大港油田天然气公司生产信息采集及远传研究

随着计算机技术和通信网络监控技术的发展,油田的自动化运行水平得到了提高,这很大程度减少了各种人为操作事故,并已成为油田自动化系统的主要发展趋势[1]。该文基于大港油田的实际情况,运用IFIX组态软件实现将生产现场的设备运行数据、状态传送到远方的调度中心,并且实现历史数据的保存,查看以及打印,历史趋势曲线的查看等功能,大大提高工作效率,节省人力资源。

大港油田偏远井零散天然气的回收

大港油田偏远井伴生气一般采用就地燃烧的方式,不仅造成能源浪费,而且带来环保问题。结合油区井口的实际,大港油田采用"井口—移动式CNG装置—CNG转运拖车至管网"的生产模式对零散天然气进行回收,并确定了天然气压缩回收过程中的安全防护措施。与其他生产模式相比,CNG生产模式具有工艺简单、投资少、适应性强等特点。通过对大港油田零散天然气的回收,资源得到合理利用,保护了环境,提高了油田的经济效益。

大港油田复杂断块高温高盐油藏深部调剖研究

针对大港南部油田复杂断块高温高盐油藏,开展了深部调剖所用交联剂和调剖体系的研究.合成出的有机交联剂和聚合物配成的调剖体系成胶时间和强度可控.调剖体系在80℃下的稳定性实验结果表明,体系成胶时间3～30天,随着交联剂和聚合物浓度的升高,成胶时间逐渐缩短,成胶后凝胶强度增强;在聚合物和交联剂浓度分别大于800、300 mg/L时,调剖体系形成的弱凝胶黏度较高.三管不同渗透率岩心并联实验表明,注入调剖剂候凝后进行后续聚合物驱或水驱,高渗透层液量降低,中、低渗透层液量升高.在南部高温高盐油藏开展了两个井组的先导性深部调剖试验,增油效果明显.

天然气脱水工艺在福山油田的应用

脱水是天然气处理及加工中重要的生产步骤,分子筛吸附脱水和三甘醇吸收脱水工艺应用广泛、工艺流程比较成熟,这两种脱水工艺各有其优缺点。通过对这两种工艺的原理、工艺流程和现场生产数据的分析,得出:在福山凝析油气田中以轻烃回收为目的的深冷装置中采用分子筛脱水是比较可靠的;在以矿场集输和管道输送为目的的集气管道中采用三甘醇脱水比较经济。

大港油田CNG加气站储气系统设计及工艺技术

随着CNG技术的广泛应用,燃气车辆和加气站不断增加。作为CNG加气站重要组成部分——地下储气系统,其安全性是保证CNG加气站正常运行的关键,介绍了压缩天然气加气站储气系统种类,大港油田CNG站储气井设计原理,储气井技术特点及储气井未来发展前景。提出目前大港油田在储气井结构、施工工艺和研发储气井安全系统技术的思路。

大港油田CNG加气站技术特点

天然气作为我国最主要能源之一,其应用领域在不断地扩展。由于天然气受管网敷设的限制,在压缩、储运等方面的技术也引起了众多企业的重视,并成为一些企业发展的战略目标。2004年大港油田依靠地域和气源的优势,建成了天津市首座CNG加气站。经过一年来的生产运行,显现出较好的经济效益和良好的发展前景。从环保性、安全性和经济性等方面阐述了CNG技术特点和发展的优势,对大港油田已建CNG加气站的主要设备、工艺流程、技术特点以及市场发展前景进行了较详尽的阐述。

海南福山油田天然气凝液回收工艺比较

天然气（尤其是凝析气及伴生气）中除含有甲烷外，还含有一定量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烃类，为了获得液体燃料和化工原料，需要将天然气中的烃类进行分离和回收。目前，天然气中的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及更重烃类除乙烷是以气体形式存在外，其它都是以液体形式回收的。由天然气中回收到的液烃混合物统称为天然气凝液（NGL），我国习惯称为轻烃。从天然气中回收凝液的工艺过程称之为天然气凝液回收，回收到的天然气凝液或直接作为商品，或进一步分离为乙烷、液化石油气（LPG）及天然汽油（C5^＋）等商品。

关于油田天然气交接计量系统的管理研究

本文对油田天然气交接计量系统的管理分析研究中,首先了解天然气计量公式的选择及安装工艺对计量系统所造成的影响,然后对油田天然气交接计量系统管理进行分析,提出几点针对性意见,希望可以对油田天然气交接计量系统的管理工作提供一定帮助。

油田天然气企业节能减排管理实践与探索

大港油田天然气业务涉及天津市、河北沧州地区和沧州大化集团、山东淄博地区、油田内部及周边地区，同时，还从天然气中回收液化石油气和稳定轻烃及其深度加工、生产压缩天然气（CNG）。公司拥有处理能力100万立方米／天的进口天然气处理装置1套，天然气内外输管网330公里，10万立方米，天CNG加气站一座，近年来，天然气业务收入持续增长，每年仅向天津市供气达到1.2亿立方米，为地方经济发展做出了贡献。

大港天然气处理站余热回收与利用

介绍了天然气处理站应用一体化热水直燃非电空调和高温水源热泵回收天然气处理装置工艺废热、压缩机组废热和硅油炉及再生气加热炉烟筒废气的热量的应用情况,通过余热回收利用,满足了处理站办公楼、生产厂房冬季供暖和夏季集中供冷需要,年节能降耗140万元,也减少了对大气环境的污染。

