海底增压系统的进展

本文重点阐述了Ｐｅｔｒｏｂｒａｓ公司为改进海底深水井的新技术所做的努力。这些技术包括海底电潜泵（ＳＥＳＰ）、海底多相泵送系统以及海底分离的两种概念。     

考虑海底增压的深水钻井当量循环密度预测方法

针对深水井筒ECD预测与控制方面存在的不足,建立了考虑温度和岩屑影响及有海底增压管线举升系统情况下的深水钻井ECD预测模型,以实例计算分析了深水钻井中有海底增压管线举升系统情况下ECD变化。结果分析表明,钻柱内的排量一定时,增注排量越大,ECD值越小;在有海底增压管线举升系统时,本计算条件下ECD值均未超过漏失压力,因此该种参数工况下应该为安全状况;在无海底增压时,随着排量的降低,环空ECD逐渐增加,且ECD增加值较大;当排量小于一定值时,ECD的增加会导致在钻井过程中的地层漏失。因此在深水钻井过程中应该特别注意在隔水管段的井眼清洁问题,除了控制机械钻速、泵入清扫液等措施以外,还应适量采取增加排量来及时清除钻屑,保持井眼清洁。最后对比分析了模型的有效性,在本计算条件下与PWD实测值偏差最大1.36%,对深水钻井水力参数优化设计及井控具有一定的参考意义。     

长庆油田井场和增压站数字化监控系统

基于计算机技术、无线通信技术、网络视频技术、传感器技术以及控制技术的井场和增压站数字化监控系统,可实现井站生产过程的数据监测和关键过程控制,提高生产过程的精细化管理水平,降低工人劳动强度。长庆油田的井场和增压站采用了数字化监控系统,文章介绍了该系统的组成、功能以及主要监控内容。通过对井场、增压站基本生产单元生产过程的监控,完成数据的采集、过程监控和动态自动分析,及时发现和解决问题,维持井场的正常生产。通过"同一平台、信息共享、多级监视、分散控制",达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目的。     

提高油田增压注水系统效率的研究

目前油田普遍采用增压注水泵来提高注水压力 ,达到提高驱油效果的目的 ,但增注系统能耗大 ,成本高。因此 ,增注系统的节能降耗尤为重要。通过对增注系统的电机和增压泵的特性研究 ,提出提高增注泵电机效率和增压泵运行效率的方法 ,从而提高了油田增压注水系统效率 ,降低了注水成本 ,取得了显著的经济效益     

双电潜泵系统的研究及在渤海油田的应用

针对近几年渤海油田新建小平台电潜泵修井检泵作业难的问题,根据这些小油田和边际油田的开发特点,研制了双电潜泵系统。该系统在油井中同时下入2套电潜泵,这2套电潜泵以并联方式安装在同一油井中不同的层位,共用1根油管采油,可按先后顺序启用2套机组总成。现场应用表明,该系统不但可实现较长时间的采油期,延长电潜泵的寿命,减少作业次数,而且有利环保,减少污染,有十分明显的经济效益。     

新型RMR钻井系统泥浆返回管线海底锚泊方案

无隔水管海底泥浆举升钻井（RMR）是应对深水复杂环境下表层钻井的有效方案。在深水RMR系统配置方案研究的基础上,针对无隔水管泥浆举升钻井泥浆返回管线的工况要求,对当前常用海底锚泊方案进行分析,提出适合深水条件的泥浆返回管线海底锚泊方案,并对该方案进行原理分析和结构设计。     

改进天然气集输增压站气体压缩机运行特性的实践

1996年大庆油田采油二厂在对 4L型石油气体压缩机的设备结构、特性、能量损失分析的基础上 ,对该型设备的关键零部件进行了有效的技术改造 ,合理地确定热力性能参数 ,提高了天然气集输站气体压缩机的运行效率 ,从而提高了天然气的外输能力和外供气量 ,使压缩机的排量每台提高了 50～ 60m3/h ,输出压力达到了生产流程要求 ,设备平均单耗由原来的 0 631kW·h/m3降到 0 57kW·h/m3,压缩机效率提高 38 6%。每年可节电费 2 7 84万元 ,外供气量增加效益132 2 8万元。     

天然气增压输送设备润滑油研究和应用进展

主要介绍了天然气增压输送设备技术特点、设备用润滑油的研究及应用进展。由于天然气组成及设备结构的特殊性,天然气发动机油对灰分、抗硝化氧化及抗磨性的要求更高。采用特殊昝构合成天然气压缩机油具有油耗量小、抗磨性好等特点,更适用于天然气压缩机的润滑。由于硫化氢会对金属造成严重的腐蚀,对于硫化氢含量较高的天然气,则应使用抗硫化氢腐蚀性能好的专用油。     

海底管道系统的压力试验

根据挪威船级社《Rules For Submarine Pipeline Systems》1981版和《Offshore Standard DNV-OS-F101 SubmarinePipeline Systems》2000版规范以及澳大利亚标准《AS1978-1987 Pipelines-Gas and liquid petroleum-Field pressure test-ing》对海底管道系统的压力试验的操作技术和相关计算进行了阐述,以供相关工程技术人员参考。     

海底管道稳定性设计系统

本文介绍了一种海底管道稳定性设计系统,该系统借鉴国内外设计方法,结合我国工程经验和近海动力参数,可为用户提供合理的设计方案.     

