油田联合站拱顶罐罐顶气回收技术研究

目前国内油田联合站主要采用拱顶罐沉降脱水工艺,运行过程中会有部分溶解气通过呼吸阀挥发至大气中,造成能源浪费和环境污染。针对这一问题,开展了罐顶气回收技术研究,根据拱顶罐呼吸损耗检测结果,配套撬装化的活塞气液抽吸大罐抽气装置,该装置对气量变化和气液共存等复杂工况的适应能力较强,克服了压缩机大罐抽气装置运行维护复杂的缺点,能够有效降低油气挥发损耗,使生产运行过程满足安全环保要求,具有较好的经济效益和社会效益。     

活动式抽气装置在油罐气回收中的应用

活动式抽气装置解决了原油储罐顶部气量变化无规律、不易控制造成的鼓罐和瘪罐问题，该装置局部推广应用后已累计回收了近２．１１亿ｍ３天然气。主要设备有天然气压缩机、压力变送器、缓冲皮囊和流量计等组成。通过缓冲皮囊压力控制确保油罐安全运转，并具有非正常状态下自动报警、停机和放空功能。根据目前集输过程实际情况，建议推广应用这套天然气回收工艺，缓解天然气供需紧张的矛盾，减少对大气的污染，并进一步改进和完善大罐收气装置，做到标准化、规范化安装施工，实现专业化管理。     

联合站储油罐抽气工艺的改进

针对联合站常规油罐抽气工艺只能在正压条件下工作的局限性,为提高收气量,满足生产用气需要,通过工艺技术改进,将大罐抽气装置和原油稳定塔结合起来,由单纯正压收气变为正、负压抽气,实施后提高收气量1倍。该工艺运行方式灵活,自动、手动均可,安全性能稳定可靠。     

皮囊式大罐抽气装置

大罐抽气技术主要是将原油储罐中挥发的轻烃成分进行收集、增压,再送到天然气站处理,达到回收能源,防止空气污染,实现原油密闭集输的目的.采用大罐收气装置平均每天回收气量2.75×104m3,年收益889.35万元,节能效果显著.     

引射抽气技术在油气回收系统中的应用

引射抽气技术是利用引射器抽取油罐烃蒸气。在高压油田或有高压天然气气源的油田,利用已有高压天然气作为动力气抽取大罐气;在产气量少的低压油田,利用油田采出水抽取大罐气。引射抽气技术不仅能有效回收油罐烃蒸气,而且与传统压缩机抽气技术相比,具有结构简单、造价低、运行费用低、维护工作量少等优点。     

低渗透含水层储气库储气过程中气-水-岩相互作用及储气量影响因素

利用室内岩心实验研究了低渗透含水层储气库天然气储气过程中气-水-岩相互作用以及影响储气过程的主要参数。研究表明,实验条件下储气量占岩心孔隙体积的百分比为6%～20%。注气速度对储气量有重要影响,注气速度较高时,储气量较高。提高压力也会使储气量增加。统计分析表明,注气速度比压力对储气量的影响更大。储气时间对储气过程也有影响,长期储存后会有大部分天然气滞留在储集层中无法被采出。原子吸收光谱分析表明,将天然气注入盐水饱和岩心的过程中,盐水中的离子浓度和水蒸发量增大,可能形成沉淀物,降低岩石的孔隙度和渗透率。气相色谱分析表明,在岩心中储存后,天然气中二氧化碳浓度降低,甲烷浓度增加。     

川渝输气管网管存控制技术及案例分析

川渝地区输气管网（简称“川渝管网”）管理跨度大,产运销协调难度也较大,利用管存动态监控管理实现临时供气应急对于提高川渝管网调度应急保障能力意义重大。为此,在调研分析的基础上,提出了管存控制的基本思路及技术框架。分析认为：①管存控制的技术关键是准确预测重点保供用户用气量及用气高峰时间、储气管道储气能力的确定及其储气量的合理分配、压力控制参数的确定;②管存控制技术能成功应用的客观条件是储气管道具有足够的储气能力、具有满足输量要求和管存控制要求的气量调配方案。以A地区2010年12月14-16日气温骤降为例,进一步阐述了具体的管存控制方案：用城市燃气用气量对气温的响应特性预测气温骤降时的用气量、用气时不均匀性确定储气管道储气时间;利用TGNET软件模拟确定控制压力;最终确定了气量调配方案,满足了管存控制要求。     

