试气作业现场管理与放喷

试气作业工序极其复杂,因此其无论是对施工人员还是管理人员都有着较高的要求,然而在实际施工的过程中这些方面还存在较大问题,主要体现在人员综合素质过低,不符合试气作业的基本要求。同时,在外包公司的选择上也不够合理,导致施工的各项安全措施未能落实到位,本文针对这一问题进行了详细的探讨与分析。     

撬装式井口气液分离放喷装置现场试验及效果分析

气井大修、积液井复产等已成为靖边气田开发中后期常规性维护措施,现场施工过程中均需井口放喷进行排液。目前采用的排酸筒放空分液工艺,由于装置简单,成本低,应用较为广泛,但存在气液分离效果差,易导致放喷火焰熄灭等问题。本文结合靖边气田井口放喷工况及安全环保需求,研制出一种撬装式井口气液分离放喷装置,并在2口积液井排液复产时开展现场试验,结果表明:该装置撬装设计合理、现场运行稳定,放散管满足热辐射强度要求,气液分离效果较好,方便运输及组装,满足现场工况和安全性要求,有效缩短了施工准备周期,提高了井口放喷分液工艺的安全环保性,具有一定的推广应用前景。     

华北油田开展作业现场天然气回收

1月15日,华北石油分公司应全球甲烷行动（GMI）组织邀请,派出相关负责人与该组织美国环境署代表、加拿大自然资源部代表以及全球甲烷行动组织网络成员--加拿大CLEARSTONE公司代表等,在上海就天然气完井过程中甲烷的回收、利用工艺技术进行广泛交流,为共同应对气候变化而努力。     

天然气发电机余热回收系统的应用效果评价

随着天然气发电机在油田场站的广泛应用,如何利用发电机排放的高温尾气的热能已经成为一个新的课题.通过对余热回收设备及配套技术的应用研究分析,系统地阐述了余热利用的设备组成、性能原理.并结合实际案例利用发电机燃烧后排出废气的热量,通过余热回收设备及配套的保护部分将其变为可用能源,替代燃气加热提供热源,取得良好的节能效益.为余热回收技术的推广应用提供了参考.     

天然气放喷测试燃烧工艺的重大改进

天然气放喷测试是勘探生产中必不可少的一道工序。几十年来,一直采用水平燃烧的传统方法。这种方法克服不了天然气燃烧时产生的强烈热辐射和大量泥浆及其它污染物对周围环境的直接危害,破坏了生态环境,给当地人民带来经济损失。近年来,四川石油管理局川西南矿区的广大技术人员围绕改进天然气放喷测试的燃烧方法,进行了探索和改进。高级工程师、矿环委会副主任贺鼎元同志运用物理原理,提出将燃烧管立起来(约高10m),并在燃烧管底部侧面装一台气液分离器,采用地面点火,高空燃烧的方法,比较好地解决了水平燃烧方法解决不了的问     

放喷测试中天然气水合物形成及预防措施

天然气水合物一直是放喷测试过程中十分棘手的难题,它会对放喷测试产生诸多不利的影响。近年来,随着油气井测试技术的不断发展,天然气水合物的形成也成为了一个重要的研究课题。文章分析了放喷测试中天然气水合物的形成机理,结合现场实际介绍了天然气水合物的预防措施,为天然气水合物的预防及处理提供了可靠的理论依据及技术支撑。     

微生物采油技术的室内评价及现场试验效果分析

定地美国ＮＰＣ公司的微生物菌种进行了单菌及混合菌样的培养，发现在微生物生长及代谢过程中，可生产ＣＯ２、Ｈ２与Ｃ６以下的气态烃、有机酸和表面活性物质，使原油轻质化，改善了原油的流动性和油水间的关系，有助于提高采收率。现场试验２０口油井８４井，单井有效率为６１％，获得了较好的油井增产效果及经济效益。     

天然气脱硫与硫磺回收技术研讨会召开

四川石油管理局天然气脱硫与硫磺回收技术研讨会,经过３个多月的筹备,于１９９９年６月２２日～２４日在泸州召开。这次会议由四川石油管理局开发处主办,天然气研究院参与筹备工作。参加这次研讨会的正式代表６７人,大都是技术管理、科研、设计、生产部门的技术骨干,其中有教授级高工７人、高工２６人。他们分别来自局机关、四川石油设计院、天然气研究院、川东天然气净化总厂、川西北净化厂、川中油气公司、川西南矿区、川南矿区等单位,《石油与天然气化工》编辑部也派代表参加了会议。这是近年来四川石油管理局规模最大的一次天然气…     

