喷射器在海上油气田轻烃回收中的应用

分析了海上油气田低压伴生气和挥发气的危害,对喷射器的轻烃回收技术原理进行了阐述,指出其技术优势,并对喷射器的压力和流量等工艺参数和工艺设计进行了探讨.通过某浮式生产储油装置利用喷射器对原油舱挥发气进行回收的工程实例表明,喷射器在油气田轻烃回收工程中切实可行且具有多方面的优势,具有实际推广价值,在节能减排方面具有重要意义...     

喷射技术在油田轻烃回收中的应用研究

油田大量的原油挥发气一直都被直接排空处理,既浪费了大量的能源,又造成了严重的环境污染.依靠压力较高的天然气采用喷射技术对原油挥发气进行回收,不需要其他的能源,又具有很高的安全性.为此,在大量实验的基础上,专门研究了匹配式多级喷射技术.试验结果表明,该技术是切实可行的,具有在工程实际中推广使用的价值.     

塔北油田AK2井稠油高架罐脱水工艺

ＡＫ２井无水原油２０℃密度大于０．９２ｔ／ｍ３,并有高硫（２．１％）低蜡（１．８３％）的特点,说明此种原油为较难脱水的胶基沥青基调油。由于凝固点较低（－５℃）,油田水密度大（２℃时１．１４ｔ／ｍ３）,具有有利破乳脱水的条件。１．ＡＫ２井高架罐地面流程ＡＫ２井加药点选在井口,用计量加药泵连续定量加入破乳剂,进行现场脱水。ＡＫ２井的油气水混合物由管汇间进入水套炉,升温后进入分离器进行气体分离,分离出的气用来加温原油,油水乳状液进入高架罐系统实现油水分离。高架罐系统是山钢铁支架支撑起来的一组方型铁罐,…     

油罐挥发气的回收与处理

揭示了油罐挥发气回收的重要意义；阐述了压缩机抽气，喷射器抽气以及回收挥发气中轻烃的工艺流程，并简要介绍了油罐保护及压力调节箱的调压原理。     

匹配式多级喷射器设计的几个关键问题

新研制的匹配式多级喷射器，已经成功地用于油田的轻烃回收，展现出了它独特的优良性能和应用前景。文章介绍了串联级数应该如何确定，系统的全压缩比在各级间的分配，各级喷射器类型的选择方法，设计原则、以及主要关键尺寸的计算等。     

原油稳定系统置换前的工艺检修标准及方法

某油田轻烃回收及原油稳定系统采用氮气置换的方法,对原油稳定塔顶气路系统进行置换。置换分为两个阶段：①氮气置换出空气;②原料气(或制冷剂蒸汽)置换出氮气。置换前,管道安装完毕后,应按规定进行吹扫与清洗,并按要求对管道进行液压强度试验和气压严密性试验,其顺序为：液压强度试验→吹扫或清洗→气压严密性试验。置换时,首先打开气系统管路所有阀门,由塔中部压力表处向塔内注氮气。氮气系统置换走向：原油稳定塔中部→塔顶气出口→稳定塔顶空冷器→轻油回流罐→轻油回流罐气出口→去轻烃回收装置干线紧急放空阀→放空。要及时测定系统置换的程度,对完善改造和检修工作的质量验收必须对照相应的质量验收标准进行。     

大罐抽气技术

解决来液量及气液比的波动对大罐抽气的影响,确定合理的大罐抽气工作压力,保证压力平稳是大罐抽气装置研究设计的关键。皮囊的缓冲功能一方面是在大罐挥发气量增大时起储气作用,另一方面在大罐气量减小时起补气作用,因此皮囊正常工作时,储气量应在50％左右。新疆油田采油二厂在原油大罐挥发天然气的回收利用过程中,实现了将集输工艺由开式流程转变为闭式流程,年利润649.66万元。     

大庆油田合理地层压力的保持水平

（1）保持原油在油层中的流动性能不变。国内外许多研究者都把保持地层原油不脱气作为保持地层压力的根本目的。从这点出发，把地层压力不低于饱和压力作为保持压力的最低下限。     

