提高池46区块伴生气回收利用率措施效果分析

油田在开发过程中伴有大量套管气及伴生气,这部分气量占油田气总量的一大部分,目前除部分用于外输加温外与回收利用外,其余均火炬点燃或直接排放,资源浪费严重。池46区块蕴含着丰富的伴生气资源,文章分析了该区块伴生气现状及回收该区块的伴生气资源并加以有效利用的措施途径,最终达到节能减排、安全环保的目的。     

中台山油田年6井地区建设轻烃回收站工程探讨

中台山大安寨轻质油藏已有十多年的开发历史，该油田富含伴生气，所产天然气中轻烃含量达５～８％，是生产液化气的宝贵资源，且油井生产相对稳定，并已在年６井地区形成了一定的油、气生产能力和天然气集、配、输能力。为提高油田开发和企业的综合效益，拟建日处理天然气３×１０４ｍ３的小型轻烃回收装量。本文对资源和工艺流程进行了论证，并作了技术经济分析和评估，认为该项目回收工艺成熟，投资回收期短，经济效益明显，应尽快实施。     

海上平台闪蒸气回收利用研究

在海上油气田开发工程中,工程方案影响着项目的工艺流程设计,尤其是天然气和原油管输的要求决定着工艺流程设计指标的要求。结合某海上气田开发项目,对海上气田开发工程方案、海上平台工艺流程和海上平台低压闪蒸气回收利用方案进行研究。通过对不同闪蒸气回收利用方案的比选以及经济效益比较,确定了海上气田凝析油稳定流程产生低压闪蒸气回收利用方案。通过研究发现,凝析油稳定流程产生的低压闪蒸气LPG含量较高,增压后输往陆上终端进一步回收轻烃经济效益更好;闪蒸气压缩冷却后产生的凝液主要含量为LPG和水,在开发工程方案允许的前提下,凝液深度脱水后应增压输往陆上终端回收轻烃,收益将十分显著。     

海上油田伴生气凝液回收工艺研究

海上油田生产过程中,各级生产分离器稳定闪蒸出伴生气,伴生气一般经洗涤、增压、冷却等处理后作为主发电机用燃料气或通过海管外输。各级洗涤罐凝液排放至闭排系统,部分闪蒸为气相,火炬放空,造成天然气资源浪费,若重烃含量较高,则产生较严重的黑烟。本文结合某海上油田开发项目,对伴生气凝液回收系统方案进行了研究。通过HYSYS模拟分析,确定了伴生气凝液回收系统的最优设计方案。     

油田伴生天然气回收优化的研究

针对目前油田对于伴生气回收处理设备进行了优化,改用增压泵为井口集气装置,利用涡流管在撬装设备中进行轻烃的回收,达到节能降耗和提高伴生气利用率的最终目的。     

流花油田群FPSO火炬消烟工艺方案研究与效果分析

流花油田群油品较轻,伴生气组分重,存在火炬冒黑烟的隐患问题。为实现该油田群FPSO火炬的无黑烟排放,减少环境污染,分析了油气工艺流程和火炬泄放工况,对目前常用的几种消烟技术进行了比选研究,确定了采用变孔隙音速火炬及鼓风消烟方式解决FPSO火炬冒黑烟的隐患问题;为实现黑烟浓度的定量预测,建立了海上火炬燃烧数值模型,提出了火炬泄放时无量纲黑烟浓度数的计算方法,基于火炬黑烟浓度数合理确定了消黑烟的设施及规模。本研究成果有助于实现流花油田群的无黑烟排放和绿色生产,可为类似海上油田火炬消黑烟设计提供参考。     

LNG轻烃回收装置投产问题分析与处理

山东LNG接收站建设了国内首套LNG轻烃回收装置,装置投产过程中发现轻烃LNG产品外输泵外输不顺畅,外输流量达不到设计要求,若该问题不能解决,则可能导致装置无法投产。通过设计参数对比分析与现场测试,认为是由于工艺区高压外输泵与LNG产品外输泵出口存在压力差所导致。对该问题提出三种解决方案:增加轻烃外输泵叶轮级数;在工艺区每台高压泵出口增设1台调节阀;对现有工艺总管进行改造,将两类泵出口管道分开独立设计。通过计算对比分析,认为轻烃外输泵增加两级叶轮的方案是短期最有效的解决方案,但从长远角度考虑,建议在项目二期建设时每台高压外输泵出口增设1台可以从DCS控制调节的截止阀。     