新型天然气超音速脱水净化装置现场试验

传统的天然气脱水技术存在处理量小、设备占用空间大、投资高、维护工作量大等缺点。2000年壳牌公司最先将超音速脱水技术用于天然气处理。它利用天然气在超音速状态下的蒸气冷凝现象进行天然气脱水，将膨胀机、分离器和压缩机的功能集中于一体。该装置具有无运动部件、结构简单可靠、无需人员职守、制造运行成本低等优点。2003年中国石化胜利油田和北京工业大学在国内率先开展了超音速分离管的研发工作，相继完成了基础理论研究、数值模拟研究、室内试验研究，近来又进行了现场试验研究，为超音速脱水工业化的可行性进行了验证。试验发现：超音速分离管进出口天然气露点降最大逾35 ℃，最小逾10 ℃；分离管的产液量为17 mL/m³，整个系统的产液量在28～40 mL/m³。该系统不仅有效地降低了天然气的水露点还可进行轻烃回收工作。     

天然气固定床羰基硫水解技术现场试验及工业应用

目的 验证实验室研究开发的固定床羰基硫(COS)水解工艺及催化剂在工厂气质条件下长周期运行的性能稳定性,为工艺包开发、工业装置设计及应用提供基础数据。方法 自主设计建设了6 000 m³/d天然气固定床COS水解技术现场试验装置,以工厂湿法脱硫吸收塔出口天然气为试验原料气,考查了试验装置连续运行时间超过16 000 h后COS水解率的稳定性。结果 试验结果表明,当反应温度大于70℃和100℃、体积空速小于6 000 h^-1时,COS水解率可以稳定大于98%和99%。工艺和催化剂研究成果应用于天然气净化厂产品气气质升级改造工程,工业装置稳定运行时间超过5 600 h,装置72 h性能考核结果表明,水解反应温度为100～120℃,反应器出口COS质量浓度<0.3 mg/m³,平均水解率达到99.69%。结论 实验室研究开发的天然气固定床COS水解技术工艺稳定可靠,催化剂水解率高,可为国内含硫气田以COS为主要有机硫组成且含量较高的天然气选择性脱硫提供技术方案。     

天然气深冷装置余热回收技术

天然气初加工装置分为两种：一种是浅冷分离装置,以处理富气（Ｃ_３、Ｃ_４含量较高）回收轻烃为主;另一种是深冷分离装置,以进一步回收含Ｃ２、Ｃ３的轻烃为主。随着石油化工对Ｃ２＋轻烃需求的日益增长以及低温技术的发展,１９６６年美国开始将透平膨胀机应用于天然气凝析液的回收中。此法使原料天然气通过透平膨胀机降压膨胀,进口气的温度急剧下降至很低水平,结果大量液态烃冷凝下来。大庆油田有两套天然气深冷初加工装置,这两套深冷加工装置均以燃气轮机作为动力。燃气轮机的燃料是天然气,其排烟温度为４０５℃,原设计采用一台…     

天然气处理装置余热回收技术

介绍了应用高温水源热泵和溴化锂直燃机回收天然气处理装置中压缩机出口天然气和硅油炉及再生气加热炉烟筒废气的热量的技术思路及实践情况。利用高温水源热泵回收的余热在冬季可为天然气处理装置的排污管线伴热和为生产厂房供暖，利用溴化锂直燃机回收的余热可解决冬季办公取暖和夏季降温的问题。这项余热回收技术为天然气处理系统应用高温水源热泵和溴化锂直燃机回收天然气处理装置的余热提供了借鉴。     

天然气水合物岩心带压转移装置研制与现场试验

天然气水合物对温度压力条件的变化很敏感,温度或压力的扰动会导致烃类气体逸出,固体水合物趋于崩解。因此,在钻探获取天然气水合物岩心后,为将岩心在带压情况下转移和保存,必须配备一套与保温保压取心工具配套的岩心转移装置。在研发保温保压筒与转移仓之间压力平衡和岩心转移技术后,设计了一套采用液压缸拉动与压差推动岩心管相结合的岩心带压转移装置。室内和现场试验证明,带压转移装置控制灵活、耐压能力强、密封性好,能够实现天然气水合物岩心从水合物赋存区向实验室的带压转移,可为国内天然气水合物的自主勘探取样提供技术支撑。      

