长庆油田分公司第二输油处庆咸首站安全风险评估

长庆油田分公司第二输油处庆咸首站地理位置特殊,油库储量大。针对庆咸首站的运行、管理现状,从主要物资、辅助设施、储存设施、储运过程、自然灾害和安全管理等方面对庆咸首站进行了安全风险评估。

长庆油田分公司实施全面预算管理存在的问题及建议

全面预算管理是企业内部管理控制的一种主要方法。笔者通过对中石油长庆公司全面预算管理的调查,研究了全面预算管理在长庆公司的现状,分析了该公司实行全面预算管理存在的问题,提出了一些切实可行的改进措施,以逐步完善长庆公司的全面预算管理。

变频调速技术在长庆油田输油泵电机上的应用研究

文章主要对长庆油田输油泵电机运行现状进行探讨,同时深入分析变频调速技术在长庆油田输油泵电机上的应用。致力于通过变频调速技术作用的发挥提高输油泵电机的节能效果,避免输油过程中耗费较多的电能。进而保障长庆油田作业过程对电力资源的高效利用,为能源节约创造有利条件,维护国家稳定发展。

长庆油田油气管道腐蚀检测与剩余寿命评价

埋地油气管道发生腐蚀将会导致油气管道穿孔、泄漏甚至破裂,造成巨大的财产损失,因此有必要对存在腐蚀缺陷的油气管道进行检测并对其剩余寿命进行预测。以长庆油田油气管道为研究对象,分析其管道的腐蚀特征及防护措施,结合各检测技术的优缺点,采用CIPS与DCVG联合检测方法对管道腐蚀进行检测,效果较好。同时在管道剩余寿命预测方法的研究基础上,提出采用灰色理论预测和人工神经网络相结合的方法来预测油气管道的剩余寿命。

网格化管理在长庆油田庆咸首站安全管理中的应用

庆咸首站是长庆油田第二输油处,地理位置特殊,安全问题非常重要,一旦庆咸首站出现安全事故,将会造成不可估量的危害和损失。因此,采用先进有效合理的管理模式,提高输油站的安全管理水平,从根本上预防和消除安全隐患的发生,对于庆咸首站来说是一项十分艰巨的任务。以网格化管理的背景、内涵和设计实现为基础,研究网格化管理在输油站中的具体应用,其管理理念先进,值得推广。

浅析长庆油田安全环保隐患的成因及治理技术

随着经济的发展,人们对于石油的需求量逐渐增加,所以要增加石油的开采量,但在这一过程中经常会发生决安全事故、环保问题等,所以需要相关人员引起重视。基于此,本文将以长庆油田为例,分析安全环保隐患的成因,深入探究治理长庆油田安全环保隐患的技术方式,旨在能够避免石油开采过程中发生安全、环保等问题,促进我国石油开采事业的发展。

数字化生产指挥系统在长庆油田集输中的应用

长庆油田数字化生产指挥系统是:集油气集输、安全环保、重点作业现场监控、应急抢险、辅助生产保障为同一平台的运行指挥系统。主要负责对数字化前端传来的实时数据进行汇总、分析和处理,并将一部分实时数据转变成管理数据,提供给不同岗位的管理人员,是油田公司的数据集散中心。

长庆油田软交换系统安全防护技术应用

长庆油田语音通信已全面迈入IP时代,随着SIP手机电话的推广,终端已经开始呈现出移动化,在为油田语音通信带来便利的同时,软交换系统的安全也面临着考验,本文立足长庆油田软交换系统现状,针对各个层面的要素,分别进行安全评估分析,寻找潜在的安全隐患,并针对性地寻找解决方案,修补安全漏洞,确保长庆油田软交换系统安全运行。

油田输油管道泄漏监测方法分析

结合输油管道的管理现状,针对输油管道泄漏特点,对几种输油管道泄漏监测技术进行深入探讨,指出油田输油管道泄漏监测系统的关键技术是管道泄漏监测预警及泄漏点的精确定位。采用流量与负压波相结合监测输油管道泄漏的方法,能较好地达到预期效果。在油田输油管道上安装监测泄漏判定系统,在确保管道运行安全的基础上,具有较明显的经济效益和社会效益。

