CMK-KQB电潜泵专用变频调速装置

1.性能与特点CMK-KQB是深圳库马克公司出品的电潜泵专用变频调速装置,该装置的主要技术参数见表1。表1CMK-KQB技术参数项目参数指标项目参数指标输入电压1040V±35%过载能力150%额定电流过载1min输入频率50Hz±5%工作制度连续输出电压0～1040V冷却方式强制风冷输出频率0～50Hz运行环境温度-10℃～60℃额定电流39A贮存温度-20℃～80℃该装置具有下列性能特点:(1)加装电抗器,保证电泵机组正常运行。该变频调速装置在对交流电进行变频处理时,将会随之产生少量的高次谐波,由于电潜泵机组的电缆较长,为更好地保证电泵机组的正常运行,该变…     

海上采油平台工频电源柜在电潜泵解卡方面的应用

某海上采油平台电潜泵为变频控制运行,电源经过变频后再经过升压变压器,升压变压器输出电源驱动井下电潜泵电机。当电机启动阻力大时,导致启动瞬间扭矩不足,导致卡紧的电潜泵电机无法启动,从而躺井,损失产量。针对这个问题,提出用老油田闲置的工频柜启动电潜泵,提升启动初始力矩,解决电潜泵无法启动问题,达到降低修井成本,产生明显经济效益。以采油平台A2井为实例,通过对故障现象和产量分析,确定了井下电泵电机堵转,利用其他油田闲置工频柜,对该平台的电潜泵电力系统进行调整,实现A2井电潜泵解卡,使平台产液量每天增加50方原油,同时节约大量修井费用。     

长庆榆林气田多井加热炉自控系统的改造与应用

长庆气田集气站均采用多井加热炉,各单井来气经多井加热炉加热后,再经节流阀节流膨胀制冷,以获得低温分离运行温度。为确保单井节流后温度0--18℃、各单井节流后混合气温度-8--15℃,主要是通过气路控制系统来实现水浴温度的自动调节,以控制单井天然气加热后温度的。为了更充分利用集气站现有的SCADA系统控制功能,现场通过对多井加热炉自控系统进行了改造,增加了电路控制系统,实现了电路控制系统和气路控制系统相互切换,可直接在计算机上选定所要控制的温度范围,不仅方便了员工操作、减少了员工实际的工作量,而且提高了多井加热炉自控控制水平。     

川东南页岩气储层脉体中包裹体古压力特征及其地质意义

包裹体岩相学分析表明，川东南焦页A井、南页A井以及彭页A井页岩气储层石英以及方解石脉中，主要发育气液两相盐水和气2类包裹体；激光拉曼分析表明，气包裹体主要由甲烷组成。3口井气液两相包裹体的显微测温结果存在较明显的差异，其中焦页A井与南页A井的石英中气液两相盐水包裹体的均一温度最高，分别为215.8~245.4 ℃和214.4~240.8 ℃；南页A井方解石中包裹体均一温度次之，为177.8~210.4 ℃；而彭页A井气液两相盐水包裹体的均一温度最低，为128.5~156.4 ℃。包裹体古压力恢复结果表明，焦页A井与南页A井石英中包裹体捕获压力最高，分别为114.9~130.5 MPa和124.0~151.5 MPa；南页A井方解石中包裹体捕获压力次之，为114.0~122.3 MPa；而彭页A井包裹体的捕获压力较低，为32.5~43.0 MPa。结合埋藏史图可知，3口井的捕获时间均为燕山期，其中焦页A井与南页A井包裹体捕获时页岩气储层处于超压状态，而彭页A井处于正常压力范围。上述古压力系数与现今测井压力存在相似的规律，表明焦页A井与南页A井气藏的保存条件要优于彭页A井。      

长庆榆林气田多井加热炉自控系统的改造与应用

长庆气田集气站均采用多井加热炉，各单井来气经多井加热炉加热后，再经节流阀节流膨胀制冷，以获得低温分离运行温度。为确保单井节流后温度0～-18℃、各单井节流后混合气温度-8 - -5 ℃，主要是通过气路控制系统束实现水浴温度的自动调节，以控制单井天然气加热后温度的。为了更充分利用集气站现有的SCADA系统控制功能。现场通过对多井加热炉自控系统进行了改造，增加了电路控制系统，实现了电路控制系统和气路控制系统相互切换．可直接在计算机上选定所要控制的温度范围，不仅方便了员工操作、减少了员工实际的工作量，而且提高了多井加热炉自控控制水平。     

空气预热器的故障分析及改造

通过对兰州石化助剂厂1万t／a顺酐装置所用空气预热器的主要参数进行核算后发现，该设备存在蒸汽流量及传热面积过小，且迎风速过大等设计缺陷。重新设计制造空气预热器，采用新型的插件管排式结构，蒸汽进出预热器管线由原来的4路改为1路，并采用增加换热盘管，增大长径比的方式，延长了空气在预热器内的停留时间，使加热空气的出口温度提高了20℃，取得了良好的换热效果。     

