含醇污水预处理工艺优化

榆林天然气处理厂担负着整个榆林南区生产污水的处理与回注、甲醇再生利用的任务,甲醇再生的质量、数量、污水回注工艺指标等对于周围环境保护、节能降耗有着重要影响。污水预处理工艺是含醇污水处理工艺的关键过程,预处理参数的好坏直接影响含醇污水的甲醇回收效率、污水回注指标和装置的处理能力,通过对预处理药剂加入、工艺操作进行分析、优化,使预处理后的各项参数达到最佳,提高装置处理能力,减少装置的堵塞和腐蚀,延长装置运行时间,使含醇污水处理后的各项指标达到最优化。     

甲醇回收装置工艺运行优化研究

为了解决靖边气田甲醇回收装置塔底和塔顶产品甲醇浓度偏离设计值的问题,需要从源头出发,分析影响塔底和塔顶产品甲醇浓度的主要因素。随着气田不断开发,原料含醇污水水质变化较大,但装置参数依然按照原设计参数运行,因此结合原料含醇污水甲醇浓度波动大、成分复杂、矿化度高的现状,首先调整预处理单元加药制度,其次对部分流程进行优化,最后根据实际情况制定试验方案,优化运行参数。通过流程调整、参数优化等,得出不同含醇污水浓度下装置运行的最佳操作参数。同时针对目前甲醇回收装置运行中设备结垢等问题提出了改进建议。     

甲醇回收装置参数优化

冬季为了防止水合物的形成，长庆气田采用了井口注醇的措施并通过甲醇回收装置对单井产污水进行集中处理。虽然目前部分集气站采用了分排分储的方法，但是冬季和夏季含醇污水浓度还存在很大差异，冬季含醇污水浓度约为20%左右，而夏季通常都低于3%。针对这一情况，对甲醇回收装置不同原料浓度下的各种运行参数进行了优化，以保证装置经济、平稳运行，确保产品甲醇及塔底水合格。研究认为：①在含醇污水浓度变化时候，为保证产品甲醇质量及塔底水合格，不能沿用设计工艺参数，应根据工矿对工艺参数适当进行调整；②主要通过对含醇污水进行预处理和对进料温度、塔顶塔底温度的调整，可以保证产品甲醇和塔底水同时满足装置设计要求；③调整工艺参数后在一定程度上可以缓解设备、管线结垢问题，但不能从根本上加以解决。因此，应优化含醇污水预处理工艺，提高含醇污水预处理效果。     

利用HYSYS计算模型优化长庆油田靖边气田甲醇回收

长庆油田靖边气田在采气过程中,为了防止天然气在采出和集输过程中形成水合物堵塞管道,通常在气井井口注入甲醇作为防冻剂。这些防冻剂如果不回收,不仅增加生产成本还对环境造成污染。通过分析长庆油田靖边气田含醇污水特点,并对污水性质及水质预处理进行研究,提出了靖边气田甲醇污水处理工艺方案。采用HYSYS软件对甲醇污水处理工艺流程进行模拟优化,根据软件计算所确定的加热器负荷、精馏塔塔底热负荷,为现场设备结构选型提供了理论基础。回收的甲醇含量超过99%,达到了实际处理甲醇浓度95%的要求。HYSYS模型计算对现场各参数调节,温度、压力控制具有实时指导意义。     

气田含油含醇污水预处理运行参数优化

在气田开采中,为了抑制天然气水合物的生成,通常向气井和采气管线注入甲醇并在集气站内分离,产生了含油含醇污水。由于甲醇属毒性物质,含醇污水直接排放会影响环境,因而需要进行无公害化处置。文章介绍了榆林气田南区含油含醇污水预处理处理流程及实际生产存在问题,并通过研究含油含醇污水的组成性质,对预处理药剂的加注量进行优化,使得处理后污水的各项指标达到最佳,减少甲醇回收装置的堵塞及腐蚀,确保生产单元平稳运行。     

