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。     

油罐烃蒸汽回收装置

通过对长庆油田油罐烃蒸汽的组分分析研究,运用HYSYS软件模拟计算,提出一种油罐烃蒸汽回收的方法。油罐烃蒸汽回收装置已在长庆油田采油一厂、采油三厂投入使用。该项技术不仅可应用到陕北低渗透油田,还可延伸到国内其他油田、成品油库及汽车加油站等诸多领域。     

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.     

长庆油田引射器回收接转站油罐挥发气研究

马岭油田油气集输节能技术研究成功了用引射器抽气回收接转站油罐挥发气。这一新技术在西安交通大学的协作下,对喷射器进行了设计,制造和室内试验。并通过南102站的工业性试验,证实了该装置能适应油田生产实际,实现油罐     

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。     

小型天然气液化装置高压引射液化工艺的优化

小型高压引射天然气液化装置在实际运行过程中,存在着明显的液化效率低、能耗大等问题。为了进一步提高系统性能,采用HYSYS软件对5×10~4 m~3/d处理量的高压引射液化工艺进行模拟与分析,探究主要工艺参数对系统性能的影响。研究结果表明:①引射器高压入口压力(引射压力)、出口压力以及净化气中不凝气体组分含量对系统功耗、出液率会产生显著的影响;②引射压力增高,预冷系统功耗、冷箱出液率将逐渐增大,系统总功耗呈现先增大后减小趋势,存在着最佳引射压力,在出口压力介于0.5～1.8MPa的范围内,所模拟引射压力系列中20MPa时系统总功耗最小;③引射器出口压力增高,循环气压缩机、系统总功耗呈现非线性降低趋势,降低速率逐渐减小,而预冷系统功耗、冷箱出液率将逐渐增大;④净化气中不凝气组分含量增加,系统出液产量、冷箱出液率将显著下降,单位产量能耗逐渐增大,因而该工艺并不适宜处理高含不凝气体组分的净化气。结论认为,该研究成果可以为小型高压引射天然气液化装置工艺设计与优化提供参考。     

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。     

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.     

气井中旋流式引射器性能影响因素研究

针对天然气开采过程中串联高压井抑制低压井产气的问题,提出了旋流式天然气引产工艺,利用高压井天然气对低压井进行引产作业,提高产气量。采用数值模拟方法探究螺旋叶片结构参数对引射器内部流场的影响规律。研究发现,在给定工况参数下,改变有旋引射器螺旋叶片的结构参数对引射系数的影响并不大; 改变高压入口压力值对有旋引射器的引射性能存在较大的影响。控制螺旋叶片数量为3,导程为200 mm,径向厚度为20 mm时,在压力为221.3～281.3 kPa时,引射系数均高于0.5。其中,压力为281.3 kPa时,引射系数达到峰值0.558,引射性能达到最佳。流体介质存在杂质颗粒时,有旋引射器能够在保证引射性能的情况下缓解颗粒沉积。     

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。     

高压油气分离质量事故解决方法

在双南油田高压集输工艺中,出现了严重的油气分离质量事故,反映出设计上存在某些问题,下面介绍一下投产后出现的问题及处理方法。 1 投产流程高压油气井(油压一般在10MPa以上)的油气自井口经水套炉升温后节流降压到2.5MPa(据回压而定),输往计量站,经高压量油测气后进入生产汇管,然后并入外输阀组,再输往联合站进行油气分离。油气管线长约13km,输送量为30万m~3/d(标)天然气和300t/d原油。原油经节流降压后进入密闭缓冲罐或大罐,天然气经分离后进油田高压气输气管线,。     

气体喷射器在天然气处理系统的应用

由于天然气处理站低压气来气量与5台原料气压缩机组运行存在不匹配问题,造成了原料气压缩机因低负荷运行而带来的电能浪费问题,为了节能降耗,提高效益,天然气处理站应用了气体喷射器装置.装置充分利用港沧线增压机30×104 m3/d回流高压天然气的有利条件,将港沧线增压机回流的4.0 MPa高压天然气作为工作流体,每天引射0.07 MPa低压天然气1.2×104 m3,喷射器出口混合气进入到0.85 MPa的外输管网外输.该装置可在低压气来气量满足一定的条件下代替低压气压缩机运行,同时也减少了压缩机运行带来的维护保养费用,节能效果较佳.     