井下节流技术在低温分离工艺中的配套应用

长庆榆林气田集气站内采用多井加热、节流制冷、低温分离工艺流程，气井井口压力为18～22 MPa，单井进站天然气直接节流制冷后温度将低于-20 ℃，这超过了集气站所采用设备普通20^#钢适用温度范围，需要先经加热后再节流，才能达到低温分离工艺温度要求。针对集气站低温分离工艺运行实际，为解决多井集气站所辖低产气井井筒积液、采气管线水合物堵塞频繁等问题，引入井下节流技术，研究了井下节流技术和配套低温分离工艺应用基本原理和技术关键，现场共成功配套应用14井次，使单井采气管线运行压力降为10～12 MPa，单井进站天然气直接节流制冷，停运了多井加热炉，不但满足了低温分离工艺温度-8～-18 ℃的要求，而且有效解决了低产气井水合物堵塞等问题，实现了正常生产和节能降耗，减少了甲醇注入量和燃气消耗，提高了气井采气时率，14口井每天可节能价值约1.07万元，经济效益显著。     

制氢装置转化炉余热回收系统存在问题及对策

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司制氢装置余热回收系统运行异常,过热蒸汽温度由420℃下降至375℃、烟气排放温度升高到264℃,影响装置安全运行。检查、核算发现余热锅炉入口烟气量低于设计值、过热蒸汽管积垢,同时锅炉管束与炉墙衬里之间有间隙,空气预热器的入口温度分布不均,热管失效。为解决上述问题,将过热蒸汽段受热面积增加;在解吸气返回线上增设增强型过滤器;在烟气余热锅炉各段管束与炉墙的间隙处增加烟道挡板,并且更换前10排热管为耐高温热管。改造后,实现了装置长周期平稳运行,装置过热蒸汽温度由375℃提高到430℃、发汽量由91 t/h提高到95 t/h,有效保障了下游装置的用汽要求,改造后进、出空气预热器的烟气温度实现均匀分布,排烟温度降至125℃的正常水平。余热回收系统的运行更加优化,加热炉的热效率提高,取得较好的经济效益。     

土库曼斯坦尤拉屯区块尾管悬挂器及回接固井技术

应用德州大陆架公司研发的13 3/8 in×9 7/8 in SSX—A型液压尾管悬挂器及9％in HC—A型回接插头，在土库曼斯坦的土24井、土25井应用高密度钻井液且井况复杂的情况下，顺利完成了尾管悬挂及回接固井工作，成功解决了该地层蠕变缩颈严重导致的固井质量难以保证的问题，节约了成本，达到了固井后成功试压50MPa的设计要求。     

厄瓜多尔A级低渗早强油井水泥浆优化设计

为解决厄瓜多尔A级水泥适应温度、深度范围窄、初始稠度大、可泵性差的难点,开展基于A级水泥的水泥浆配方优化设计研究。通过对A级油井水泥成分分析,水泥密度、细度和比表面积等测试,并开展了其水泥浆稠化性能和抗污染实验,优选出了基于厄瓜多尔低渗、早强和适应范围更广的水泥浆体系。结果表明,A级水泥比表面积为4100～4500 cm³/g,Na₂O含量为0.47%;A级水泥浆体系适用范围可达65℃,10 h的抗压强度均能达到3.5 MPa,渗透率为0.1936 mD,体积收缩率为0.03%。该水泥浆体系在MARIANN-78井技术套管固井施工中进行了应用,CBL/VDL测井结果显示固井质量为优质,显著改善了厄瓜多尔A级油井水泥的性能。     

FET液压泵驱动电动机在线监控系统的研究

鉴于传统的液压泵驱动电动机检测效率和自动化水平低,很难保证在井下150℃高温环境下可靠工作的状况,介绍了一种基于CAN总线设计的液压泵驱动电动机在线监控系统。该系统可实现对电动机的自动驱动控制,并能自动检测电动机的温度、转速、驱动电压和驱动电流等运行参数。系统采用全数字化测控设计,以DSPIC30F6010A高速微型计算机为核心,通过工业现场CAN总线实现了数据通讯和共享。试验结果表明,系统很好地解决了150℃高温环境下电动机的控制与运行状态监测问题,有效地保证了系统的稳定运行。     

注水井带压作业环氧树脂堵剂研究

为了探索适合于注水井带压作业的化学堵剂,理论分析了其环境因素及自身要求,提出了CPA的设计思路,并通过室内实验对设计的化学堵剂进行评价。结果表明,以环氧树脂E-44体系为主剂的化学堵剂（其中,E-44、活性稀释剂660 A、密度调节剂TJ-182的质量比为100:5:210）的适用期随着固化剂JZ-6加量或温度的提高而快速下降,尤其是温度较高时更显著;在井底温度为50℃～70℃时,CPA更适合于温度梯度较大的注水井。当固化剂加量为10%、封堵长度为3.0 m时,CPA适用期达到4.7 h（25℃）,最大承压强度可达26.51 MPa。     

