长庆气田甲醇回收预处理药剂加注机理及改进措施

本文对我公司甲醇回收前处理加药方式进行调整，找出具体加药配比，并且细化加药量。     

含醇污水预处理工艺在长庆气田的应用

长庆气田第一净化厂在处理气田含醇污水过程中经过不断实践摸索,找到了比较理想的含醇污水预处理工艺,有效解决了甲醇回收生产中因预处理效果不佳引起的管线及设备的腐蚀、结垢等问题。     

长庆气田Clinsulf-DO硫磺回收装置简介

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-DO工艺的硫磺回收装置,用于处理MDEA溶液脱硫天然气净化装置产生的酸性气体。装置于2004年4月建成投产,截至目前运行情况良好,实际硫磺回收率达90％以上。     

长庆气田Clinsulf-DO硫磺回收装置简介

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-DO工艺的硫磺回收装置，用于处理MDEA溶液脱硫天然气净化装置产生的酸性气体。装置于2004年4月建成投产，截至目前运行情况良好，实际硫磺回收率达90％以上。     

长庆气田执行计量新标准后的改进措施

长庆气田的显著特点是低渗透、低丰度、中低产、地域跨度大、计量点多、单管输送量大。该气田所采用的天然气流量测量方法为体积计量法，天然气计量依据的主要行业标准为SY/T6143 -1996（《天然气流量的标准孔板计量方法》），但随着新行业标准SY/T6143 -2004（《用标准孔板流量计测量天然气流量》）的发布实施，对于长庆气田已建成的天然气贸易计量站无疑会造成一定冲击或带来不同程度的影响。为此，为满足长庆气田天然气计量技术发展与新标准接轨的实际需要，抓住新、旧标准的主要变化点，对加快SY/T6143-2004标准的执行和推广提出了改进建议和实施措施。     

长庆气田采用Clinsulf-DO工艺进行硫磺回收

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-DO工艺的硫磺回收装置,用于处理MDEA溶液脱硫装置产生的酸气。装置于2004年5月初投产,生产运行情况良好。实际硫回收率在90％以上,装置排放尾气达到国家相关环保排放标准。该工艺装置的成功应用,对我国天然气行业硫回收技术的发展具有一定的参考价值。     

长庆气田预防水合物甲醇用量预测方法研究

长庆气田采用的是多井高压集气、集气站节流降压脱水技术,井口及采气管线内的天然气压力高,易于形成水合物。为防止水合物堵塞油管及采气管线,采用集气站集中注甲醇工艺。笔者经过详细分析靖边气田气井运行压力、温度、产气量和产水量变化与注醇量的关系,建立公式矫正了原包含Hammerschmidt公式的一套预测方法的不足。经过现场验证,表明应用修正公式有效地降低了甲醇消耗量。     

循环冷却水系统腐蚀情况分析及药剂控制方法

循环冷却水系统是天然气处理厂的重要组成部分,循环水量占厂内工业用水的60%以上。但循环冷却水系统在运行过程中通常会产生腐蚀、结垢、细菌滋生等问题,影响系统的正常运行。通过对天然气处理厂循环冷却水系统常见腐蚀的类型和腐蚀因素的分析,结合现行循环冷却水处理设计规范的有关规定,针对性总结了各种防腐控制方式的应用以及对主要控制指标和效果的影响。     

长庆气田废弃钻井泥浆液处理及效果分析

为科学地解决气田钻井遗留钻井泥浆液的无害化治理问题,项目组选取气田产能建设过程中钻井遗留泥浆液进行污染物分析研究,根据检测结果,分析评价泥浆的危害程度和目前所开展的泥浆池治理试验效果,探讨如何经济、简易的泥浆治理方法,即可有效地消除安全环保隐患和解决目前因泥浆池未治理产生的企地纠纷。     

长庆气田Clinsulf Do硫磺回收装置应用效果

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-Do工艺的硫磺回收装置，用于处理MDEA溶液脱硫装置产生的酸气。该装置于2004年5月初投产，生产运行情况良好，实际硫回收率在90%以上，装置排放尾气也达到国家相关环保排放标准。为此，介绍了该Clinsulf-Do硫磺回收装置的概况、装置主要工艺参数、硫磺回收装置工艺流程以及硫磺回收装置运行情况等。该工艺装置的成功应用，对我国天然气行业硫回收技术的发展具有参考价值。     

长庆气田自动排液系统优化与改进

长庆气田集气站自动排液系统采用差压式测量原理，利用SCADA3000站控系统实现分离器液位的自动控制与计量。目前，每座集气站平均有3—4套排液系统，担负着生产流程的控制与气井产液量的计量，但在近几年的运行过程中，因测量环境相对恶劣，测量方式的不适应，致使计量误差大且冬季投运困难，从而影响了正常生产。本文分析了原系统存在的弊端，结合现场工艺以及目前计量新技术的开发应用，提出了多种解决、改进的方案与措施；并在现场试验取得了良好的应用效果，且投入较原差压式液位计低，因此该技术极具推广性。     

