解决聚合物溶液的黏度降低问题。前期实验研究发现,通过改进的催化脱硫工艺,进口浓度为30 mg/L的S2-曝气30 min后浓度可以降低至0.2 mg/L。采用催化脱硫工艺处理双河污水,曝气时间为30 min,将处理后的污水用作聚合物母液配制及母液稀释,现场试验证明该方案可行且效果较好。以深度脱硫后的污水配制母液并稀释得到的聚合物溶液其黏度高达48.1 m Pa·s,较现有工艺黏度可提高24.9%。该方案每年可节约成本1 245.1万元,取得了巨大的经济效益和社会效益。

双级气浮含聚污水除油现场试验

近年河南油田开展了双级气浮的现场试验研究工作并取得了较好的效果。双级气浮由涡凹气浮和溶气气浮两种气浮方式组合而成,能够在不加药的情况下较好地去除污水中的浮油、细分散油和乳化油。在溶液气压力0.4 MPa,溶气量7%-9%左右,来水含油量≤150 mg/L时,出水含油量可稳定降至20 mg/L以内。过滤前将污水中的污油通过气浮去除,可改善过滤罐的工作状况,减少污油黏附在滤料上,可使过滤罐真正实现截流机械杂质、易返冲洗功能并达到延长滤料使用周期的效果。

大罐抽气装置在油田站场的应用

大罐抽气装置为橇装设备,其自成系统,做成一独立的橇块,不与原稳装置相互影响。原油储罐是油田站场中存储原油的重要设施,因其受到自身及外界因素的影响存在一定的呼吸损耗,不仅造成了能源的浪费,也给周边的环境造成了一定的影响。大罐抽气装置可以很好地解决这一难题,不仅实现了装置的密闭输送,保障了油田的安全生产,同时也可以创造较高的经济价值。

测井曲线质量的影响因素与控制

影响测井质量的因素主要有测井仪器、测井环境、测井时间、测井干扰因素等。测井曲线质量控制方法:仪器设备在出厂刻度验收时应达到设计性能指标;仪器每经大修或更换元器件应重新刻度;按规程定期对深度系统进行校验,磁记号深度误差应达到SY/T5122—2002标准要求;做了深度记号的电缆应在深度标准井内进行深度校验,每1 000 m电缆深度误差不应超过0.2 m;几种仪器组合测井时,同次测量的各条曲线深度误差不超过0.2 m。

井楼联合站稠油低温预脱水工艺

井楼稠油联合站脱水系统现存在加药量大、脱水温度高、系统运行不平稳、外输原油含水超标等问题。低温预脱水＋动态沉降罐两段脱水工艺相较于传统的二段热化学重力沉降脱水工艺,可在四相分离器脱水环节降低脱水温度10~16℃,减少加药量40~70 mg/L,净化原油含水率小于1%,达到外输指标。相较于静态沉降大罐,动态沉降罐的出油口在大罐顶部,可有效控制外输原油含水率≤1%,且动态沉降罐可以通过调节油水界面高度控制油水停留时间,既保障了外输原油含水指标合格,又可控制原油脱出污水水质。

油气田建设中空间数据采集方法

全站仪测量和GPS测量是油气田建设中常用的方法。在测区内确定控制点,选定已有控制点或利用全站仪引控制点,计算所有控制点坐标。根据已有控制点,在整个测区进行碎步测量。把全站仪架在A点,对A点附近的测区进行碎步测量,碎步测量的内容包括地形、地貌测量等。利用GPS进行数据采集同样是分两步走,控制测量在先,碎步测量在后。首先进行GPS首级控制网的设计。根据长距离输油输气管道测量规范,首级控制为E级,并遵循优化设计的原则。其次是进行GPS网的观测。

非常规压裂返排液处理的现场试验

河南油田通过非常规压裂返排液处理的现场试验制定了处理技术方案,包括压裂返排液处理后回注工艺方案和回用工艺方案,并进行了絮凝沉降试验、药剂除硼实验、反渗透膜除硼及杀菌剂评价试验,结果表明,采用二级反渗透膜处理工艺是适宜的;采用“气浮＋过滤”处理工艺处理后水质可满足回注水质标准：含油不大于10 mg/L、悬浮物不大于10 mg/L、含硫小于2 mg/L、总铁小于2 mg/L,细菌总数小于100个/m L,p H值7-8,处理成本不大于5元/m^3。

生产信息化在春光采油管理区的建设与应用

春光采油管理区于2005年投入开发以来发展迅速,已成为河南油田增储上产的主阵地。目前油气生产数据采集和自动控制系统不完善,现场未全部实现视频监控,人工巡检和安防劳动强度大,网络覆盖不完善,未形成分公司、采油厂、管理区三级贯通的一体化管理平台。2015年春光采油管理区开始建设生产信息化系统,包括油井、计量站、转油站的数据采集与控制、视频监控、网络传输、生产运行指挥平台等。通过实施以可视化建设为主体,自动化建设为辅的信息化改造,提高劳动生产率和精细化管理水平,满足油公司体制机制建设的要求,可实现春光采油管理区的井、站生产数据和现场画面远程可见,油井远程启停和黑屏管理等功能。

红河油田湿陷性黄土的地基处理

根据建筑物的结构、荷载、规模等特点以及地区建筑经验分析比较,对乙类建筑物建议采用灰土挤密桩整片处理,处理厚度需达到地面以下14.70 m,工程实践证明,复合地基承载力特征值可达200 k Pa。对于丙类建筑可采用灰土挤密桩法进行处理,桩顶标高以上应设置300-500 mm厚的灰土垫层,压实系数不应小于0.95。根据地基土特性和建筑物特点,从技术、经济、适用的角度,对地基处理方法进行对比分析研究,最终得出结论,灰土挤密桩法和垫层法较为适宜。

远程监控系统在塔轮输气线上的应用

塔轮输气管道复线远程监控系统(SCADA)分为两大部分,包括塔中四联合站和轮南储运站3区的站控系统,以及8个阀室的RTU系统。该系统主要由过程控制单元、操作员工作站、数据通信接口、现场仪表等构成。对于每个相对独立的工艺系统、电气系统、计量及标定系统等各采用一个控制子系统,这样使过程控制单元分成若干个子系统,以网络的形式将这些子系统连接起来。每个系统都能单独完成其控制任务,使功能分开,危险分散,并通过网络与站主PLC交换信息。系统具备机械及电子防护能力,具备雷击和浪涌保护措施,以及抗电磁干扰的能力。