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北京规划建设管道总长度超过100 km的高压六环天然气管网，对这样高压力、长距离和多点供气管线的储气量计算和储气调峰能力进行准确计算与分析十分重要。根据城市高压外环供气特点建立了管道储气与用气负荷耦合模型，采用解析法求解，得到高压管道储气量与用气负荷关系的计算公式。又据北京市目前天然气负荷的波动规律，对拟建北京市高压天然气六环管道在不同压力和管径下的储气能力，以及门站定压和定流工况下的可用储气量进行了分析。经分析认为,若建设设计压力为4.0 MPa、管径为DN800的六环管道，在保证末端工作压力、门站按定流量供气的条件下，能用于城市负荷调峰的天然气量约为180×104 m3，相当于少建储气压力变化范围为1.0 ～0.4 MPa、拥有4个几何容积为1×104m3球罐的储罐站6座，从而节约了投资和城市用地。     

撬装式小型轻烃回收装置

1 研制目的在油田油气集输过程中,特别是中、小油田,许多大罐挥发气、小型原油稳定装置稳定气及一些油田伴生气无法纳入集中输气系统.其量小而质富,一个站的气量往往为每日几千至1、2万立方米.大罐挥发气及原油稳定气中C_3+C_4的体积百分比含量一般都在50%以上,一些油田伴生气C_3+C_4含量也高达百分之20-30.从这部分油气中回收轻烃具有很高的经济效益和社会效益.     

大罐密闭抽气技术的改进措施

大罐密闭抽气技术的改进措施为：（1）将沉降罐中的机械呼吸阀全部改为液压呼吸阀。这是由于：①机械呼吸阀打开后，回座时坐不严；②呼出的气中含有水蒸汽，在北方的冬季会将呼吸阀冻死而失效。（2）沉降罐中的液位要稳定。不能靠人工放水或放油。如果设计是靠人工放水来控制油水界面，势必会造成大罐的蒸发空间发生变化，进而造成罐内气压的波动，严重时会使压缩机停机。因此，在系统设计时，尽可能考虑大罐的进液均衡，这样才能保证压缩机工作平稳。（3）要防止大罐出气管线结霜。严寒的北方冬季，气温会降至-30℃以下。因此，大罐出气管…     

地下储气库储气量的校核

天然气从地下储气库中泄露逸出不仅表示库存现金的流失,同时也削减了气库向市场供气的能力.文章通过介绍地下储气库储气量校核时所用到的基本概念,包括恒体积储气库、水流驱动的储气库、压力-存量迟滞图,讨论地下储气库内的存气量的相关问题,同时对存气量估算的精确度和相对误差进行了讨论.     

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。     

油田大罐抽气装置设备选型计算方法简析

华北油田大部分站场的储油罐、沉降罐等立式固定顶罐均安装大罐抽气装置，以加强伴生气资源的回收与利用，同时消除储油罐伴生气无组织排放的安全隐患。针对在现场实际应用及设备选型过程中存在储油罐挥发气量计算不准确、设备运行状态不明确导致实际收气量小于装置规模、设备频繁启停等实际问题，对立式固定顶储油罐VOCs （挥发性有机物）静置损失和工作呼吸损失分别进行实测法、API计算法、查表法、排放系数法多种理论试算，并分析误差原因。通过对排放系数公式进行初步修正，同时对华北油田连续输油站场、卸油站场、拉油站场等三类典型站场的罐区立式固定顶储油罐运行状态进行气相连通分析，形成适合不同功能站场的设备选型方法和计算公式。该项目实施后，在后续的产建和老油田改造中可大幅度减少建设投资，设备负荷率由2%提升至40%，立式固定顶储油罐挥发气的高效回收治理具有十分重要的社会和经济效益。     

