降低抽油机井井口回压工艺研究

在机采井生产中,由于输油管线较细、输油距离长,管线结蜡、结垢、原油粘度高等原因,造成井口生产回压较高,不仅增加了扫线工作量,影响了抽油杆、管的使用寿命,造成躺井事故发生,还直接影响了油井产液量、抽油设备能耗及产能建设投资等问题。为了合理优化机采系统,提高集输管网输油效率,达到机采井生产效益最大化,本文定量的分析、计算了井口回压对机采井产量、抽油机能耗的影响程度,明确了降低生产回压对实际生产的重大意义,提出降低井口回压的两种方法,即井口增加过度泵输油法和管线末端增加抽吸泵输油法两种方案,对提高油田输油工艺技术水平和开发效益,确保油田的长期稳产具有一定的意义。     

油田污水系统硫化氢的危害及其治理探讨

在过去很长一段时期内,我国油田普遍存在着注污水开发的情况,采用注污水开发方式的油田随着开发时间的不断增加,开采出的原油及污水系统当中所含的硫化氢的含量也会不断增加,油田污水系统中的硫化氢是一种有毒气体,可以生成爆炸性混合气体,是引发火灾、爆炸等安全事故的重要诱因,同时人体吸入硫化氢气体后短时间内就会造成窒息性昏迷,严重危害人体健康,此外硫化氢还会腐蚀油田开发设备,对生态环境造成严重的影响。针对油田污水系统中的硫化氢危害,必须要采取有效方法进行防治,对油田污水系统中的硫化氢含量进行严格的监测,采取科学的方法进行控制,为油田安全生产奠定良好基础。本文首先探讨了油田污水系统中硫化氢的危害,而后提出了有效治理硫化氢危害的措施。     

抗菌环氧粉末涂料及抗菌内防腐管

在油田输油、输水管道内，存在大量细菌，特别是硫酸盐还原菌、铁细菌、腐生菌的存在和不断繁殖，使管道结垢并受到严重的腐蚀程度堵塞，严重影响了采油和输油。专家孟鋆辉、田树霖和蔡惠萍介绍了粉末涂料专用无机抗菌剂的特点，抗菌环氧粉末涂料的制备及检测结果，抗菌内防腐管的生产、应用、效果、使用抗菌内防腐管的经济效益等。     

91块硫化氢成因分析

硫化氢(H2S)是一种无色、有毒的酸性气体,在原油生产中极大地增加了油气生产的生态危险。本文从王91块油藏特征入手,对硫化氢成因进行了分析,为油田开发中硫化氢防治工作提供依据。     

91块硫化氢成因分析

硫化氢(H2S)是一种无色、有毒的酸性气体,在原油生产中极大地增加了油气生产的生态危险.本文从王91块油藏特征入手,对硫化氢成因进行了分析,为油田开发中硫化氢防治工作提供依据.     

油井管硫化氢腐蚀研究进展

油井管的防腐蚀工作是油田事业发展的关键,正确认识管道腐蚀产生的原因对油田的发展至关重要。导致油井管腐蚀的因素有很多,其中含硫化氢介质流动引起的腐蚀和应力集中等问题会加速管柱壁厚减薄,降低管柱强度。概述了在硫化氢环境下油井管腐蚀的影响因素,讨论了硫化氢分压、介质温度、介质流速等因素对硫化氢腐蚀的影响。     

绥中处理厂锅炉燃料气流程设计

绥中终端原油处理厂现在使用的热介质加热锅炉所用燃料都是旅大油田的原油,而旅大10-1油田CEP平台生产的富余伴生气确被放到火炬白白烧掉,不仅浪费而且污染环境。本文通过分析海上平台和处理厂的流程,以及平台到处理厂的输油海管的情况,提出了如何把伴生气送到终端,并处理成满足锅炉使用的燃料气的流程方案。该方案如果实施不仅经济效益显著,而且符合国家提倡的节能环保的政策。     

防硫除垢液在渤海某油田注水井中的应用

渤海某油田注水井管柱普遍存在结垢现象,通过对该油田E1注水井管柱内垢样的分析发现,垢样中硫元素质量分数高达13.8％,常规酸化溶垢容易产生大量硫化氢.通过测定不同类型酸液的溶垢效果和吸收硫化氢效果,开发出一种适用于渤海某油田的防硫除垢工作液.该工作液经在渤海某油田E10、E30两口注水井中现场应用,结果表明,井场无硫化...     

文昌13-2油田生产改造可行性研究

随着文昌13-1/2油田提液生产能力的不断提高,13-2油田原油及生产水下海底管线(以下简称海管)温度超过了连接FPSO"奋进号"海管部分的柔性软管临界温度80℃,对柔性软管的安全运行和双层海管内腐蚀的安全运行造成严重威胁;同时产液量也随着油田提液的增加,与此同时挑战海管运输极限。笔者根据现场实际性、实用性及经济性等情况,通过改造在井口平台中层新增两台管撬式换热器对下海管流体温度控制,降低了液体下海管温度,并且能有效减缓海管腐蚀;增加浮选器一台,将处理合格的污水在平台排放,从而降低海管的输送压力,改善了海管流体环境。同时,结合BP算法的原理以及它的计算公式构建了程序流程图,并利用MATLAB语言编写程序并仿真,仿真结果与实际数据拟合较好,证明改造方案的可行性高。研究表明:基于前期BP算法数据拟合与方案实施后压降及水力计算上述方法与提高了海管运行的安全性和持久性生产,延长海管使用寿命和生产时效。     

渤海某油田中心平台生产流程硫化氢治理与效果评价

渤海某油田中心平台在对生产流程各级设备进行硫化氢检测中,发现均有硫化氢存在且含量偏高.通过对硫化氢的成因分析及现场排查,得出流程中同时存在原生硫化氢和次生硫化氢.鉴于此油田采取了 一系列的硫化氢治理措施:优化改造药剂注入点,优选杀菌剂和加注硫化氢抑制剂,最终使得全流程硫化氢含量控制在20ppm以下,有效改善了安全生产环...     