含水酸性原油处理工艺的整体设计

近年来,中东地区新开发油田所产原油多为含水、含H2S原油,其油气处理工艺较为复杂。为了达到脱除H2S、更好地回收含烃气体、充分利用低压天然气,以及降低能量消耗的目的,需要将系统进行整体优化。介绍了含水非酸性原油处理工艺流程及含水酸性原油处理工艺流程,并以伊拉克某油田为例,阐述了含水酸性原油处理工艺整体设计的重点及几个特殊设计。通过统一考虑系统的完整性,将罐顶气压缩机和原油稳定单元整体考虑,在得到最高收益的同时,满足了低污染及灵活操作的要求。     

多种套管气回收技术简析

油井在产出原油的过程中会伴生大量套管气。由于套管压力小于系统压力等原因,一部分套管气无法随原油进入生产系统,给生产作业带来隐患,套管气放空对环境也会造成污染。套管气回收既可避免资源浪费又可解决套管气放空造成的大气污染问题。通过对悬抽式、自控式、喷射式和可拆卸式套管气回收装置的介绍,为不同工况下套管气回收提供了技术方案参考。     

靖边气田喷射器和压缩机组合增压新工艺

中国石油长庆油田公司靖边气田目前采用的压缩机增压工艺存在着高压气井能量利用率低、压缩机长期处于低载荷运行等突出问题。为此,在对靖边气田现有压缩机站运行现状及喷射器应用实践进行分析的基础上,提出了利用喷射器和压缩机进行组合来增压的新模式。喷射增压可以充分利用高压气源的能量,实现低压气井增压,再与压缩机组合应用,可以明显提高增压站的能量利用效率。采用数值仿真技术对喷射器和压缩机组合应用模式进行了模拟计算,结果表明,该组合应用模式可以实现3个方面的应用效果：①对高压气井节流浪费的部分能量进行利用,可提升能量利用效率;②进一步降低被引射的低压井井口压力,可提高低压气井的最终采收率;③可减少压缩机低载荷运行时间,延长压缩机使用寿命,降低压缩机维护成本。结论认为,该工艺在气田增压稳产的中后期具有良好的经济效益和广阔应用前景。     

气体罐区隐患治理及技术应用

炼油系统气体罐区主要储存液化气、精丙烯、瓦斯气等物料,一般设有物料储罐、瓦斯回收、火炬等设施。结合某气体罐区现状,分析瓦斯回收压缩机、火炬点火系统、瓦斯气柜以及丙烯气没有有效回收利用等存在的问题,提出相应的安全措施和技术,取得了较好的节能效果。     

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鄂尔多斯盆地中部气区上古生界煤系气源岩生气强度大 ,大部分地区生气强度大于 40× 1 0 8m3/km2 ;丰富的气源和良好的储盖条件表明中部气区具备形成大型上古生界气藏的条件。气藏的分布受气源、砂体分布、盖层的质量和分布所控制。上古生界天然气藏的形成可分为两个阶段 :第一阶段是三叠纪—早白垩世 ,天然气向北、北东方向大规模运移 ;第二阶段是早白垩世后 ,天然气难以大规模运移 ,上古生界气源岩生成天然气主要就近聚集成藏 ,局部鼻隆构造起到了使天然气相对富集的作用。中部气区上古生界气藏的形成主要与第二阶段天然气的生成、运移和保存有关。今后该区天然气勘探的主攻方向应是中部气区上古生界气藏。     

东濮凹陷桥口地区油气藏形成期次研究

东濮凹陷桥口构造不同区块第三系油气藏形成期差异较大，总体上层位越新成藏时期越晚，层位越老成藏时期越早。应用储集层自生伊利石测年、饱和压力及流体包裹体均一温度等方法，综合分析认为，桥口地区油气藏形成主要分为两大阶段：第一阶段距今时间约18.4-30.4Ma，相当于东营组沉积期末－馆陶组沉积早期，是最主要的油气藏形成期，其中距今17－27Ma为剥蚀期，压力减小有利于天然气成藏，气藏的绝大部分形成于该阶段；第二阶段为距今2Ma以来，相当于第四纪至现今，已形成的气藏发生调整，同时二次生成的天然气继续注入。图4表3参18（任战利摘）     

