渤海油田伴生天然气回收利用技术开发与创新实践

介绍渤海油田某作业公司针对海上油田伴生天然气回收所采取的技术研发与实施效果，包括应用伴生气压缩机处理流程工艺技术、燃气调储回收伴生天然气发电技术，创新实施天然气处理流程“大回流”“小回流”技术回收放空气，采取外输气海管反输气技术、原油海管掺气外输技术回收放空气，应用射流器技术、变频湿式低压螺杆压缩机技术回收二级生产分离器低压放空气，创新采用低压压缩机回收水源井、斜板除油器放空低压气。利用渤西南联合供气管网、油田群电力组网构建的新发展格局优势，某作业公司多项举措齐抓并用，为天津分公司完成碳达峰、碳中和目标奠定了坚实基础。     

海上油田低压伴生气回收技术研究

分析了海上油田开发过程当中原油工艺处理系统的低压伴生气的相关特点,设计了适用于海上油田生产过程中低压力、低流量伴生气的回收工艺方案。通过对油田生产过程中低压伴生气的回收,既能提高油田开发过程中伴生气的利用效率和水平,也符合国家的环保要求和可持续发展的理念。     

自升式海上油田伴生气液化加注平台方案研究

针对海上油田现役生产平台对伴生气回收和LNG燃料动力海洋石油支持船加注LNG的需求,对自升式海上油田伴生气液化加注平台技术方案,在平台型式、总体布置、LNG生产、LNG加注等方面的技术可行性以及平台在经济方面的优势进行分析,提出对有伴生气回收和船舶LNG燃料加注需求的海上油田,采用"现役生产平台+自升式伴生气液化、加注平台+LNG燃料动力海洋石油支持船"的工程模式具有技术经济可行性,可实现放空伴生气价值转化,助推海上油田绿色开发,具有示范推广意义。     

海上油气田伴生气产量的修正及其意义

海上油气田普遍使用油气计量分离器对油井的伴生气进行计量，但此方法往往忽略了溶解在原油中的伴生天然气，以至上游计量结果难以真实有效地反映实际伴生气产量，与下游终端接收的天然气产量存在较大的误差。而由于伴生气计量结果较实际偏低，将有可能出现混输海管和生产处理设备超设计情况而不自知，存在安全隐患。通过文献调研得到天然气溶解度在不同压力及温度下的关系式，用于计算在油气计量分离器运行工况下伴生天然气在原油中的溶解度，进而得到溶解在原油中伴生天然气体积，并通过计算结果对伴生天然气产量系数进行修正，从而更为准确地反映实际伴生气产量。     

水源井智能保护及远程控制系统在油田数字化管理中的应用——以长庆安塞油田为例

介绍了水源井智能保护及远程控制系统在安塞油田数字化管理中的应用.通过现场应用和论证,水源井智能保护与远程控制系统提高了油田水源井运行安全性,稳定性,提高了生产效率,节省了运行成本,成功实现了水源井数字化管理.     

橇装设备回收放空气工艺在高压边缘井上的应用

边缘井、试采井存在生产周期短、产量递减快、离集输管网或油气处理厂远的问题，目前该类井口采用的生产方式为井场拉油，天然气或伴生气直接在放喷坑内放空焚烧，既浪费资源、又污染环境。本文对塔里木油田神木2井采用橇装设备回收放空气工艺进行描述，为类似边缘井、试采井放空气回收提供一些参考。     

忻州市供水水源优化调度研究

分析了忻州市市区供水现状、可供水水源、水资源量、分布及开发利用的情况，提出了以开采忻州市市区供水水源和自备井开采的投资和运行费用最低为目标，建立了城市供水水源优化调度经济管理模型，运用线性规划方法进行了城市供水水源优化调配方案，为城市发展规划用水提供参考资料。     

液压修井装置在海上采油平台的应用

随着海上油田不断深化开发,无人采油平台以及综合平台的修井工作量在不断增加。如何在安全高效的前提下提高修井效率,并节约一定成本,已经是油田开发的重要课题。渤海油田在充分论证各项安全指标的前提下,首次引进液压修井装置完成两口注水井管柱更换作业,通过对液压修井装置在海上采油平台现场作业过程中施工技术要点的总结,不但为油田开发提供了大量基础数据,同时积累了作业经验,为液压修井装置在海上采油平台的应用奠定了基础。     

海上油田天然气脱硫化氢工艺方法选择

介绍了海上油田伴生气高含硫化氢的危害以及油田伴生气脱除硫化氢的工艺方法。海上油田生产过程的伴生气中高含硫化氢时,需要将伴生气中的硫化氢浓度降低到安全临界浓度,从而保护海上平台生产设施以及相关人员的安全。通过对比分析,得出脱除伴生气中不同浓度硫化氢方法的适用性,并结合渤海某油田的实际生产数据,推荐出相应的处理工艺方案。     

海上油田伴生气回收利用实践——燃气冷却器撬装制冷机组的应用

根据某海上平台工程应用实例,介绍了燃气冷却器撬装制冷机组的选型设计过程,工作原理、系统特点,以及成撬设计需要注意的问题,并对燃气冷却器撬装制冷机组经济价值进行分析。燃气冷却器撬装制冷机组的应用,保证了燃气发电机组安全、连续、稳定运行,较好地解决了海上油田的伴生气回收利用问题。     

抽灌井群浅层地热能长期利用运行模式模拟

研究长期运行的地下水源热泵系统地下温度场的变化规律,保持抽水井水温的恒定是保证地下水源热泵系统稳定运行的关键因素.鉴此,本文采用流体力学常用的模拟软件fluent建立地下水流与温度场的耦合模型,对比工程中常用的单供暖模式、固定井冷热联供模式、倒井冷热联供模式、固定井冷热联供加蓄热模式和倒井冷热联供加蓄热模式长期运行后地下温度场热交互程度及抽水温度的变化趋势,分析总结出更具长期稳定运行优势的运行模式,对解决实际工程问题具有指导意义.     