预加压测试页岩含气量新方法

页岩含气量是页岩气藏储量计算的重要参数,对气藏评价和开发指标计算有重要意义。现场解吸是测试页岩含气量的主要方法,但由于损失气量占含气量的40%~80%,使传统方法的测试结果饱受质疑。结合国内外新的测试方法,提出了一种预加压测试页岩含气量的新方法,可以规避损失气量的计算,大幅度提高测试精度。在井场,将岩心置于高压罐内,用增压泵将甲烷注入岩心直至压力达到预定压力,在储层温度下,待压力稳定后解吸测试页岩含气量。该方法对于是否已知储层压力的不同情况,采取不同的测试流程。如果已知储层压力,预加压使岩心压力达到储层压力,解吸结果就是页岩含气量;如果储层压力未知,则可通过建立页岩含气量计算理论公式求解。测试流程为先对1个岩心开展超过吸附饱和压力的2次加压(压力均超过20 MPa)及解吸测试,然后利用理论公式和2次加压解吸结果,得到单位质量页岩内的吸附气量和任意压力下的游离气量计算公式。在后期测试出储层压力后,根据游离气计算公式,计算出该压力下的游离气量,游离气量与吸附气量之和即为页岩的含气量。     

PLC在大罐抽气控制中的应用

大罐抽气技术主要是将原油储罐中的轻烃成分进行收集、压缩,再送到天然气站处理,以达到节约能源、防止空气污染,实现原油的密闭集输.石西处理站和石南处理站在大罐抽气中使用了PLC和变频器技术,取得了一定的效果.     

板桥原油稳定概况

一、前言为了减少原油在集输过程中的损耗,回收挥发损耗的轻烃组份,节约能源,近年来国内对原油稳定的方法,有不少讨论.归纳起来,无非是平衡汽化(大罐抽气、负压脱气、加热闪蒸)及分馏(只有一个提馏段的不完全塔,有提馏也有分馏段的完全塔).     

柱塞气举特性分析

利用柱塞－液段运动微分方程,用数值求解的途径分析考察了注了压力、油管井口压力、油井产液指数和含水率对柱塞气举的产量、循环周期和注入气量的影响。实际计算结果表明,注气压力增大,对日产液量和注气量影响很小,不能改善气举要油效率,井口压力增大,将导致日产液量下降,日注气量增加;而产液指数和含水率增大,将导致产液量和注气量相应增加     

计算凝析气田原始储气量的新方法

凝析气田的储量计算是一新课题,对此,国外文献上发表过一些文章。这些文章的主要内容,在参考文献[1]中曾有所介绍。本文基于前人的工作,提出一种计算凝析气田原始储气量的新方法,即在地层压力高于第一露点压力的原始情况下,估算凝析气田地下储气量的方法。所用试采资料也是在井底压力高于上露点压力下取得的,即在地下仍是单相(气相)没有凝析液在井底以外的层内生成的开采条件下取得的。文中扼要地介绍了计算公式并举一例说明。     

基于绿色低碳的伴生气回收与利用技术

针对油田生产过程中油井套管气和储油罐挥发气影响油井正常生产和造成环境污染的情况,创新发明了防冻堵定压放气阀和定时定压的储油罐挥发气回收装置,充分回收了油井套管气和大罐挥发气。防冻堵定压放气阀利用油井产出液自身的热量为放气阀伴热,解决了套管气在回收过程中因气锁、节流、冻堵等影响生产的难题,使用后井口回压与套压明显下降,并提高了油井产量,将收集的套管气用于井口燃气加温装置,节约了为集油管线伴热的用电。采用定时定压的混输型储油罐抽气装置,解决了以往回收装置因橡胶气囊易老化和螺杆压缩机进入液体造成设备损坏及闪爆的技术难题,充分回收了大罐挥发气,消除了安全环保风险。同时利用天然气发电装置将回收的天然气用于站内外生产用电。伴生气的回收与利用,既保证了井站的正常生产,又提高了油井产量,降低了环境污染,实现了绿色低碳生产。     

克拉玛依油田81号集中处理站技术改造

介绍了克拉玛依油田最大的联合站——81号原油集中处理站的不断更新改造过程。原设计系统流程不完善，原油脱水不合格；设备严重老化；站内存在诸多不安全因素。对站内的问题进行了原因分析，并提出改造前流程框图，对该站进行了彻底改造。采用大罐沉降脱水除砂，新建大罐抽气装置，采用热能回收、无级变频调速等多种技术。经技术改造后效益明显，增强了流程可靠性，提高了自动化水平，并降低了能耗。