含醇污水预处理系统改造效果评价

长庆油田第二净化厂原有的含醇污水预处理系统于2001年投产运行,经过多年的生产实践,取得了一定的预处理运行效果。但随着气田的开发,冬季的含醇污水量已超过原有甲醇回收装置的设计处理量,且原有的预处理系统中的设备、技术相对落后,与之所相应的管线设备腐蚀、结垢,装置不能平稳运行等问题也就突显出来。为解决上述问题,于2008年对含醇污水处理系统进行了改造和优化。就改造后及前期的含醇污水预处理系统作一个阶段性的分析和总结,同时对于现阶段存在的管线结垢、腐蚀等问题提出解决思路,加强含醇污水预处理系统的平稳运行。     

含醇污水溶解氧来源及对甲醇回收装置腐蚀分析

污水中的溶解氧对于腐蚀有明显的促进作用,会加剧污水处理系统腐蚀。通过分析气田含醇污水的来源、运输、处理过程中导致含醇污水中溶解氧存在的原因,并对溶解氧对甲醇回收装置的腐蚀状况进行了分析,认为甲醇回收装置存在较为严重的溶解氧腐蚀,并提出了相应的除氧工艺对策。     

天然气处理厂污水除油效果分析及改进措施

米脂天然气处理厂污水处理装置处理子洲气田生产过程中产生的含醇含油污水,采取除油除机杂处理后进入甲醇精馏塔精馏进行甲醇回收,处理合格后的气田污水回注地层。但是处理后的污水含油份超标,需从除油工艺及除油装置查找原因,并提出改进建议,优化完善米脂天然气处理厂污水除油工艺。     

甲醇回收工艺在苏里格气田的应用

苏里格气田产含醇污水主要通过处理厂甲醇回收装置采取常压精馏工艺集中处理后,将含醇污水中的甲醇分离出来,使甲醇得以再生,并回收利用。苏里格气田已建成的4个天然气处理厂甲醇回收系统经历了从筛板塔盘到斜孔塔盘、单塔精馏到双塔精馏的转变,经现场生产运行实践,工艺技术不断优化,主要从已建成甲醇回收装置的运行状况进行分析和比较。     

�������ﺬ�״���ˮ�����ռ���

在油气开采中，常常需要在气井井口处向采气管线注入甲醇以抑制天然气水合物的生成，因注入的大部分甲醇与管线中游离水互溶，并在集气站中与天然气分离，由此便产生了气田含甲醇污水，这在国内油气田一般是不回收的。甲醇属毒性物质，甲醇污水的排放会影响环境，即便在荒郊野外也不允许，必须进行无公害化处置。长庆气田第一天然气净化厂甲醇回收装置是我国油气田中第一套工业化的生产装置，章介绍了该装置的设计与生产实践情况，并对气田含甲醇污水处理工艺技术进行了总结，还对气田含甲醇污水特点、处理方法、回收甲醇后的污水处置等进行了较详细的讨论。     

沁水盆地煤层气田试采动态特征与开发技术对策

沁水盆地煤层气资源丰富,中国石油天然气集团公司于1994年起在该盆地内开展了大规模的勘探、试采和正式开发准备工作。从气田动态分析入手,系统研究了该煤层气田的开采特征。结果认为：压裂增产、多分支井是开发该煤层气田的有效手段;3#煤产气量高低与其地质因素关系密切;在煤层气排采过程中应保持动液面稳定下降。结合煤层气开采动态特征,提出了沁水盆地煤层气田合理的开发技术对策：①采用地面垂直井和多分支水平井相结合的方式开发该地区的煤层气资源,在此基础上优化合理的井网部署方式和增产方式;②3#、15#煤层的地质条件差异较大,建议优先考虑开采3＃煤层,15＃煤层在3＃煤层产量下降时可视储层发育情况择时投产;③在排水采气初期,应建立合理的排采工作制度,避免储层渗透率的急剧下降。     