深水海底举升钻井系统U型管效应研究北大核心CSCD

对于深水海底举升钻井系统,由于钻杆内和环空内的液柱压力不平衡会产生U型管效应,因此精确地预测U型管效应发生时的井筒流动特性和U型管效应持续时间对于钻井操作和井控安全具有重要意义。基于流体力学理论,建立了U型管效应数学模型,并将计算值与实验测量值进行对比,验证了所建模型的准确性。分析了发生U型管效应时钻杆内液面深度、环空排量、泥浆池增量和井底压力随时间的变化规律,在此基础上提出了U型管效应过程中的溢流监测方法,同时分析了钻井液黏度和喷嘴直径对U型管效应的影响规律。本文研究结果可为深水海底举升钻井系统发生U型管效应时的安全作业提供指导。     

致力完善深水和海底开采技术

在易开采油气资源不断减少、深水开采成本日益增加的情况下，油气资源丰富而技术尚不成熟的深水领域技术研发，成为众多公司的关注热点。     

海底泵举升双梯度钻井技术进展

海底泵举升钻井液方式的双梯度钻井技术是一种非常规钻井方法,它依靠海底泵和1条小直径上返管线把钻井液和钻屑从海底循环到海面。海底泵举升钻井液钻井技术主要分为SMD系统、DeepVision双梯度钻井系统及SSPS双梯度钻井系统。在介绍海底泵举升钻井技术优势及风险的基础上,对双梯度钻井技术的发展现状进行了阐述。我国的双梯度钻井技术研究刚刚起步,主要是对注空心球、隔水管气举等方案的双梯度钻井原理、水力学计算及实施方案等进行研究。建议加快我国深水油气资源的勘探步伐,形成一套能指导我国深水油气开发的钻井技术体系。     

105MPa高压氢气增压系统的设计与研制

介绍了105MPa高压氢气增压系统的设计和研制特点,提出了该系统的技术参数、操作步骤、维护方法和安全注意事项,为行业中的制造企业研制同类设备提供了经验。     

非金属管材在油田集输系统的应用

在油田开发过程中，油田集输管线受输液介质的腐蚀和磨损使管线使用寿命缩短。为了正确了解油田集输管线使用情况，为制定油田管线下步发展规划提供依据，对孤岛采油厂地面输油管线的腐蚀原因从流体流速、矿化度、含水、含砂等情况进行了详细分析，认识到管线材质是管线腐蚀的内因，输液量的不断增加是管线腐蚀的外国。指出了非金属管材是油田管线更新换代的必然选择，详尽地介绍了非金属管材在孤岛采油厂的应用情况及使用效果，并对下一步工作提供了建设性意见。     

海底管道遥控封堵隔离系统

遥控封堵隔离系统目前已经成熟地应用在陆地及海底管道的维修、换管、换阀、加减支路等作业中。以海底管道施工为背景,着重讨论了海底管道遥控封堵隔离系统的概况、工作原理及其典型的现场应用情况。采用此种维修封堵工艺,最大的优点就是缩短了停工时间,保持了管道维修后的完整性,降低了维修难度,提高了维修质量,节省了维修费用,是一种值得推广的管道维修新技术。     

苯乙烯装置尾气增压系统腐蚀分析

在苯乙烯装置吸收塔顶的尾气中,氢气体积分数超过90％,为了更好地回收利用氢气,在尾气出装置前设置尾气增压系统进行4级压缩,每级压缩后采用水冷器降温.在大修期间检查发现,水冷器气体侧的壳体内壁局部发生严重坑蚀.分析认为,该系统的腐蚀是由二氧化碳引起的.建议对该系统进行材质升级或在水冷器的壳体液相发生腐蚀的区域衬一层厚度1...     

深水水下生产系统及工艺设备技术现状与发展趋势

概括了水下生产系统的水下井口及采油树系统、管汇及连接系统、水下控制及脐带缆系统以及水下增压设备、水下分离设备、水下电力设备等水下生产工艺设备的技术现状,并对水下长距离流动保障技术、水下电力输送和全电控制技术、水下安装技术、水下生产系统可靠性及完整性管理技术、极地水下生产系统技术等水下生产系统的前沿技术发展趋势进行了展望,并指出了我国水下生产系统研发和应用的思路和发展方向。     

海底光缆在平台群中控系统之间的典型应用

介绍在南海东方1-1气田项目中使用海底光缆传输中控系统之间连锁和监控信息的方法.光纤的传输速率理论上为50 Gbit·s-1,是直接电缆传输速率的80万倍,特别适合"中心平台远程遥控无人小平台"这样有大量信息传送的情况.光纤的电磁绝缘性能好,非常适合与海底动力电缆复合在一起传输信息.光纤的线路损耗低,传输距离远.