高温水源热泵在天然气处理中的应用

回收利用天然气处理装置中的余热来解决装置的生产伴热和房屋采暖可实现节能降耗。根据中国石油大港油田天然气公司天然气处理装置的特点建立的高温水源热泵技术,是一套服务于生产排污管线伴热和房屋采暖的实用技术。它与分子筛脱水技术相结合,形成了独特的高温水源热泵技术,成功地将天然气处理装置中压缩机出口天然气的热量加以回收,产生60～70℃的高温水,达到为装置的排污管线伴热和房屋采暖的目的,为天然气处理系统应用高温水源热泵提供了经验。

EF-2型特种氧化铁常温精脱硫剂在天然气脱硫中的应用

介绍了ＥＦ２ 型特种氧化铁常温精脱硫剂及精脱Ｈ２Ｓ 工艺对大港油田天然气精脱Ｈ２Ｓ 的情况。应用结果说明，在无氧条件下，精脱Ｈ２Ｓ效果优良，消除了Ｈ２Ｓ 对设备的腐蚀，液化气回收装置的检修期由每周一次延长至一年以上。经济效益高达１０００ 多万元。

天然气输送环节的节能降耗综述

随着天然气行业的快速发展,天然气输送及调峰的方式逐步多样化。2015年中国的天然气消费量超过1900×108m3,天然气在一次能源结构中的占比超过5%。随着全国天然气消费量的持续增加,天然气输送环节的节能降耗工作更加重要。根据天然气输送特点,需从增压站设计源头优选压缩机类型及各参数,加强设备设施的维护保养,降低压缩机消耗;定期组织管道清管作业,选择合理内涂层,减小管道局部阻力,提高管线输送能力;加强输配气的计划管理,优化输配气运行机制,制定合理的管容回收方案及行之有效的泄漏监测方案,降低输送环节消耗;为应对我国尤其是民用气峰谷差值的矛盾,需要根据城市周边天然气资源情况,优选天然气调峰方式,如球罐储存、CNG、储气库或LNG,降低能源消耗;通过不断创新和完善天然气价格机制,促进天然气输送过程中的节能降耗。

天然气往复压缩机节能运行分析

当往复压缩机的排气压力一定时,影响往复压缩机的功率因素主要有压缩机的入口压力和压缩机气缸余隙的大小。通过对影响往复压缩机功率的理论分析,提出了单级压缩和多级压缩的往复压缩机经济运行措施。

天然气计量管理计量仪表与输差控制探讨

燃气输送工作的难点是天然气的计量输差问题。计量仪表是计量贸易使用的重要工具,其能否高质量的发挥作用和计量输差的控制管理有不可分割的关系,笔者在本文中首先分析了几种常用的天然气计量仪器,然后探讨了导致燃气输差的原因,最后研究了几种控制天然气输差的办法。

基于天然气集输管网优化研究

天然气集输管网系统逐渐向大型化、复杂化、高科技化方向发展。为了对我国未来天然气开发提供一定借鉴,本文主要就滩海油气集输工程、天然气集输管网优化原则、拓扑形式、优化思路、优化模型求解算法等内容进行论述。

天然气深冷处理装置分子筛脱水工艺分析与研究

简述了天然气工业脱水的几种方法以及脱水在天然气处理中的重要性,介绍了大港油田天然气公司分子筛脱水工艺流程,对两塔及三塔分子筛脱水工艺进行了对比,提出新装置必选四塔工艺的必要性。分析了影响分子筛脱水效果及分子筛使用寿命的关键因素,提出了分子筛吸附温度、吸附周期、充泄压速率、再生气流量及性质、再生气温度及原料气洁净度控制要点,对分子筛脱水系统中的节能要点进行了简要归纳。总结了分子筛吸附温度的合理精细化控制对分子筛使用寿命、深冷装置产量的影响,提出在不同分子筛使用阶段要及时调整合理的吸附周期。

原料天然气组分变化对LPG回收装置操作参数的影响

针对原料天然气中不同组分包括烃类组分,二氧化碳,硫含量等的变化对LPG回收装置的影响进行了阐述,并提出了相应气质变化应采取的一些措施,确保装置的正常运行。并对烃类组分变化对LPG回收装置液化石油气和稳定轻烃产量的影响作了量的计算。

天然气长输管道压缩机的改造

为了提高天然气长输管道输气量,管道中间经常需要设立增压站,使用压缩机进行增压。通过对管道压缩机的技术改造,在不改动驱动机和压缩机主机的情况下提高了机组的输气能力。

天然气净化处理厂导热油炉提效改造

导热油炉是天然气净化处理厂中广泛使用的加热设备。目前,大港油田天然气处理站导热油炉耗气量占总耗气量的60%,但其在使用过程中存在排烟温度高、耗能高、负荷率和热效率偏低等问题,未达到国家标准热效率的要求。结合大港油田天然气处理站加热炉存在的实际情况,开展了加热炉提效对策分析,通过应用烟气余热回收技术、空气预热技术及采用全自动电子比例调节式燃烧器,加热炉效率提高了10%,每年可以节约天然气18×10~4~35×10~4m^3,实现了节能减排目标。