普光10井测试放喷中天然气水合物堵塞及处理

普光10井是在四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造东南翼钻探的一口评价井。在分析天然气水合物形成的一般条件的基础上，结合普光10井两次测试放喷的实际情况，具体分析了该井水合物的形成及其形态，介绍了预防和处理该井水合物堵塞的技术措施。     

长柱塞式防砂泵现场试验效果及评价

应用在出砂油井上的长柱塞式防砂泵,具有长柱塞短泵筒与环空沉砂相结合的独特结构,还具有防砂卡、防砂埋、防砂磨等功能,能有效地延长油井免修期。现场700多井次的应用表明,该泵使用寿命和油井生产周期较常规泵延长2倍以上,而且还扶起了一批长期停产井,为出砂油井提供了一种可靠的新的采油设备和技术。     

深层稠油天然气吞吐增产技术实施效果评价

鲁克沁深层稠油油田发现于1995年,由于油层埋藏深（2 500～3 400 m）,开发难度大,截至2003年只有部分区块投入注水开发试验,且一直存在含水上升速度快、单井产量低、采油速度慢等问题.2005年,技术人员提出利用吐哈油田自产天然气进行深层稠油天然气吞吐提高单井产量的设想,研究了吞吐相关工艺配套技术,进行了单井矿场试验并取得一定效果,但未能进行现场规模应用.2008年以来,技术人员通过室内物模、数模实验进一步研究超深稠油天然气吞吐增产机理,攻克了现场注气吞吐工艺技术难点,优化了注气选井选层及注入参数,逐步形成一套成熟的天然气吞吐开发技术,成功解决了含水上升速度快、单井产量低、采油速度慢等问题.2010～2011年鲁克沁深层稠油油田共开展50井次的矿场应用,规模推广后取得显著增油效果和经济效益.     

RP120可回收压裂液体系研究与现场试验

针对油田作业现场压裂返排液处理难题,室内开发了一种可由破胶液重复配制压裂液的稠化剂PM,并形成RP120可回收压裂液体系。该稠化剂在水中溶解迅速,可以实现连续混配施工,利用该稠化剂与清水及该破胶液配制的压裂液在105℃、170 s~(-1)下剪切60 min后的黏度均高于80 mPa·s,破胶剂用量为0.003%~0.005%,残渣含量12.5 mg/L,黏土防膨率72.5%,破胶液表面张力22.3 mN/m。现场收集使用的返排液占施工总液量的15.4%,达到了RP120可回收压裂液返排液重复利用的预期试验效果,减轻了返排液处理的环保压力,为"清洁化生产"提供了技术支持。     

天然气净化硫回收技术发展现状与展望

我国天然气净化领域已拥有世界各种典型的硫磺回收工艺装置,形成了较为完善的硫磺回收工艺体系,但我国的硫磺回收技术与国外先进水平相比,在工艺技术、催化技术、管理水平等方面还存在一定差距。众多高收率的Claus延伸工艺和尾气处理工艺及其核心的设备、软件等往往因受国外的专利技术保护,大大制约了我国的硫磺回收技术发展,进而影响了我国天然气工业的整体发展。目前,在国家倡导建立具有自主知识产权的大背景下,我国正致力于研发众多的自主创新的硫磺回收技术。为此,回顾了我国天然气净化硫磺回收技术的发展历程,指出了我国天然气净化硫磺回收技术发展所面临的主要问题,提出了我国天然气净化硫磺回收技术今后的发展建议。     

抽油机井节能降耗技术现场试验应用及效果

目前各大油田机械采油抽油机用量大、耗能高,约占油田总耗电量的70%,是影响油田采油成本的持续上升的重要因素之一。特别是在当前低油价形势下,降低抽油机能耗更加迫切。20年多年来,国内大油田及石油装备制造企业在抽油机的节能增效装备的研发上做了大量卓有成效的工作,制造出了很多类型的抽油机产品及节能装置,仅试验、应用的各种新型抽油机就有100多种、数万台。孤东采油厂也进行了各种努力和尝试,取得了较好的节能降耗效果,下步需要进一步做好试验研究和节能设备的推广工作。