自备水源井对太原市地下水资源及公共供水的影响

自备水源井大量无序开采对太原市城市水资源及公共供水产生了极大的影响,主要是对城市水资源和水环境造成严重破坏,造成水市场的无序竞争,导致公共供水企业亏损增加,严重影响了饮用人群的身体健康,干扰了节水工作的开展。     

某具有蓄混水装置的地下水源热泵系统的夏季实测与分析

对某地下水源热泵系统进行了现场测试,分别监测直排工况和蓄混水装置作用下的混水工况所引起的水源侧供水温度、潜水泵功耗,以及水源侧供水温度变化所引起的热泵机组能效的改变。使用系统能量消耗率来评价整个热泵系统的能耗,通过两种工况的对比,表明具有蓄混水装置的地下水源热泵系统在1个运行日内平均可减少系统总能耗的1．1％,同时节约30％的潜水泵抽水量,有效地减轻了系统的回灌压力。     

邢台矿区矿井水资源优化配置化研究

在煤炭开采过程中,各种充水水源通过不同充水通道进入采掘空间形成矿井水。由于充水水源水质不同,又受采掘活动的影响,矿井水中可能会含有有机物、悬浮物、菌类甚至有害成分。大量矿井水若未经处理直接外排,不但会造成矿区周围环境的污染,而且浪费了大量宝贵的水资源。矿井水资源化是在解决煤炭产区严重缺水和矿井水污染这两个困扰煤炭行业难题的基础上提出的。本文针对矿井水资源化这一现实,提出了矿井水"排水(疏水)—供水—回灌—生态环保—安全开采"五位一体化模式的观点,根据邢台矿区矿井水的水质特征,选取章村矿井为重点研究对象,提出了矿井水资源化的最佳方案,实现矿井水的资源化的有效利用。     

海上平台低压气回收机控制系统程序设计缺陷的逻辑优化

海上某生产平台设有2台螺杆式低压气回收机用于对工艺流程中的低压伴生气进行提压回收,以此来降低平台的总碳排放.在一次低压回收机报故障关停后,发现PLC故障后主电机未停机仍在运行,只能通过配电盘断电才能使电机停止.通过梳理控制系统设计逻辑,结合故障现象进行深度分析,发现存在程序设计缺陷.在不影响原有停机逻辑的前提下,通过对...     

水源井简易起下装置的研制与应用

为了满足中海油渤海油田不同平台水源井的正常修井作业要求,同时满足便于拆装和利用平台吊机吊装的要求,研制了水源井简易起下装置。该简易起下装置采用销轴连接的两段"K"型支架作为井架,采用液压油泵驱动液压绞车实现游车大钩的上提和下放,采用跨距可调节的橇座设计满足不同平台的安装要求。现场试验情况表明,该简易起下装置主要部件的制造符合API规范要求,装置总体布局合理、机械化程度高、使用适应性强。     

海上在生产油田伴生气液化系统工艺方案设计与分析

海上在生产油田在石油开采时,伴有大量的油田伴生气,如果将其直接燃烧排放,既造成能源浪费,又排放大量的温室气体污染环境,合理回收利用油田伴生气资源既是当前亟待解决的问题,也是未来能源长期持久发展的必然趋势。当前低温液化分离技术的发展,促进了海上在生产油田伴生气的低温分离与液化回收利用。针对渤海湾海上在生产油田伴生气气源条件,设计了一套10×10~4Nm~3/d海上在生产油田伴生气回收液化系统。基于该系统,结合运用大型化工过程软件进行流程优化,同时给出了产品方案和能耗指标,为海上在生产油田伴生气低温液化系统的工程设计与操作运行提供了理论基础。     

浅谈可调余隙在往复式天然气压缩机运行中的应用

压缩机作为油田的重要设备,主要作用是对从分离器分离出来的伴生气以及低压伴生气压缩机产生的伴生气进行增压,为透平主机提供燃料气。随着油田的开发生产,气体组分也随之发生变化,为了解决天然气的组分变化对往复式天然气压缩机组运行工况造成的影响,对一段时期内的天然气进行采集化验,将所得的组分化验结果利用厂家专业计算软件进行换算,以此为依据适时调整压缩机气缸余隙,减小压缩机一二级拉伸负荷偏差,实际应用表明,该方法可达到提高机组运行稳定性的目的。     

流花油田伴生气脱硫回收利用研究

介绍了伴生气脱硫的方法,遴选出适合流花油田南海"胜利号"生产储油轮(FPSO)伴生气系统脱硫的方案。通过分析对比,推荐使用超重力脱硫方案。超重力脱硫的优点是增强了传质过程,整个设备占地面积小,相对于塔式设备高度较低,非常适合在海上平台、FPSO和船舶上使用。作为首个在海上应用的伴气气脱硫装置,该研究为今后海洋石油平台类似伴生气脱硫积累了经验,具有一定的参考价值。     

RTU远程控制终端在油田中的应用

自动化油田建设的重中之重是自动化控制,现场一次仪表的数据读取、存储、转化、计算以及数据的上传都包括其中介于高原油田水源井所在的地理位置相对偏远,而且现场环境处于高海拔高原气候(昼夜温差大,四季湿度变化较大)以及对水源井整套设备规模的要求等因素,此次采用RTU远程终端控制系统完全符合实际生产的需要,与此同时为了实现数据的远距离传输,还采用了无线同桥来实现网络的传输,最终实现了数据的远程监控和现场设备的远程控制.