大庆油田电网存在问题分析及解决措施探讨

目前大庆油田电网部分电力设施老化,可靠性降低;系统网架结构不尽合理,负荷不均衡;系统安全隐患较突出,影响电网安全运行;电网受极端天气影响较大,防灾能力不强。针对以上问题采取相应解决措施:更新更换老旧设施,包括更新固定变配电站、移动变电站的设备等;优化调整网架结构,包括变电站增容、新建变配电站、变电站电源线路优化等;治理消除隐患缺陷,包括箱式变密封改造、光纤纵差保护改造、隐患线路及电缆改造等;提升防雷技术水平,包括变电站采用设备户内布置方式、线路采用玻璃材质绝缘子、加装避雷器及在线监测装置、线路采用接地模块、裸导线采用绝缘措施等。通过采用合理的应对措施,能够有效提高油田电力系统的供电可靠性,助力油田生产。     

炼油污水处理系统存在问题及工艺改进

主要介绍了宁夏石化公司炼油厂污水处理系统的工艺流程,针对试车阶段污水处理系统存在的问题。采取了一些有效的技改方案及管理措施,保证了炼油装置污水系统的稳定达标排放,同时污水回用率也得到大幅提高。     

大庆油田地面工程节能技术措施浅析

大庆油田节能减排工作在“十一五”期间取得了较好的成绩,但同时也面临着巨大的压力:油田老区已进入高含水后期,随着含水率的不断上升,产液量和注水量持续增加,降耗减排难度日趋增大;新投入开发的区块,多为品位低、丰度低、低产低渗透油田,因而带来能耗和排放的不断上升.为确保大庆油田“十二五”期间节能80×104 t 标煤目标的实现,总结并分析了“十一五”地面工程节能技术措施.节能技术措施主要有不加热集输处理、注水节能、综合节电等技术.     

大庆油田南三油库回水系统的优化整合

大庆油田南三油库原有3座锅炉房,在运行过程中,其中2座锅炉房存在锅炉系统冷凝水回收量大且含油、污水排放量大等问题,严重降低了热力系统效率,并对环境造成污染;1座锅炉房存在设备老化、故障率高、运行费用高、管理难度大等问题.为此,需要对南三油库生产区、生活区热力负荷进行优化整合,以提高热力系统效率,达到安全、高效及节能的目的.     

大庆油田地面主体工程技术发展总趋势

根据大庆油田开发的发展趋势、地面工程建设现状及地面技术的进步,论述了大庆油田地面工程主体专业的发展趋势:一是将向原油集输处理系统工艺简化、流程缩短、能耗低的方向发展;二是油田气收集及处理系统向着强化自压、提高轻烃收率、提高油田气利用率的方向发展;三是外围油田供水、注水及老区注聚合物将向着灵活多样、各种模式并存的方向发展;四是含油污水处理向着简化一般处理工艺、强化深度处理工艺的方向发展;五是地面水驱及聚合物驱两套系统将向着“有分有合、分合结合”的方向发展;六是各地面工程系统将向着数值模拟化的方向发展。     

萨南开发区污水处理系统存在的问题及对策

随着三次采油技术的不断工业化推广,油田采出污水成分日趋复杂,污水黏度不断升高,致使污水处理难度增大。同时,由于污水处理站工艺设备的腐蚀老化,处理含聚污水存在不适应性等问题。结合实际生产运行情况,分析了污水处理系统存在的问题,并提出相应的对策。     

杏北油田三次采油注水系统优化措施分析

随着杏北油田进入高含水开发后期,三采技术得到应用和推广,开发规模不断扩大,三采注水站数量不断增多。在运行过程中,存在三采注水系统独立运行泵水单耗高、三采产水不能完全回注普通注水井网等问题。分析了杏北油田三采注水系统运行存在问题,结合三采注入井网不同阶段压力、水量变化特点,论述了三采注水系统优化运行和调整的基本思路,即空白水驱及化学段塞阶段开放连通运行、注水泵减级运行,后续水驱阶段采取井网负荷转移、注水站功能转换调整和开放式连通运行方式,对油田三采区块注水系统的优化调整具有一定的借鉴意义。     

大庆油田油水井套管损坏机理及防护措施

分析了大庆油田油水井套管损坏机理,指出标准层泥页岩进水并形成一定范围的浸水域,是导致成片套损的基本因素。介绍了防止和减缓套损的基本措施,即应从防止非油层部位进水、在井网调整和控制地层压差、合理控制注水压力和在防止出现高压蹩压层等4个方面入手。通过上述防护措施的实施,年套损井数由"七五"的315口下降到225口。     

