用灰关联法分析醇胺脱硫溶液的发泡原因

长庆油田天然气净化厂脱除天然气中CO2和H2S过程中,吸收塔内常出现脱硫溶液发泡现象。为了确定发泡原因,运用灰色关联理论,通过均值化处理使相关因子的实验数据无量纲化,分析了各相关因子对40%MDEA 5?A溶液起泡高度的关联度,另外通过实验考察了各个因子对起泡高度的影响。灰色关联分析结果与实验结果一致。逐一讨论了各因子与溶液发泡之间的关系。溶液中总铁浓度代表设备腐蚀程度,对起泡高度的关联度最高(0.7428),总胺浓度倒数代表醇胺降解程度,关联度次高(0.7372),这两个因子是引起脱硫溶液发泡的主要因素,二者相互影响,相互关联,在生产中应加以控制。固体颗粒在高浓度时(>200mg/L)对发泡无影响(关联度0.5376),但影响溶液的其他性能,在生产中应通过加强过滤进行控制。无机盐浓度和溶液粘度的关联度<0.7(分别为0.6621和0.6310),对发泡无影响。图1表2参13。     

扶余油田二次开发体系实施效果

扶余油田1970年全面开发,至2000年进行过2次全面调整,年产油量曾多年保持在100×10⁴t以上.到2002年年产油量仅为65×10⁴t,采出程度达25%,综合含水率高达89%,2003年年产油量仅为60.9×10⁴t.针对油田存在的井况差、分注率低、井网不适应和地面集输系统老化等问题,进行了第三次油田综合调整.形成和完善了油田二次开发体系,即重构地下地质体系、重建井网结构、重组地面工艺流程、重用配套工艺技术和重变开发方式.为了适应扶余油田二次开发体系,进行了10余种配套技术研究:复杂地面、浅层三维地震采集与处理技术;储层沉积微相研究;剩余油量化与性质研究;水平井及定向井应用;优化固井体系与实施;常温不加热集输;浅层定向井、水平井举升配套技术;携砂液高砂比造宽短缝压裂;窜流通道识别与调剖;蒸汽吞吐热采技术.在该油田实施配套技术系列后,新增石油地质储量达6 000×10⁴t以上,已累计新建产能95×10⁴t.该油田由年产原油量60.9×10⁴t,又重新上升到100×10⁴t以上,取得了良好的经济效益和社会效益.     

一种轻量化油田危险区域入侵检测算法

油田危险区域入侵是油田安防领域的核心问题,以目标检测的方式捕获实时发生的危险是区域入侵任务的重点。为了提高模型的实时性,本文提出结合跨阶段线性瓶颈模块和通道注意力机制的轻量化YOLO检测算法。首先以轻量化卷积模块与跨阶段局部残差模块级联的跨阶段线性瓶颈模块搭建特征提取网络,大大减少了模型的参数量。在特征金字塔的特征融合模块前使用改进的通道注意力机制,增强特征的表达能力与特征的全局的关联性。在特征推理模块,使用中心归一化非极大值抑制方法进行输出优化,避免了对邻近目标的错误抑制。本算法在VOC2007数据集实验,精确率可达74.9%,优于大多轻量化检测算法,已在冀东油田部署应用,有效保证了油田作业人员的生命财产安全。     

测井资料在海上油田沉积相研究中的应用

对于露头缺乏和钻井取心较少的海上油田 ,利用测井资料信息量大、数据连续和垂向分辨率高的优势 ,可以间接地从中获取地层岩性、沉积构造、砂体成因、古水流方向、物源方向、砂体迁移方向等多项沉积相标志 ,为下一步进行地层沉积微相研究提供重要依据。海上油田的应用效果表明 ,在综合分析岩心描述、岩矿鉴定、粒度分析、无机地球化学等资料的基础上 ,充分利用测井资料(尤其是地层倾角测井和成像测井资料 )进行油田沉积相研究 ,不仅可以大大节约成本 ,而且有利于开发后期油藏的精细评价和开发方案优化。     