输油站使用可穿戴智能设备爆燃风险分析及实验研究

为研究输油站使用可穿戴设备的爆燃风险,对输油站爆燃事故及可穿戴设备的起火燃爆事故、可穿戴智能设备最高表面温度及电磁辐射功率、可穿戴设备电池爆炸风险等进行了研究。结果表明,输油站因使用智能穿戴设备导致的燃爆事故案例未见报道;输油站使用可穿戴设备的引燃风险主要包括设备表面过热引燃风险、设备电池燃烧爆炸风险、设备射频火花风险,而可穿戴智能设备在使用过程中基本不可能出现表面温度高于200.0℃的情况,可以排除可穿戴智能设备使用过程中因设备发热导致的热表面引燃油气风险;可穿戴智能设备的最大电磁辐射功率不足以点燃石油挥发蒸气;输油站内因可穿戴智能设备着火或爆炸并造成油气燃爆事故是一种极小甚至可忽略的安全风险,在可接受范围内。

某低输量输油管网精益运行模式探究与优化

通过构建管网仿真模型,模拟不同输量和地温条件下,站场的最低出站温度与管线的极限低输量,探究了输油管道系统的精益运行模式。结果表明,地温越低,站场的最低出站温度越高,极限低输量越大。研究结果可用于指导该输油管道的实际运行,同时为未来的输油管道精益运行提供思路和参考。

安全检查标准化管理系统在输油处的应用

针对前期我单位研究开发出的一种面向受检对象的安全检查标准化管理系统,对该管理系统在上线运行后的应用进行回访、跟踪,回顾应用现状,分析总结一年来的现场应用情况,收集系统应用中存在的问题,并结合输油处的现场实现对存在的问题提出合理化改进建议,提高其在现场应用的广度和深度,为安全生产提供更加强有力的支撑。

长庆长输油气管道X80钢腐蚀调查分析

油气管道腐蚀防护分析对油气储运安全管理具有重要意义,目前大口径长输油气管道采用X80钢材质较多,特别是针对含硫油气介质管道,对此类管道腐蚀仍然需要进一步分析。探讨了X80钢材常见了两种腐蚀情况,即硫酸盐还原菌和土壤腐蚀,分析了腐蚀的机理。并利用室内试验分析了X80钢抗硫管道腐蚀情况,研究表明,腐蚀速率在0.88mm/a,未见局部腐蚀产生。

AERMOD模型在大气环境影响评价中的应用——以某水泥窑处置固废危废项目为例

以某水泥窑处置固废危废项目为例,应用AERMOD模型,以PM10、PM2.5、TSP和二噁英为模拟因子,定量分析该水泥窑处置固废危废项目对区域大气环境质量的影响程度和对周围敏感点居民的健康风险。研究结果表明:PM10、PM2.5、TSP和二噁英的日均浓度模拟值占标率均小于1,均满足相应的环境质量标准限值要求;该项目周围所有敏感点的HI均远远小于EPA推出的可接受风险水平(HI<1),且LCR低于EPA推出的可接受风险水平(LCR<1×10^(-6)),即该项目生产过程排放的二噁英对周围敏感点的居民既不会造成致癌风险,也不会引起慢性健康风险。

管道GPS巡护管理系统在输油管道的研究应用

靖咸输油管道是长庆油田重要的输油大动脉,输油管道及管道上各类设备的正常运行对保证油田生产具有重要意义。近年来,由于城市扩建、乡村外部施工交替频繁等客观因素,面对跨度长、站点多、外部环境变化多样的长输管道运行现状,如何通过数字化、智能化的手段进行管道巡护管理工作,从而提高管道巡护质量,成为各级管理人员共同思考的问题。开发基于GPS的管道巡护管理系统,旨在充分发挥地理信息强大的空间数据处理和分析能力,帮助管道巡护管理人员进行分析决策,确保管道始终受控运行,并持续保证管道安全、可靠。

基于状态观测器的增量式预测控制

通过状态观测器的状态估计代替内部模型的状态反馈,推导了基于状态观测器的增量式模型预测控制算法,通过增广状态估计实现实测的输出反馈对内部模型进行修正;其次,当模型预测控制内部模型与实际被控对象存在模型失配时,得到存在模型失配的闭环系统的状态方程,研究了闭环系统的鲁棒稳定性;最后,给出一个线性对象和一个非线性对象的仿真示例,并对线性示例进行模型失配下的稳定性分析,仿真结果表明该控制算法具有较好的控制效果,并具有一定的鲁棒稳定性。