井下节流工艺在徐深气田的应用

针对采用井下节流装置的A井开展地面工艺适应性评价试验。通过采取停运采气管道电热带、调节天然气换热量的方法,监测地面工艺管道的运行压力、运行温度、冻堵时间等参数,研究各项参数与水合物的生成关系。A井应用井下节流装置后的采气管道运行压力、电伴热功率和加热炉功率明显降低,地面工艺优化空间大。徐深气田推广井下节流工艺,可有效降低地面工艺建设投资,减少能源消耗和药剂使用,有助于提高气田开发经济效益。     

螺纹锁紧环换热器内漏原因分析及对策

针对某焦化汽油和柴油加氢装置螺纹锁紧环换热器在运行过程中出现的内漏问题,对换热器结构和相关操作参数进行分析,判断造成换热器E101A发生内漏的主要原因为E101A壳程入口温度由185℃下降至165℃,由于换热温度降低导致壳程密封垫片回弹能力不足,密封比压不够而多次发生泄漏。对换热器进行在线紧固仍不能解决换热器内漏问题,后通过工艺调整提高E101A管程、壳程入口温度,经过长期运行表明,E101A未再发生内漏,有效解决了E101A由于换热温度降低而导致内漏的问题。     

丙烯氧化制备丙烯酸催化剂生产工艺研究

对丙烯氧化制备丙烯酸催化剂生产工艺过程进行了详细研究,包括催化剂制备过程中的反应过程、喷雾干燥及成型等环节。在反应阶段,严格控制钼酸铵、偏钒酸铵、仲钨酸铵三者的反应时间对保证催化剂的制备重复性至关重要,最佳反应时间为1.5 h;喷雾干燥最佳工艺参数为进风温度180～190 ℃、进料电机频率10 Hz、雾化电机频率49 Hz;模压成型最佳工艺参数为模具转速22 r/min、水胶比1.5。     

温度对气井试井解释参数的影响探讨

针对气井压力测试对温度的敏感性,根据气体压力与温度的关系,建立了考虑温度影响的井底压力资料校正方法。分析了两种不同温度变化范围对气井试井解释参数及结果影响的变化规律。对比分析表明,当测试井温变化大于10℃时,温度差异对压力的影响校正不可忽略。该研究为现场试井压力资料解释提供了技术支持。     

科技兴油 献礼国庆——新疆油田首例高温电潜泵现场试验成功

<正>2017年9月21日晚20点,风城重1井区FHW321P高温电潜泵试验井开始运行生产,日产液量120t,泵挂温度138℃,井口油压0.58MPa,套压0.72MPa,这一时刻标志着高温电潜泵现场试验取得成功。该高温电潜泵耐温218℃,扬程300m,运行频率35~60Hz,排量50~180t/d。此次高温电潜泵试验由新疆油田公司工程技术研究院负责精心组织,在风城油田作业区的大力支持下,由工程技术公司、斯伦贝谢公司配合完成。8月23日完成高温电潜泵的安全入井工作,9月2日完成地面改造及设     

喇嘛甸油田聚合物驱地面工程优化简化技术

大庆喇嘛甸油田优化地面系统布局,使站场内生产区域更加集中,方便管理,为今后的扩建留有余地;优化站外系统,改善了管网的水力及热力条件,节约单干管管线4.2 km、掺水管线11.56 km,节省建设投资108.5万元;实施立体化布站,土地利用系数提高了10%,节约占地面积744 m2,节省基建项目投资12.25万元;采用微正压加热炉后换热效率达90%以上;采用全封闭式变压器和新型金属凯装低压抽屉柜,使空载损耗降低8%,负载损耗降低20%。     

元坝超深高含硫大斜度气井射孔技术

元坝气田主力气藏埋深在7 000 m左右,温度最高达157 ℃,射孔时面临高温带来的射孔器材性能不稳定等一系列难题。通过采用钻井液中射孔、及时上提射孔管柱、分单元延时起爆、增设定位销等措施避免了卡枪、管柱脱落等问题;耐高温射孔弹、导爆索、传爆管、延时装置等一系列工具的灵活使用保证了射孔成功率和气层打开程度。采用以上措施对井底温度150 ℃、井斜79.14°的元坝YB10-C1井162 m射孔段成功实施了射孔作业,发射率99.7%,有效地沟通了地层,为同类井的射孔作业提供了借鉴。     

CNG加气站工艺流程优化设计探讨

随着我国大型输气管道的建设,推进城市气化进程,为CNG汽车加气站的建设与发展带来机遇,CNG加气站在我国得到了空前的发展。针对现有CNG加气站出现的窜井和地下储气井松动事故,对CNG加气站的工艺流程和地下储气井的结构进行优化设计:将天然气直充改为经过地下储气井冷却后加气,在地下储气井的出口处安装单向阀;将现在地下储气井共用一条进出气管线改为单进单出,在地下储气井内增设套管,进一步加强CNG加气站的安全性,为今后CNG加气站的设计和建设提供借鉴。