油气集输工艺和自控系统

1 工艺系统(1 )西部油田。长庆油田油气集输过程经历了“单管常温输送工艺”、“单管常温密闭输送工艺”、“井口加药、管道破乳、大罐沉降脱水技术”、“井口投球、多井阀组常温密闭集输工艺”和“含蜡原油热处理常温输送工艺技术”等 5个阶段 ;在原油稳定和轻烃回收利用方面采用了“大罐抽气与轻烃回收联合工艺技术”、“伴生气轻烃回收工艺技术”和“轻烃综合利用技术”,较好地解决了轻烃的回收问题 ,取得了较大的经济效益。吐哈油田油气集输主要采用单管不加热混输、投球清蜡、一、二级半布站相结合、计量站选井计量、余热利用、中低压…     

某油田井口伴生气综合利用技术分析

某油田在采油生产过程中,井口伴生气因气量小且不稳定、气质悬殊大、地点分散、气体集输困难、就地无用户、远离管输系统、处理工艺复杂、经济利用价值低,大多被直接排放或燃烧,既浪费宝贵资源,又污染环境,回收利用伴生气势在必行。分析井口伴生气的成分和伴生气的产量,根据气量气质的分析结果,选择三种井口伴生气综合利用技术,包括建立CNG加气站、伴生气发电以及小型撬装轻烃回收技术,并因地制宜,针对不同油井选择不同的技术方案,为油田伴生气的综合利用提供新思路。     

渤海B油田富余伴生气回收方案研究与实践

渤海B油田为稠油油田,针对该油田伴生气放空量过大的问题,通过增加一台伴生气压缩机,并对该油田及其开发所依托的A油田实施工艺流程改造,成功将B油田富余伴生气回收并外输至A油田,然后经增压输至陆地天然气分离厂。此举不仅实现了节能减排,而且还取得了良好的经济效益,同时也提升了油田生产的本质安全性和生产人员的职业健康水平。该方案的实施在海上油田尚属首例,为海上油田伴生气充分开发利用提供了新思路,具有较好的借鉴作用。     

提高轻烃回收装置液化石油气回收率的方案选择及其效果

利用ASPENPLUS流程模拟软件对中海石油湛江分公司涠洲终端处理厂轻烃回收装置进行核算,找出了LPG跑损原因,提出了切实可行的方案,使LPG回收率达到94%以上。该方案实施后,冷分单元及轻烃回收装置液化气收率为95 .3 7% (设计收率97.15 % ) ,轻烃回收装置液化气收率可达99.5 8% (设计收率99.3 4% )。     

南海流花深水油田群开发工程方案研究

南海流花16-2/20-2/21-2油田群是中国海油目前在开发的最深水油田群,所在环境条件恶劣、井数多、原油析蜡点高、伴生气量大、井温高,面临电潜泵远距离直接驱动、FPSO及系泊与立管系统复杂等诸多技术挑战。本文详细介绍了该油田群开发工程方案及为解决相关核心问题而开展的水下生产系统复杂管汇、长距离回接管输及流动安全保障、水下电潜泵远距离直接驱动、庞大复杂的FPSO及系泊系统优化设计、海底不保温钢管高温屈曲、复杂动态管缆悬挂及干涉碰撞分析等关键技术方案研究,其相关成果可为南海深水油田的开发提供借鉴。     

南八天然气处理厂工程特点分析

根据大庆油田开发特点和已建油田气处理系统布局及工艺现状,充分考虑油田气处理装置的规模效益、轻烃回收深度效益以及对油田原油生产影响等综合因素,优化对比各种轻烃回收工艺的能耗、建设投资和操作弹性等技术经济指标,优化研究出膨胀机+丙烷制冷、分子筛深度脱水、干气不设后增压直接外输的处理工艺,在能耗、自动化水平、管理水平等方面均达到国内先进水平。     