絮凝沉降—NaClO/活性炭氧化—吸附法处理采油污水实验研究

国内油田的采油污水绝大部分经处理后用于油田注水,但由于种种原因,还有一部分采油污水不能回注。这部分水外排至环境中,对环境产生一定的影响。作者以甘谷驿油矿采油污水为研究对象,采用絮凝沉降—NaClO/活性炭氧化—吸附法对该采油污水进行外排处理实验研究。考察了pH、NaClO投加量、氧化时间、吸附时间、活性炭投加量对CODCr去除率的影响。实验结果表明,该法可使原水含油质量浓度从93.1 mg/L降至5 mg/L以下,悬浮物从172 mg/L降至10 mg/L以下,CODCr从2 634 mg/L降至100 mg/L以下,出水各项指标均达到国家一级排放标准。

原油管道内检测作业安全分析与清管技术

在原油管道清管过程中,存在第三方破坏管材卷入、管道斜接、阀门未全开、管道凹陷变形、管道清洁度差、三通无档条等6种作业风险因素。某原油管道清管过程中,泡沫、机械器和磁力钢刷清管器在清管过程中以各自的清管标准和判断原则,经清管作业后管道的输送压力和排量显著提高。研究结果表明:泡沫测径清管器测径板变形量大于25%OD (管道外径)和机械测径清管测径板变形量大于20%OD时,应进行多次泡沫测径清管或机械测径清管,对比测径板变形和皮碗的损伤情况,分析造成测径板变形和皮碗损伤的原因,排除清管过程中的风险。磁力钢刷清管器清管杂质小于10 kg或多次清管杂质量相当时,可进行下一步检测作业。原油管道经多次清管后,管道的输送效能可提高20%左右。原油管道定期实施清管作业可以提高管道输送效能,及时发现超限变形,消除管道隐患,为内检测作业提供理论基础。

基于内外检测数据对齐的管道腐蚀原因分析

长庆油田某原油管道经漏磁内检测后对典型的外部腐蚀进行开挖,发现保温管下大面积腐蚀。基于管道内外检测数据对比,阴极保护、土壤电阻率及交/直流杂散电流干扰检测,结合直接开挖结果,研究原油管道腐蚀原因。研究结果表明:基于外检测时,对阴极保护、土壤电阻率及交/直流杂散电流干扰进行检测,当无交/直流干扰,管道本体无腐蚀产生;基于内检测后,检测信号显示部分管道存在大量外部腐蚀缺陷,选取一处典型大面积腐蚀缺陷进行直接开挖,对该处缺陷进行交/直流干扰检测,检测无干扰,发现保温层出现渗水,保温层下管道本体出现浮锈,环氧煤沥青出现老化并与管道本体发生剥离,腐蚀产物和保温层发泡材料出现粘结。内外检测数据对齐能研究管道外部环境对管道本体安全和腐蚀的影响,可进一步完善管道完整性评价体系。

鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层水驱油特征及驱油效率影响因素

为了分析致密砂岩油藏内部油水运动规律及驱油效率影响因素,以鄂尔多斯盆地白豹油田长8_(1)储层为研究对象,利用物性分析、压汞实验、核磁共振实验、真实砂岩模型可视化渗流实验等方法,结合油田生产动态资料,研究储层微观水驱油特征及驱油效率影响因素。结果表明:长8_(1)储层水驱油渗流路径以均匀状、网状和指状为主,对应的驱油效率依次降低;水驱油特征主要受储层微观孔隙结构、物性、可动流体饱和度等地质因素,以及驱替压力、驱替速度等开发因素共同影响。微观孔隙结构决定水驱油的渗流路径,喉道半径、孔喉分选系数、孔喉半径比与驱油效率具有较好的相关关系;储层品质因子能更好地表征储层储渗性能,影响驱油效率;可动流体饱和度反映有效储集空间与盲孔、无效孔隙的相对含量比,在较低可动流体饱和度条件下,对驱油效率的影响更为明显。当喉道半径≤0.8μm、储层品质因子≤0.25、可动流体饱和度≤50%、驱替压力增幅≤50%、驱替速度≤0.012 mL/min时,对水驱油特征及驱油效率影响明显,实验条件下的水驱油特征影响油田开发效果。该结果为鄂尔多斯盆地白豹油田长81油藏的高效开发提供依据。