鄂尔多斯盆地靖边气田气井油管腐蚀规律与防腐对策

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S（平均691 mg/m³）、CO₂（5%）等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为了掌握靖边气田气井油管腐蚀规律,利用多臂井径检测仪MIT、磁检测仪MTT、电磁探伤测井仪MID K等仪器组合采取绳索作业方式,对60余口气井油管开展了不动管柱腐蚀检测作业,结合气井产水量、产水矿化度、氯离子、H₂S和CO₂含量等因素进行综合分析。结果表明：产水气井较其他气井的油管腐蚀更为严重,产水量越大、产水矿化度越高腐蚀就越严重,严重腐蚀井段主要集中在油管中下部;在0～2 000 m油管腐蚀方式由外壁向内壁扩展,2 000 m以下油管腐蚀主要由内壁向外壁扩展。针对靖边气田高产水气井油管的腐蚀状况,从使用新型缓蚀剂和“内涂外喷”涂层防腐油管两方面改进了防护措施,油管腐蚀情况大为减轻,局部最大腐蚀速率由3.67 mm/a降至0.11 mm/a,确保了产水气井正常、安全生产。     

高—中煤阶煤层气井生产特征及影响因素分析——以樊庄、韩城矿区为例

对中国高、中煤阶典型煤田即樊庄和韩城两个矿区煤层气井的生产特征进行分析、对比和总结,并分析射孔厚度、射孔层数、排采技术、增产措施等对产气量的影响.樊庄和韩城两个矿区煤层气井可分为4类:高产气井,日产气大于3000 m3,稳产时间长、递减速度慢且平稳、峰值产量高、排水期短;中产气井,日产气l000～3000 m3,稳产时间较短、排水期较长、递减初期递减快;低产气井,日产气小于1000 m3,稳产时间短、产水量高、排水时间长、生产不连续;不产气井,日产水量大、液面下降缓慢、井口套压很低或为零.根据煤层气井的生产特征,归纳出了3类生产模式.结合具体实例,定量或定性地分析了不同因素对煤层气井产量的影响,结果表明,煤层气井的射孔厚度一般应大于5 m;射孔层数一般不要超过3层;要保持稳定且持续的高产,需选择合适的排采制度;二次措施后增产效果明显.     

煤层气井井间干扰研究及应用

井间干扰是实现煤层气稳产高产的有效技术措施。 目前,煤层气井间干扰的理论研究较多,准确量化的现场认识较少。 根据煤层气井排采的特点,提出了一种方便、可靠、高效的用于判断井间干扰现象及定量计算井间干扰程度的新方法,该方法利用现场观察到的煤层气井启抽水位与原始水位存在的明显差异,定量化煤层气排采降压过程中出现的井间干扰现象。 通过在保德区块的实际应用,对比了所提出方法与煤层气理论判断方法的优缺点,并验证了所提出方法的可靠性,得出了该区块井间干扰特征的定量化认识,同时提出了井间干扰规律在合理部署井位、提高产气速度、缩短见气时间及优化排采制度等方面的应用建议。     

高—中煤阶煤层气井生产特征及影响因素分析——以樊庄、韩城矿区为例

在层序地层学理论指导下,通过对大量单井及野外露头资料的分析,依据岩性、电性、古生物特征等,确定川中、川南寒武系各层组的对应关系,提出川中—川南寒武系地层划分与对比的新方案,并以此为基础,研究四川盆地中南部寒武纪不同时期的沉积相特征.研究表明,川南九老洞组基本对应川中的筇竹寺组,川南遇仙寺组基本对应川中沧浪铺组、龙王庙组、高台组,川南与川中洗象池群基本对应.川中—川南寒武系自下而上分为筇竹寺组、沧浪铺组、龙王庙组、陡坡寺组和洗象池群,长期受加里东运动形成的古隆起控制和影响,经历了滨岸—陆棚、局限台地—蒸发坪—陆棚染潟湖、局限台地等3个演化阶段.龙王庙组和洗象池群的砂屑白云岩、鲕粒白云岩、岩溶白云岩等是该区碳酸盐岩油气资源勘探的目标.     