南海流花深水油田群开发工程方案研究北大核心CSCD

南海流花16-2/20-2/21-2油田群是中国海油目前在开发的最深水油田群,所在环境条件恶劣、井数多、原油析蜡点高、伴生气量大、井温高,面临电潜泵远距离直接驱动、FPSO及系泊与立管系统复杂等诸多技术挑战。本文详细介绍了该油田群开发工程方案及为解决相关核心问题而开展的水下生产系统复杂管汇、长距离回接管输及流动安全保障、水下电潜泵远距离直接驱动、庞大复杂的FPSO及系泊系统优化设计、海底不保温钢管高温屈曲、复杂动态管缆悬挂及干涉碰撞分析等关键技术方案研究,其相关成果可为南海深水油田的开发提供借鉴。     

油田伴生气轻烃回收及综合利用技术

在大多数情况下，井口或井口附近的原油产品中都会有伴生气从中分离出来，分离出的石油伴生气量与原油的类型、油井压力及油井所处的地理结构等有关。伴生气的主要成份是甲烷，通常含有大量的乙烷和碳氢重组分。气体处理就是指将乙烷、丙烷、丁烷和重组分从气流中分离出来，它们可以被讲一步加工，作为纯组分或天然气混合液(NGL)或液化石油气(LPG)销售。我国典型的石油伴生气中含有NGL的体积百分比为11．7％，重量百分比为28％，它约占总能量的25％，因此，石油伴生气轻烃回收厂是油田产能系统的重要一环。     

SZ36-1 CEP伴生气压缩机流程稳定性改造设计与实施

通过对SZ36-1油田Ⅱ期总产气量的调查和分析,确定了稳定CEP平台伴生气压缩机流程的措施,有效地解决了海管段塞流对伴生气压缩机流程的影响,为油田开采中后期稳定伴生气流程提供参考。     

靖安油田陈氏螺杆泵油气混输工艺技术优化

对靖安油田五里湾区块采用的陈氏螺杆泵油气混输工艺技术进行了优化,包括运行参数优化、工艺流程优化、输油干线混输工艺优化及混输原油计量工艺优化。通过优化,靖安油田五里湾区块油中气回收混输率44.6%,套管气总回收率58.5%;上游井站每天燃烧利用伴生气59000m3,相当于日节约原油50t;下游轻烃回收厂每天生产液化气18t、轻油6t、干气3.5×103Nm3,日创额5万余元。     

南山终端轻烃回收工艺适应性研究

为了充分回收凝析油中的轻烃、合理利用能源、减少火炬放空量、降低气田生产成本,根据南山终端天然气和凝析油处理量的变化,及时调整了凝析油的处理流程,并回收轻烃。在正常生产状态下,启用LPG处理系统;在低流量生产状态下,启用凝析油稳定系统。研究结果表明,在不同的生产状态下,南山终端分别采用两种不同的轻烃回收工艺,轻烃回收率均为100%,工艺可行,可操作性较原工艺流程明显提高;经济效益可观,且节能环保,解决了环境污染和能源浪费的问题。     

江苏油田轻烃回收装置生产工艺的改造

江苏油田轻烃回收装置是一套小型处理装置,日处理天然气为3×104m3,该套装置以来自真武、永安、曹庄等三个油田的原油伴生气为原料,通过增压、制冷方式分离出轻烃,得到合格的干气。本文通过分析该套装置在运行中存在冷量损耗大、氨压缩机因负荷大出现自动停机频繁等问题,对生产工艺流程进行改造,充分利用冷量,节约能源,提高轻烃收率。     

A油田原油外输系统调整及效果评价

A油田中心平台负责处理和外输8个油田、19个平台、350余口油井的产出原油,高峰期原油外输量超过原油外输系统的设计处理能力。同时,原油外输量的日益增加对于原油外输系统的安全稳定性以及异常工况下的应急处理能力也提出了更高的要求。通过评估校核外输能力、优化应急置换泵流程、增加应急置换泵供电模式、细化三级关断逻辑等措施,有效提升了原油外输系统的输送及应急能力,增强了原油外输系统的安全稳定性。2019年原油外输系统安全稳定运行,累计增输送原油约10.0×104 m3,为后期其他油田的接入提供了借鉴和指导。