某气田110kV总站后台监控系统设备优化改造设计方案

正某气田110kV总降变电站,经2004年一期建设及2009年间隔扩建后,现有变电站监控系统结构如图1所示。原有后台监控系统2004年一期建设时即投入运行,2009年二期仅在一期基础上进行了扩容。监控系统的版本相对较低,为MicroSCADA V8.4.4,由于使用年限较长,加之工控机老化,操作系统文件损坏,经常出现系统死机数据丢失等现象,为确保整个监控系统的连续正常运行,并考虑到现有的系统与继电器通信结构,特针对监控系统设备提出优化改造方案:即将设备硬件升级为最新的高性能电脑,同时支持最新的操作系统软件,监控系统升级为现最新及功能强     

油气田硫酸盐还原菌控制技术应用探讨

在油气田开采、集输和气田水回注系统中,存在着各种微生物群体,包括硫酸盐还原菌、铁细菌以及其他微生物。其中,危害性最大的微生物就是硫酸盐还原菌(SRB)。通过对重庆气矿目前站场SRB分布统计分析,结合站场气田水处理工艺及油套管腐蚀状况,经分析对比现有多种生物腐蚀控制技术,推荐LEMUPZ-H物理法杀菌技术。现场应用表明,该工艺能有效杀灭和抑制气田水中SRB,对站场排污、气田水转输及回注系统均能起到较好的保护作用,是一种经济有效的应对SRB腐蚀的控制保护措施。     

气藏采收率影响因素研究与启示——以靖边气田A井区为例

以鄂尔多斯盆地靖边气田A井区为例，采用单因素相关分析和数值模拟方法，对比研究了井网控制程度、储层物性及地层废弃压力对气藏采收率影响及其主次关系。结果表明，井网控制程度是影响采收率的首要因素，井网控制程度每增加10%，采收率提高8.5%；渗透率是影响采收率的重要因素，渗透率每增加10%，采收率平均增加6%；废弃压力对采收率亦有较大影响，废弃压力每降低10%，采收率可提高1.6%。三者对采收率影响综合排序为：井网控制程度>储层物性>废弃压力。分析认为，渗透率是储层固有属性，很难从根本改变；而废弃压力受井口外输压力和增压开采成本制约，降低幅度有限。因此，优化井网及增加井网控制程度是提高气藏采收率的有效途径。研究成果具有实践意义，可为改进气田开发方式和提高气藏采收率提供参考。     

涩北气田井下修井作业技术现状分析和发展趋势探讨

分析了涩北气田井下修井作业现状,包括设备,修井内容,现有技术,结合目前科技发展以及新工艺的应用,探讨未来井下修井技术的发展趋势。     

天然气二氧化碳净化技术开发成功

中石化科研攻关项目——中原油田普光天然气净化厂烟气二氧化碳回收技术中试日前完成,为普光气田实现节能减排目标提供了技术支撑。普光气田二氧化碳和硫化氢含量分别高达14.14%和8.6%,需要对原料气进行处理,以达到国家标准。为     

大北地区白垩系异常高压气层识别

大北地区白垩系地层地质构造复杂,断层、裂缝发育,以往对于这种复杂地质条件下的高压气层识别所做的工作不够深入。首先采用中子-密度孔隙度重叠法及可动油气孔隙度法来识别气层,然后采用伊顿法和层速度-有效应力法计算地层孔隙压力,由此编程,计算处理了工区多口井的测井资料,其高压气层识别效果良好,值得推广应用。     

浅谈吉拉克凝析气田集输工艺技术

介绍吉拉克凝析气田集输总流程,包括凝析气集输、单井油气计量、气体处理、凝析油稳定、产品储运与外输、乙二醇回收及加注等分流程。阐述该流程的特点,以及采用这个流程的凝析气田的条件和产生的经济效益。同时叙述了采用的新工艺、新技术、新设备及节能措施和能量利用的情况。     

长庆气田—呼市天然气管道复线工程奠基

2011年3月3日,连接呼包鄂地区的又一重点能源保障工程—长庆气田至呼和浩特天然气输气管道复线工程奠基仪式在鄂尔多斯市达拉特旗举行,这标志着该工程正式开工建设。长庆气田—呼和浩特天然气管道复线工程由     

套管保护液对钻井废水处理效果的影响＊

通过研究高含硫气田钻井完井后套管保护液对钻井废水处理效果的影响,可知：采用混凝/二次絮凝/吸附工艺处理不含套管保护液的钻井废水时,出水COD＜150 mg/L;当套管保护液加量＞0.5 mL/L时,出水中COD随套管保护液用量增加而急剧升高,远大于150 mg/L;采用混凝/吸附/微电解组合工艺处理含套管保护液的完井钻井废水,出水COD＜150 mg/L,满足GB 8978-1996《污水综合排放标准》二级标准的要求。     

普光气田高含硫天然气粘度计算模型优选与评价

通过试验可以测定高含硫天然气的粘度,但费用高,危险性大.以室内试验数据和Elsharkawy提供的测试数据为基础,采用未校正的Dempsey模型、Lee模型、LBC模型、DS模型、Londono模型,以及YJS校正法、Standing校正法和Elsharkawy校正法,计算了普光气田高含硫天然气的粘度,并与试验测试值进...