大庆长垣外围油田的开发问题

本文在对大庆长垣外围油田的地质情况、油藏类型综合分析评价的基础上,论述了开发这些油田的一系列有关问题。     

边远沙漠小型油田原油外输方式优化研究

为确定适用于边远沙漠小型油田的原油外输方式,采用数值模拟方法对不同工况下的输油管道水热力参数进行了优化计算。应用管道轴向温降公式计算了不同产能阶段的热力允许最小安全输量,发现仅依靠出站温度和压力不能顺利将原油输送至终点。根据最低经济流速对四个产能阶段进行管径初选,并在此基础上计算了不同阶段不同管径管道输油的水热力参数,结果表明:产能为10×10~4t/a、20×10~4t/a两个工况时不适合采用管道输油,应考虑建立原油中转库并使用汽车罐车外运原油;产能为30×10~4t/a工况时,管道输油需要沿线设置2~3座加热站及2座泵站,但建设和运行成本较高;产能增加至50×10~4t/a时,管线水热力状况明显好转,可以采用管道输油。     

一种酸化用无氟缓速酸的性能评价

针对辽河油田欢喜岭采油厂地区注水压力高、地层堵塞严重,常规土酸体系解堵效果差且有效期短等问题,用三氯化磷、有机酸和丙酮合成了一种酸化用无氟缓速酸。此缓速酸属有机磷酸类,单独使用不需复配其他HF酸或氟盐即可达到良好的降压增注效果。室内研究表明,60℃下反应48 h时,20%缓速酸溶液的溶蚀率为23.25%,缓速效果好于土酸和氟硼酸。酸液产生沉淀时的pH值为7～8,络合能力为500～600 g/L,可有效防止Fe（OH）₃、Al（OH）₃等二次沉淀的产生。天然岩心经20%缓速酸处理后的渗透率恢复值为173%,抗压强度损失为22.7%,是土酸处理的0.56倍。将缓速酸体系（20%缓速酸+3%黏土稳定剂BSA-101+0.1%缓蚀剂BSA-602+0.5%助排剂EL-11+0.1%破乳剂YBP-1）在辽河欢喜岭采油厂欢北区块现场应用两口井,注水压力降低5MPa以上,日注水量增加10m³以上。     

THE REACTION OF WESTERN U.S. OIL SHALE KEROGEN WITH PHENOL

ABSTRACT

Phenol reacts with Western U.S. oil shale kerogen. The acid–catalyzed reaction gives crude products which incorporate large amounts of phenol. The toluene soluble portion of the crude products was shown by ¹H, ¹³C-NMR, FIMS, and LVHR/mass spectroscopy to consist mainly of condensed phenols. However, about 15% of the carbon in this fraction is derived from kerogen fragments. These results contrast markedly with those found for other systems reacting under similar conditions. To further explore the scope of this reaction, model compounds were allowed to react with acidified phenol. Hydrocarbons were unreactive. Certain aryl ethers and substituted phenols were very reactive. Mineral matter was also found to catalyze the reaction of phenol with the toluenesu l fonic acid catalyst. These data indicate that substituted phenols and/or aryl ethers are probably important cross-linking centers for kerogen. Long straight chain aliphatic groups appear to also be present in kerogen.     

老油田含水上升原因分析及治理对策

胡尖山侏罗系老油田1996年投入开发,为了延长油田开采时间,提高采收率,本文重点对新5区和安48区含水上升原因进行研究,正确认识油田含水上升规律,总结出侏罗系油藏生产期合理的开发政策,从而为油田的开发、调整决策提供科学合理的依据,为油田的高产稳产打下坚实的基础。     

多元热流体中热—气降黏作用初步探讨

多元热流体吞吐热采技术是一种新型的提高稠油采收率技术,目前在渤海湾NB-XX油田已经得到尝试并获成果,然而对于其降黏增产机理的认识并不清楚。通过模拟计算及室内实验研究,对多元热流体作用机理进行初步探讨分析,揭示了多元热流体增加稠油单井产能、改善稠油开发效果的作用机理,为该技术在其它稠油油田的运用提供了一定的理论依据。