长庆气田自动排液系统优化与改进

长庆气田集气站自动排液系统采用差压式测量原理,利用SCADA3000站控系统实现分离器液位的自动控制与计量。目前,每座集气站平均有3-4套排液系统,担负着生产流程的控制与气井产液量的计量,但在近几年的运行过程中,因测量环境相对恶劣,测量方式的不适应,致使计量误差大且冬季投运困难,从而影响了正常生产。本文分析了原系统存在的弊端,结合现场工艺以及目前计量新技术的开发应用,提出了多种解决、改进的方案与措施;并在现场试验取得了良好的应用效果,且投入较原差压式液位计低,因此该技术极具推广性。     

天然气水合物抑制剂甲醇回收中结垢机理研究

天然气开采过程中,天然气水合物经常造成管道,设备的堵塞。气田上常采用甲醇作为水合物抑制剂。针对甲醇回收过程中结垢严重的运行现状,采集了现场水样和垢样对其成分进行了分析。以实验数据为基础,结合化学反应机理和结晶动力学机理,研究甲醇回收过程中的结垢机理。进而分析了结垢的影响因素。分析结果表明,甲醇回收过程中的结垢是不相容离子间相互混合以及热力学的变化的复杂结果。溶液中的成垢离子浓度,pH值,压力,温度以及矿化度都会对结垢趋势产生影响。     

采油集输管线结垢及腐蚀机理分析

我国在采集石油的过程中有一个比较突出的问题是采油集输管线容易出现结垢和腐蚀,且结垢越多的地方腐蚀也越严重。本文主要是对采油集输管线的结垢和腐蚀机理进行分析,并简单地阐述油集输管线出现结垢和腐蚀的原因和相应解决方法。     

长庆气田Su11井试水和套管腐蚀工程试验研究

为达到经济有效地开发长庆某气田的目的，需对该气田洛河组、直罗组、延安组和延长组的地下水层的腐蚀特征进行研究，为此在Su11井开展了为期近两年的逐层试水和套管腐蚀工程试验，采用井口快速取样和井下高压物性取样分析，全面分析了各层水的物性参数。在明确各层水对套管的腐蚀机理基础上，利用高温高压釜、磁阻测试和井下挂环试验等研究了N80套管钢在各水层原始地层条件下的腐蚀特征，得出了该气田延长组水腐蚀速率为0.131～0.327 mm/a、对套管的外腐蚀相对明显的结论，据此提出了不同固井条件下的防腐建议。     

长庆气田钻井施工中的问题及对策

根据长庆气田钻井施工中存在的问题,归纳出了施工中经常出现的一些技术难点,如漏失严重,钻具易刺、断,钻头断齿等。在认真分析该区块各个层位的地层和岩性特点基础上,针对这些难点提出了相应的解决办法,包括钻头选型,转速和钻压值的确定,低固相、无固相钻井液的应用,钻具管理,钻遇漏层时采取的相应措施等,并对今后在该区的钻井工作提出了建议。     

长庆气田可动地层水特征及意义

长庆气田的出水层主要分布于马五₁段,根据测井检测数据,可分为产水不产气、气水同产及产气不(少)产水型.表面上看,长庆气田马五₁储层的地层水呈块状或透镜状分布,无连片水体.实际上,该区地层水并非完全独立,气藏中不存在"边水"或"底水",找不到绝对的气水边界,只存在一些相对富集的区域,即相对富水区.通过利用地震、测井资料对地层水横向追踪,发现该区存在约20个相对富水区.大面积气区中气井出水,并不影响气的产出,在相对富水区边缘,由于出水采气导致水体与井底压差增大,可能造成气井很快出水且水量急增,但可通过控制生产压差(<3 MPa)或采用排水恢复产气.     

长庆气田含硫天然气脱硫设备及技术

长庆气田第一、第二天然气净化厂采用常规的MDEA法脱硫工艺,脱硫装置主要包括吸收塔、汽提塔、闪蒸罐、贫/富液换热器、溶液循环泵及富液过滤器等设备。在简述天然气脱硫工艺流程后,着重介绍了上述主要设备的结构型式和材质。提出充分考虑腐蚀因素影响;吸收塔采用更好的塔板,降低塔径、壁厚;采用液力透平回收高压富液的一部分能量;在橇装式脱硫装置中采用结构紧凑的板式换热器等改进建议。     

IFPEX—1工艺的改进及在长庆气田的应用

本文简单地介绍了IFPEXOL工艺，并根据高压气体节流降温的原理，充分利用长庆气田井口高压气体的压力能，采用焦汤节流装置改进了IFPEX－1工艺，简化了工艺流程，为长庆气田进行天然气脱水与回收天然气凝析液（NGL）提出了一种新思路。     

曲堤油田注入水污染原因及改善措施研究

针对胜利济北公司曲堤油田注入水沿程污染严重的问题,实验测定了沿程水质变化情况,探究影响水质因素,提出改善工艺措施并测定改善效果。结果表明,沿程水质的影响因素主要是腐蚀产生的铁离子、微生物,以及结垢等;采用的改善措施主要包括优化水处理工艺,采用有效除铁的预氧化除铁技术与悬浮污泥过滤技术,改用玻璃钢水管,加入质量浓度为5~10mg/L的羟基亚乙基二膦酸(HEDP)阻垢剂等措施,达到改善曲堤油田沿程水质的效果。