边际海上油田零散天然气回收技术研究

目前边际油田伴生天然气均采取气液分离后排火炬烧掉的处理方式,既污染环境,又浪费能源,为有效地回收边际海上油田零散天然气,有必要进行回收技术的研究。采用"井口平台—自航船—陆地"的生产模式,天然气的压缩、集气、周转在自航船上进行。油气在试采平台上分离后,天然气通过高压软管,进入压缩天然气(CNG)生产、运输系统(自航船)。在该系统中,天然气首先进入缓冲罐,经天然气压缩机增压至20 MPa,经脱水装置脱水后,进入系统的储气装置中,储气到额定的压力或气量后,自航船将天然气运至码头,卸气至天然气管网。与其他生产方式相比,CNG生产方式具有工艺简单、投资少、适应性强、经营风险小等优点。通过边际海上油田零散天然气的回收,可以合理利用资源,保护环境,增加天然气产量和商品率,提高油田的经济效益。     

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。     

天然气喷射引流技术在靖边气田的应用试验

针对国内外喷射技术的研究现状,采用理论研究、数值模拟及工业试验的方法,获得装置各结构参数对其引射过程的影响,提出高效的喷射技术原理结构,建立了喷射装置的设计方法;设计加工了天然气喷射装置,并在靖边气田X站成功开展了现场试验,现场试验表明:在一次气进气压力为10-15MPa、二次气进气压力为2.5-5.5MPa的参数范围内,所引射的二次气流量达到了0.8-2.2×10~4m~3/d,其引射率为14%-55%,实现了低压气井(间歇气井)连续稳定生产。通过天然气喷射引流技术研究,初步证实该技术能够延迟增压开采时间,降低生产成本,为低压气井的高效开采提供了一种新途径,具有良好的应用前景。     

莺歌海盆地浅层天然气生物降解及混源特征

利用天然气地化识别技术研究了莺歌海盆地浅层天然气生物降解及混源特征。研究结果表明 ,该区天然气遭受生物降解后 ,除正构烷烃浓度降低、被降解组分碳同位素变重外 ,在降解作用微弱的天然气中还检测出生物成因的烯烃。在莺歌海盆地中央泥底辟带 ,存在母质类型相似、但处于不同演化阶段的多套气源岩 ,具有生成不同成熟度天然气的物质基础。该区普遍存在由生物气 (或低成熟气 )与热成因气 (有的已被生物降解 )混合而成的混合天然气 ,泥拱活动产生的 (微 )裂隙为天然气运移及混合提供了主要通道。随气藏埋深变浅 ,生物气 (或低成熟气 )的比例增大 ,混合天然气的δ13C1变轻。由于生物降解作用将热成因气中的CO2 转化为甲烷 ,混合作用补充了富烃的新烃气 (生物气和低成熟气 ) ,从而改善了热成因气的品质 ,有利于该区富烃天然气的形成     

集气站放空气喷射回收技术

喷射技术主要用于原油挥发气的回收、气体压缩等方面,目前引射技术在天然气领域的应用已成为研究热点.喷射技术利用喷射装置形成的低压区,通过待放空管线与低压区相连,实现待放空管线压力的下降,从而回收放空天然气.天然气生产过程中,由于站内检修、管线水合物堵塞和更换设备等原因需要放空管线中的天然气,通过放空火炬进行点燃.试验表明,在较短时间内(60 min),放空管线压力从5.3 MPd降低到1.2 MPd,放空天然气回收率达到了77%.该技术不需要借助外来能源,充分利用站内高压气井压力,减少了天然气的排放.     

莺歌海盆地浅层天然气生物降解及混源特征

利用天然气地化识别技术研究了莺歌海盆地浅层天然气生物降解及混源特征。研究结果表明，该区天然气遭受生物降解后，除正构烷烃浓度降低，被降解组分碳同位素变重外，在降解作用微弱的天然气中还检测出生物成因的烯烃。在莺歌海盆地中央泥底辟带，存在母质类型相似，但片地不同演化阶段的多套气源岩，具有生成不同成熟度天然气的物质基础。该区普遍存在由生物气（或低成熟气）与热成因气（有的已被生物降解）混合而成的混合天然气，泥拱活动产生的（微）裂隙为天然气运移及混合提供了主要通道。随气藏埋深变浅，生物气（或低成熟气）的比例增大，混合天然气的δ^13C变轻。由于生物降解作用将热成因气中的CO2转化为甲烷，混合作用补充了富烃的新烃气（生物气和低成熟气），从而改善了热成因气的品质，有利于该区富烃天然气的形成。     

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。     

闪蒸气压缩机级间改造技术应用实践

某联合站闪蒸气压缩机故障停机频发,压缩缸、气阀等配件磨损严重,使用寿命低。主要原因是闪蒸气中存在大量固液杂质及重烃组分,压缩机入口分离器无法有效处理,导致压缩缸等主要配件异常磨损。为此,对分离器分离能力和闪蒸气压缩机二、三级增压入口工艺流程进行改造,实现对固液杂质及重烃组分的有效分离。改造后,闪蒸气压缩机故障率下降95%,压缩缸、气阀等配件异常磨损得到有效遏制,使用寿命增加,减少天然气放空量,节约设备维修成本。此改造技术可供类似工况参考。