优化转油站计量 自控系统配置

根据喇嘛甸油田转油站计量、自控系统的应用情况，按照提高经济效益、节能降耗、保障安全生产的原则，通过合理优化转油站生产参数的显示、控制方式，降低了仪表改造及维护投资，从而进一步提高转油站的生产管理水平，为油田今后实行作业区块管理提供有利保证。     

大庆油田天然气计量仪表更新改造的可行性

在调研的基础上，分析了大庆天然气计量系统更新改造的迫切性和必要性。通过气体流量计选型对比，论述更新改造的正确途径，关键在确定检测方法和对计量仪表智能化的改造，重点放大对软件的开发上。同时，介绍了如何选择敏感元件以及在变送器和二次仪表的开发上应注意提高精度，这给有关部门在更新改造设备时，提供技术上的借鉴。     

转油站微机计量装置

大庆油田有限责任公司采油一厂仪表安装维修大队自主研制开发的YBZY-J1转油站微机计量装置,具备数据采集处理系统、报表查询打印、量程查询与修改、报警记录查询、数据自动备份、硬件“看门狗”等系统功能,并应用了一些较新的技术。     

大庆油田天然气计量仪表更新改造的可行性

在调研的基础上，分析了大庆天然气计量系统更新改造的迫切性和必要性。通过气体流量计选型对比，论述更新改造的正确途径，关键在确定检测方法和对计量仪表智能化的改造，重点放在对软件的开发上。同时，介绍了如何选择敏感元件以及在变送器和二次仪表的开发上应注意提高精度，这给有关部门在更新改造设备时，提供技术上的借鉴。     

大庆油田注水计量现状与对策

大庆油田自开发建设生产以来 ,单井注水计量由原来 60年代的角接式机械湿式水表 ,发展到 70年代角接式机械干式水表 ,沿用至今。从 1999年开始 ,部分采油厂尝试采用高压涡街流量计进行注水计量 ,取得了一定的经验 ,目前仍在进行试验探索。经过调查认为 ,注水计量中主要存在以下一些问题 :大部分在用的高压注水表存在严重的质量问题。从故障率、故障原因、更换率等 3个方面 ,对2 0 0 0年 14个注水表厂家的应用情况进行了统计分析 ,注水表故障率超过 5 0 %的仪表厂家有 6个 ;仪表更换率超过 5 0 %的厂家有 8个。据统计 ,大庆油田采油一至十厂…     

转油站计量及测控仪表微机系统优化

1·转油站现状及存在问题转油站与其工艺相配套的仪表系统分为两部分:①检测仪表,包括二合一、三合一、采暖炉的液位、温度、压力以及可燃气体浓度的检测、指示和报警等,其二次仪表采用盘装式常规仪表;②计量仪表,包括外输液、外输气、自耗气、原油含水以及温度、压力补偿等,其     

大庆油田清污水计量存在问题与解决对策

1.油田清污水计量现状和存在问题 目前油田清污水计量中主要存在以下问题: （1）水表安装环境差。在水计量交接点中,部分仪表长期处于水淹或冰封状态,管理人员无法对仪表进行读数和维护。 （2）工艺安装不满足水表的计量要求。主要表现为:①目     

油井微机计量系统在大庆油田的应用

介绍大庆油田第一采油厂油井微机计量系统的连续计量与间断计量控制方式;两相、三相分离器压力控制方式;油水液面和界面控制方式;微机系统组成及单井计量仪表的配置.说明系统的不同计量装置对油井的适应性,并进行了综合评价.     

大庆油田老区转油站标准化设计

开展老区油田标准化设计工作可以提高设计效率,缩短设计工期,为物资采购和基建施工争取主动。通过建立、完善标准化设计图库,设计调用系列站场、工艺模块定型图,真正实现油田地面工程设计的现代化。     

大庆油田高压注采气计量方法探讨

1·现状高压天然气单井计量是一个比较难以解决的问题:一是介质压力高,最高可达25MPa,很多仪表无法满足要求;二是井口产出的天然气为湿气,除甲烷外,含有乙烷、烃类及其它气体,还含有少量以液态存在的游离水等,经过阀门节流减压,温度降低,水分、液态烃等凝析形成液滴夹在气流中,     

大庆油田电力调度通信网的建设

根据对大庆油田电力调度通信需求的简要分析和大庆油田电网的特点,阐明了大庆油田电网调度组织关系以及自动化数据流向关系,简述了大庆油田电力调度通信网建设的总体思路,介绍了电力调度通信网建设的实施情况及达到的功能,最后给出了电力调度通信网的发展设想,并提出了具体建议。     

大庆油田地面建设信息系统的软件环境

大庆油田地面建设信息系统的建成使地面工程建设的规划设计工作手段及工作效率产生了一个质的飞跃,使规划设计人员摆脱了用彩笔与大图纸和手工计算的工作现状,缩短了工作周期,提高了规划方案的准确性、科学性。大庆油田地面建设信息系统配备ＮｅｔＢＩＯＳ接口,具有服务器、工作站、微机浏览器各项服务。以大庆油田设计院为主结点构成Ｃｌｉｅｎｔ／Ｓｅｒｖｅｒ结构,通过大庆石油管理局主干网与局机关及各采油厂物理连接。大庆油田地面建设信息系统支持ＮｅｔＢＥＵＩ通讯协议、ＴＣＰ／ＩＰ通讯协议、Ｉｐｘ／ＳｐＸ传输协议、ＮｃＢＩＯＳ通讯协议,并可通过ＮＦＳ与ＵＮＩＸ系统联通。     