延川南区块煤层气富集高产的地质控制作用

鄂尔多斯盆地延川南区块是我国第一个商业开发的深部煤层气田,目前处于上产阶段。构造分异作用导致煤层气井产气产水差异显著。综合分析了岩心、测录井、产出水地球化学数据及排采井生产等资料,探讨了该区块煤层气富集高产的地质控制作用。根据研究结果,将区块划分为东、西2个水文地质单元,其中东部谭坪水文地质单元的水动力强度较西部万宝山区大。延川南区块山西组2号煤层水处于弱径流_滞流区,地层水矿化度高,适宜的水文地球化学参数分布区有利于煤层气的富集。基于煤体结构测井解释,发现碎裂煤发育区煤层气井易高产,建立了区块范围内煤层气富集高产选区参数指标体系,优选出4个有利区,为区块后续开发提供了接替区。     

中坝气田高含硫雷三段气藏气井修井之对策

四川盆地川西地区中坝气田是我国最早投入开发的高含硫气田,气井安全开采近30年,目前中三叠统雷口坡组雷三段气藏采出程度达88.1%,地层压力系数已降至0.169,处于气田开采后期,部分气井相继出现生产不正常或停产。为有效开采该气藏剩余储量,从气藏高含硫、低压及管柱腐蚀等特点入手,分析了修井技术难点,提出了压井、打捞、防硫安全、再次完井、复产等施工作业阶段的针对性措施,并结合典型井例探讨总结了修井施工经验教训。所形成的高含硫低压井修井关键阶段的技术对策,对其他类似含硫气藏的修井工艺和施工具有很好的借鉴作用。     

小管径天然气管道封堵动火作业新技术

氮气置换动火技术因操作规程标准和指标控制严格、安全等级极高,常用于气田管道动火作业,但投运后的天然气管道中除含大量甲烷外还含少量凝析油和游离水,导致氮气置换动火作业存在困难,管道内无法置换干净的凝析油因挥发导致置换作业周期延长、成本增加。通过将研制成功的天然气管道新型封堵剂（固水乳化剂）及小管径冷冻封堵工艺和设备,与气田现用置换动火技术结合,有效地缩短小管径天然气管道置换动火作业周期,降低作业成本,确保氮气置换动火作业更经济、更安全、更实用。     

连续油管冲洗解卡堵技术在辽河油田的应用

对于高凝油或稠油凝结卡堵 ,气井中的水合物冰堵、砂卡或砂埋 ,电泵采油井或自喷井严重结蜡及其它复杂油水井的处理 ,用连续油管冲洗显示出常规方法无法比拟的优越性。辽河油田采用这种技术实施冲砂洗井、解高凝油和稠油卡堵、解冰堵、水井测试等作业 948井次 ,均取得成功。用常规方法热洗解高凝油或稠油卡堵 ,施工周期为 1 8天 ,费用 2 6万元 ;用连续油管 ,施工周期为 2天 ,费用仅为 7 2万元。对于热洗清蜡 ,用常规方法清蜡困难 ,换管柱作业时间长达 48～96h ;而采用连续油管作业 ,清蜡时间缩短至 6h以内 ,费用降低 1 0 % ,且不污染地层     

非热采高含硫化氢井生物脱硫处理工艺及效果

孤岛含硫化氢井井数多,分布广,治理难度大,高含硫化氢井主要集中在蒸汽驱区块,主要采用单井井口套管投加脱硫剂治理,效果较好。随着外围油田开发,垦西油田部分区块的非热采井生产出现高含硫化氢气体,分布较广,药剂用量大,综合治理成本高。同时外围油田采出液矿化度高,常规脱硫剂配伍性差,促进结垢影响生产。非热采井无稳定的高温高压环境,其硫化氢产生原因尚不明确,无较好的针对性治理措施。该文针对孤岛外围油田区块,明确非热采井硫化氢产生机理,开展非热采井生物脱硫技术研究,现场应用取得明显效果,有效解决生产现场的安全和环境问题,具有良好的推广前景。