含油污水处理及注水系统综合治理建议

通过对１４个油田的现场调查，对含油污水处理系统、注水系统的工艺流程、管理机制，污水处理成本和费用计算方法，注水系统的运行管理与节电、污水处理系统新技术的应用与开发提出了建议；并对注水水质的新标准ＳＹ／Ｔ５３２９－９４的修改阐述了自己的意见。     

轮南油田污水处理系统问题分析及对策

为降低轮一联污水处理水质悬浮物含量,对污水处理设备、沉降段、过滤段工艺的出水水质、处理状况进行了分析,找出存在的问题及解决对策,制定了可行的技术路线。通过增加连通改变工艺流程,采用自然沉降、混凝沉降、核桃壳、两级双层滤料过滤技术,同时优化药剂配方和调整工艺处理条件,将反冲洗剂更换为更高效的油乳化剂,滤罐反冲洗效果明显,使处理后的水质悬浮物指标有了很大改善,提高了水处理系统的稳定性,降低了处理费用,满足了油田开发需要。     

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。     

大庆油田地表水深度处理技术

针对大庆油田地表水的原水水质特征,分析常规处理工艺存在的一些问题,比较了臭氧活性炭和膜处理两种深度处理工艺技术的优缺点,确定了适合大庆油田地表水处理的组合工艺技术,确保处理水达到《生活饮用水卫生标准(GB5749-2006)》的水质要求。     

复配絮凝剂体系处理油田污水实验研究

通过对3种LH系列有机絮凝剂和2种无机絮凝剂进行絮凝效果比较,选出浓度50 mg/L有机絮凝剂LH-3和浓度40 mg/L无机絮凝剂聚氯化铝为单一絮凝剂最佳品种,处理后的污水透光率分别为85.4％和62.8％,将两者组成复配絮凝剂体系后,经絮凝处理后的污水透光率达到93.9％.考察了污水pH值、温度及沉降时间对复配絮凝剂体系絮凝效果的影响.结果表明,在污水pH值6～10、污水温度40～60℃及沉降时间较长条件下,经复配絮凝剂处理后污水的透光率最好.复配絮凝剂体系对孤东油田5口井的采出污水絮凝处理后透光率均在90％左右.     

二氧化氯用于油田污水处理

在中原油田水质改性技术的基础上，应用二氧化氯配套技术对油田污水进行预处理，在较低pH条件下即能有效去除污水中的Fe^2 ，杀灭和控制细菌，实现了减少污泥，水质长期稳定达标的目标。     

大港油田污水处理技术

介绍大港油田目前采用的稳定塘生物处理技术、悬浮附着厌氧-好氧处理技术、水质改性技术等3种外排采油污水处理技术的原理及工艺流程。通过对油田实际应用的对比分析,认为生物处理方法经济实用,是有机污水处理的首选工艺。     

大庆萨南油田注水站冷却系统的改造

大庆萨南油田原冷却系统循环后清水利用率低,通过改进原有工艺流程,将冷却水直接回注改为冷却回收水—冷却塔—冷却水罐—冷却用水的循环流程,使注水站冷却系统清水循环利用率由原来的26.9%提高到97%。采用增设静电防垢仪的办法,提高了清水的水质,通过更新设备,提高了冷却水泵的运行效率。采用跨越流程,解决了冬季冷却塔外壳及集水盘上的水易冻冰的问题。对6座注水站进行改造后,每年预计可节省清水163.1×10     

胜利油田污水综合治理措施

为解决油田特高含水开发阶段,注水水质难以达标这个难题,对胜利采油厂的7座污水处理站进行了剖析。分析了重力处理工艺流程、压力处理工艺流程、气浮选工艺流程、过滤等污水处理工艺的现状、存在问题;论述了在技术改造中,针对各工艺存在的问题所采取的各项改造措施及取得的成果。     

大庆油田水系统监督检查规范的建立研究

针对大庆油田开发工作的发展需求,对大庆油田水系统监督检查规范的建立进行了研究。首先从生产流程、管理内容、管理标准和标准体系三个方面分析了水系统的管理现状,然后确定了水系统监督检查的内容及程序。大庆油田水系统监督检查规范的建立,可规范水系统的生产管理,实现水系统的提质增效,从而推动油田降本增效战略的实施。