大庆油田南一区掺低温水集输流程

老油田开发进入高含水开采期，油井产液量、含水率大幅度增加，油井出油温度不断升高，由于降粘剂、防蜡剂的采用，防腐保温技术的进步，集输温度普遍提高。为了降低原油集输过程中的能耗，结合大庆油田南一区原油物性，地理条件和生产现状，开展了掺低温水原油集输工艺试验，取得显著的节能效果。着重介绍该区原油掺水保温流程概况，掺水温度的优选，掺低温水工艺取得的试验成果和效益。     

潜油电泵在油田注水中的应用

根据注水井设计排量与压力，给出注水电泵机组的结构设计及参数计算步骤。通过现场实际应用表明，潜油电泵能实现分散水源注水，可完全在户外使用，一次性投资小；注水电泵工作平稳可靠、故障率低、维修次数少、维修费用低；尽管注水电泵比柱塞泵耗电量大，但柱塞泵的一次投资及维修费用、远远大于注水电泵，综合对比注水泵的经济效益明显大于杜塞泵；注水电泵可大大减少管网和水井的各种故障及费用，特别对低渗透油田及低渗透展，还可改善油层动用状况，提高产油量。     

大庆油田三元复合驱采出液电脱水模拟试验

通过对大庆油田三元复合驱采出液进行电脱水模拟试验，研究了碱、聚合物和表面活性剂在采出浓度范围内对乳状液脱水效果的影响规律以及破乳剂品种、加药量、脱水温度、脱水场强、脱水时间和原油含水率等因素对脱水效果的影响。结果表明，三元组份对脱水效果的影响随采出液中三元浓度的增大而增强，但到达一定浓度后，脱水效果不再受到明显的影响。对三元含量较高的乳状液，通过选择破乳效果较好的复配型玻乳剂和适宜的脱水参数，可以达到较满意的脱水效果。     

大庆油田含油污水深度处理双向过滤技术

驽向过滤器是一种新型高效，低耗的沙处理过滤设备，以双向过滤器为技术核心的双向过滤技术和常规过滤技术相比，具有滤速高、处理水质好、自耗水量小、运行费用低、自动化程度高等特点。     

大庆油田"三元""二元""一元"驱油研究

“大庆油田驱油用烷基苯磺酸盐的合成”项目的研究工作,从分子水平上基本掌握和控制了三次采油用的烷基苯磺酸盐的结构,并取得了拥有自主知识产权的系列产品,产品性能与国外ORS-4l产品相当。通过选择合适的表面活性剂二元前置段塞,获得了低界面张力的二元体系,减少了三元复合驱的油水乳化。通过三元配方中加入防垢剂减少甚至防止油层结垢。表面活性剂聚合物二元复合体系可以最大限度发挥聚合物的粘弹性,减少乳化液处理量,彻底清除由于碱的存在引起的地层及井筒结垢现象,在化学剂成本相同的情况下,可以达到与三元体系相同的驱油效果。大庆油田一元驱——高浓度聚合物提高采收率研究及矿场实验取得了满意的效果,在提高采收率幅度上与三元复合驱的结果完全接近。尤其重要的是,在驱油效果相当的情况下,高浓聚合物驱经济合理性优于三元复合驱。试验室研究和矿场生产试验表明：高浓度聚合物驱和三元复合驱适合于高渗透的低温油藏;其中高浓度聚驱更适合于非均质严重的油藏;三元复合驱适合于非均质不太严重的油藏;二元复合驱更适合于高、中渗透的中温和低温油藏;活性剂驱更适合于低渗透油藏和比较均匀的中渗透油藏。大庆油田研制的三元、二元、一元驱现场试验证实采收率提高值均达到20％以上。     

大庆油田强碱三元复合驱表面活性剂配方优化

烷基苯磺酸盐表面活性剂的性能直接影响强碱三元复合驱的开发效果。通过研究原油组成、油砂吸附等对烷基苯磺酸盐表面活性剂浓度及强碱三元复合体系界面张力的影响,建立了原油分子量与表面活性剂当量之间的定量匹配关系。结果表明,依据该定量匹配关系选择合适当量的表面活性剂可使三元复合体系与大庆地区 不同原油间达到超低界面张力,提高了强碱三元复合体系的适应性;原油组成影响表面活性剂在油水相中的分配比例,原油中的沥青质含量越高,水相中的表面活性剂浓度越低,原油组成对表面活性剂当量的影响较小;油砂吸附改变了表面活性剂的当量及组成分布,导致三元体系中表面活性剂的浓度降低、三元体系界面张力升高,可采取增加高碳组分、调整表面活性剂当量的方法,扩大复合体系在地下运移过程中的超低界面张力作用距离。图11表3 参16     

储层氮气专打技术在大庆油田的应用

为推动中国气体钻井技术进一步发展,大庆油田开展了储层氮气专打技术研究与实践。介绍了储层氮气专打技术原理、施工工艺及完井工艺,并对2011年大庆油田完成的4口井的基本概况、施工参数、产能效果等进行了统计分析。已完成的4口井中,氮气钻井井段平均机械钻速最高为24.56 m/h,投产井与邻井同厚度油层相比,在没有压裂改造的情况下初期平均单井日增油2 t以上。储层氮气专打钻井完井工艺技术对储层零污染、无压持效应,最大限度地保护了储层,增产效果明显。