天然气运聚影响因素研究

运用长岩心实验装置在真实岩心中进行天然气运移模拟实验,研究了影响天然气运聚的因素。气体运移需要克服毛管压力的作用,优先进入输导层的大孔隙。输导层物性好、大孔隙多,聚集的气体就较多,否则气体向远处运移。气体运移速率快,基本不受时间影响,只要气源压力足够克服毛管压力,气体就可“瞬时”向前运移。受浮力影响,天然气更易向上运移,且效率高、距离远,相同条件下,上下运移所能到达的距离比约为3:1。      

天然气喷射引流装置变工况性能试验

天然气喷射引流技术是靖边气田低压气井开采、实现稳定生产、取得较好开采效果的主要技术,如何选择合适的喷射装置设计参数和运行过程中工作制度,对于装置的长期有效运行非常关键。通过现场试验,研究了高低压气流量和引射率随压力的变化规律,掌握了喷射装置的变工况性能：低压气流量与高压气压力为非单调关系,随着高压气压力增加,低压气流量先增加后减小。现场应用中,需要根据工况性能选择合适的高压气工作压力,引射率变化规律与低压气流量变化规律一致,引射率与低压气压力为近似直线关系,且随着高压气压力的减小,斜率就增大。设计过程中,要充分考虑现场应用井的稳压能力,设计合理的工作压力和流量,以延长喷射装置的应用时间。喷射引流装置变工况性能与装置本身结构参数有关,对于不同的喷射装置需要进行变工况性能分析,并做出相应图版来指导现场生产。     

炼油厂酸性水罐区气体污染物减排技术

研究了酸性水罐区清洁生产和气体污染物减排方法、减排机理和减排能力。结果表明,可以采用的酸性水罐区清洁生产和气体污染物减排方法有：安装酸性水脱气罐,建立罐顶气连通管网,建设酸性水脱气．水量缓冲罐,建立罐顶气集气柜,控制罐内气体温度,合理控制罐的呼吸压力等。在A炼油厂酸性水罐区,单独使用上述方法时,可分别减少日排气量7．5％,62％,13％,31％,20％,18％以上：     

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气井生产动态预测是选择气井生产方式、进行技术经济评价的依据。文章在分析了定产量和定压力两种生产方式的特征、实现方法及其适用范围基础上，给出了定产量和定压力两种方式下气井生产动态的预测模型，可以预测出气井在稳产期、递减期和增压期的产量、采收率、井口压力、井底压力和地层压力等重要生产数据随时间的变化规律；为了在递减期任何时间步长下获得精确的生产动态预测结果，将物质平衡与递减规律相结合，使这一问题得到解决；预测方法不但能预测气井生产经历的稳产、递减和增压三个完整时期的生产动态，而且还可扩展到预测多层、多井气藏的生产动态。     

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居民用气量是城市燃气项目建设方案设计和财务评价的基础参数及投资决策的根本依据，须准确测算。通常项目可行性研究报告中设计用气量比实际偏大30%以上并导致投资规模相应偏大，应予以修正;气化率也是决定用气量的主要因素，应在科学的市场调查和预测后确定;调峰储气方案影响投资规模并决定着项目实施的难易程度，应进行多方案比选,在需要分期建设且门站交气压力较低的情况下，管道与球罐共同储气调峰为首选方案;输配压力级制也决定着项目投资规模和工程造价,采用中压一级系统比中低压两级系统供气既节省管材和投资20%以上，又能保证用气压力;燃气管网选材主要考虑安全性和经济性,DN200以上的燃气管网首选ERW钢管，DN200以下首选燃气用PE管。2000 m3球罐钢板应选16 MnR，3000 m3及以上容积球罐钢板宜选进口CF—62。     

提高凝析气藏采收率的新思路

我国目前的凝析气藏多属凝析油含量中偏低的饱和凝析气藏,且多采用衰竭方式开发,采收率低,有的已处于开发中、后期,如何提高凝析气井产量和气藏凝析油采收率已成为关键问题。在借鉴俄罗斯开发凝析气藏经验的基础上,着重介绍了４种提高凝析气藏采收率的开发方式：开发中后期低于最大反凝析压力下循环注干气;注N₂开发水淹气藏;防水、治水与利用地层能量相结合的水驱气藏开发方式;注水提高凝析气藏采收率。上述方法对于提高我国凝析气藏采收率具有指导与借鉴作用。