硫化氢生成机理及影响因素实验研究

海洋石油在钻完井及开采作业过程中,有时会伴随着硫化氢产生。为了分析某油田开发过程中硫化氢产生机理及影响因素,通过原油裂解、硫酸盐热化学反应、高温高压模拟、硫酸盐还原菌分析及温度对裂解反应影响的多种实验方式,分析出了该油田硫化氢产生原因及特点。利用该实验研究结论,可为油田生产过程中硫化氢控制及防护提供参考依据。     

大港南部油田杆管偏磨治理技术研究与应用

大港南部油田油井因油稠、井斜变化大、泵挂深使抽油机井在生产过程中杆管偏磨严重,同时地层水矿化度高且含有硫化氢气体,造成杆管腐蚀,加剧了偏磨躺井。文中对南部油田杆管偏磨原因进行了分析,在实践基础上不断完善偏磨治理工艺技术,形成了较成熟的偏磨治理工艺配套技术,取得了较好的经济和社会效益。     

关于渤海某油田生产水系统硫化氢的分析治理

渤海某油田生产污水系统中硫化氢含量较高,对油田设备安全运行和人员生命健康产生潜在隐患.油田通过源头排查,发现主要来源是上游油田,本油田次之.通过分析,两个油田的硫化氢主要是地层中甘洛根裂解产生,为原生硫化氢.为保障人员设备安全,油田通过试验筛选出最优药剂,生产水系统中硫化氢含量大大降低,达到预期目标.     

油田生产中硫化氢防护安全管理措施

油田生产中会产生含量很高的硫化氢，硫化氢（H2S）气体比空气略重，无色，可燃，有剧毒。所以，为了使油田能够安全生产，需要从硫化氢的特性及对人体生理影响，生产地址选择，平面的布置，个体本身的防护，通风设施材质及自动的选择和控制等几个方面对含硫生产地采取一系列安全防护措施，这样有利于保障油田生产的安全管理以及平稳运行，减少油田生产损失和人员安全等。     

浅谈海管立管腐蚀缺陷修复技术及质量控制措施

海管立管的腐蚀缺陷修复技术,其对海管立管的使用具有重要意义,同时也是保证我国海洋油田开发的重要基础。目前渤海海域部分平台生产年限已近20年,海管的腐蚀情况也日趋严重。本文作者根据自身的工作经验,针对国产机械连接器应用于海管立管维修进行介绍,同时也对在役海管修复后的试压检验工作提出个人总结。     

小洼油田稠油脱硫工艺技术研究

小洼油田是我国较为典型的高含硫油田,对于此类油田在生产过程中,如不能够对原油中所含的硫化氢进行有效处理,将会影响到原油产品质量与生产的成本,并可能造成较为严重的环境危害,做好脱硫工艺处理具有着重要的意义。基于此,本文将针对小洼油田的稠油脱硫工艺技术展开研究。     

原油不同比例混合输送过程中最小输量计算

随着大庆油田开采能力下降,油田产量的降低,庆哈输油新线为满足运行及下游生产的需要,采用进口俄罗斯原油与大庆原油混输的方式,维持对哈尔滨炼化公司的持续供油。针对可能面临的低输量问题,对庆哈新建庆俄原油混合输送管道进行不稳定性分析,分别计算不同混合比例下不同站间管段全年的热力和水力最小安全输量,以确保庆哈输油新线在输量减少、输油比例不断变化的情况下安全平稳运行。     

一种原油降凝剂开发及其在外保温层破损海底输油管线的应用

南海东部某油田含蜡约20%,析蜡点在32. 9℃,正常海底输油管线海管进口温度98℃、出口温度约86℃,海床温度约19²3℃;海底输油管线外保温层破损,双层保温海管渗透进入海水,海管无法起到保温作用,原油输送过程中热能在海管中损失,出口端温度急剧降低,海管面临堵塞的风险。介绍了一种针对该油田油品性质和海管破损数据情况的原油降凝剂开发及其在该油田的应用。     

庆祖油田外输清堵综合治理

庆祖油田是采油五厂的一个主力开发区块,2004年结束了传统的输水拉油的集输生产方式,采用分时输油集输生产方式。但2008年5月以后因管线内防腐脱落造成整体管线多处堵塞,严重影响了庆祖油田外输干线的正常生产。为解决输油困难问题,工作人员进行了综合性治理。     

高含蜡原油海管化学清管技术

海上油田停运海管再利用,首先要完成清管作业。但对于管内存有高含蜡的原油海管,如果直接采用常规的物理清管,将存在极大的风险,有可能造成海管彻底堵塞而报废。在通过渤海油田不断的实践,已探索出一条高含蜡原油海管化学清管的技术路线,可很好的规避作业失败的风险,并取得了良好的预期效果。要