订阅最新相关文献

“油气田事故山地救援装备研发组合”项目成功地将井口点火装置、掩体消防炮、山地远程供水系统、便携式消防水带卷带机、反光消防水带接口、远程供水压力控制系统结合在一起，有效地解决了远程点火、近距离灭火、长距离高落差供水等实战中关键技术难题。不仅适用于山地油气田安全事故抢险，同时适用于地震、公路隧道、森林山地等复杂地形、水源缺乏环境的抢险救援，实现了对传统消防装备的有效改进，提升了救援装备的针对性和战斗效能，增强了对消防员的防护功能，具有十分重要的经济和社会效益。

大港油田针对老油田已进入到高含水期，地层产液量及其流动特性发生了很大的变化，现有的地面系统工艺、生产运行方式和自动化管理水平已不能很好适应高含水油田及油田稳产上产的开发生产需要，出现系统设施老化、工艺流程长、能耗高、运行维护成本高、自动化管理水平低等突出问题。因此，大港油田以港西油田为突破口，开展了油田生产数字化及地面优化简化配套技术的研究、先导试验、示范区建设以及规模应用等一系列工作，通过单井远传在线计量技术、注水井远程调控技术、油井参数自动采集与优化控制技术、单管常温集输、油水井安装工艺标准化、一体化集成装置等工艺技术的研究与攻关，形成了具有大港特色的油田生产数字化建设及优化简化配套技术系列，创建了独具大港特色的老系统工艺优化简化的“港西模式”。其中油水井调控及诊断技术取得新突破，实现了油水井的自动计量、远程调控与生产数字化管理，在国内首次实现了注水井远程智能化调控，填补了国内空白；抽油机井实现1800m深度的井下参数无缆自动传输，该技术不仅填补了国内空白，还处于国际领先水平；优化简化实现了撤消计量间和配水间、缩短工艺流程、停运掺水系统，地面系统呈现出工艺简化、运行成本下降和自动化程度高的特点。该项目的研究应用成果，为大港油田生产数字化建设及系统优化简化探索出新路，并为中石油的“老系统简化、新系统优化” 提供了宝贵的现场经验和技术支撑。该项目主要研究内容：1、建立了油水井数据采集诊断分析平台，实现了油水井参数的采集、计量与监控，其中抽油机专用控制远传柜获得了国家实用新型专利；2、开展了注水井远程自动调控技术研究，在国内首次规模化实现了注水井远程智能化调控；3、研制基于油管声波换能、编码、传输的井下数据无缆传输装置，实现了井下无线传输距离达到1800米，为油井闭环调控提供了有效手段；4、建立了单井流变性及集输界限，为单管常温输送提供技术支撑；5、建立了基于“模板化组态+OPC技术+接口机+防火墙”的站库自动化信息交互模式，实现了原油自动化盘库及交接、站库自动化管理、阴极保护参数监控；6、建立了集油和注水工艺模式，集输系统采用新型管材以及树状、环状和串接流程等工艺模式，实现了单管集输，撤销计量间；注水系统采用树状、串接流程，撤销配水间； 7、建立36套大港油田标准化设计定型图和典型图，并研究应用33套一体化集成装置，规范油田生产设施安装不统一以及集输设备占地面积大的问题。2009-2011年，项目研究成果在港西、枣园、羊二庄等21个油田以及新老区产能建设区块共计3800余口油水井规模推广应用，实施后，停运6座接转站、撤消216座计量间、236座配水间、停运掺水系统、减少了油水管网2803公里，总计节约生产运行成本、工程改造等费用30560万元，整个工程投入21253万元，项目投资回收期为1.74年，经济效益显著。该项目的研究成果不仅适用于大港油田，而且被中石油命名为“港西模式”，在中石油老油田改造和新老区产能建设中得到广泛推广应用。

概要在长庆油气田“实现5000万吨、建设西部大庆”发展进程中，大规模的油气田产能建设会战，使地面工程建设任务非常繁重，面临有效建设时间短、投资控制难度大、管理难度大等实际问题，新的形势和要求，有效促进了一体化集成装置研发与应用。以“小型化、撬装化、集成化、一体化、网络化、智能化”为原则，通过开展装置划分、流程优化、关键设备等9项专题研究，形成四种站场一体化建设方式，集成创新研发了2种天然气集气一体化集成装置，与电控一体化集成装置，非对称平衡压缩机集成安装技术一起实现苏里格气田集气站的全面橇装化，形成了“一体化”建设新模式，开拓气田建设新方向。一体化装置的应用实现了零件标准化向产品标准化的转变，进一步加快了地面建设速度和质量，在节约用地、节省投资、减少用工、降低安全风险等方面发挥了积极作用，具有广泛的应用前景。关键技术及创新点：关键技术通过对苏里格气田数字化集气站的生产流程和运行管理进行深入分析，将数字化集气站的进站区、分离器区、闪蒸罐区、分液罐区、自用气区、外输计量区等6个工艺区中的压力容器、阀门、管件等工艺设备及仪表智能控制系统、电气设备等集成并组合成橇，形成天然气集气一体化集成装置。苏里格气田集气站内可简化为天然气集气一体化集成装置、无固定基础压缩机、电控一体化集成装置和采出水储罐四部分组成，实现了站场的全面橇装化。天然气集气一体化集成装置根据规模可分为50×104m<'3>/d(用于常规集气站)和100×104m<'3>/d(用水平井示范站)两个系列。50×104m<'3>/d天然气集气一体化集成装置：将气液分离器、分液罐、闪蒸罐、自用气分离器等一体化集成，组合成橇，并配套智能控制系统，具有紧急截断、远程放空、气液分离、外输计量、自用气供给、采出液闪蒸、放空分液、自动排液等功能，具有集成度高、功能多、控制水平高、体积小、操作方便特点等，可实现远程操作、动态监测、智能报警，满足气田数字化管理的要求；适用于中低压、非酸性集气站场，可替代常规的非增压集气站。100×104m<'3>/d天然气集气一体化集成装置：为进一步简化水平井示范站流程，减少占地，缩短施工周期，将站内分离器区、闪蒸分液罐区、计量外输区、自用气区进行集成100×104m<'3>/d天然气集气一体化集成装置。装置具有功能集成、结构紧凑、满足拉运、建设快捷的特点，助推了气田开发方式由“单一直井”向“水平井、丛式井为主”转变。创新点：创新形成苏里格集气站“一体化”建设技术，研制天然气一体化集成装置，满足常规集气站和水平井整体开发区一体化建设的需要，实现苏里格气田集气站的全面橇装化，提高了气田建设速度和质量，开拓了气田建设新方向；装置设计充分融合标准化设计的“六统一”的理念，定型设备提高安装质量,设备、阀门、管件等的设计参数、功能要求、尺寸、接口要求等均按照长庆油田公司“定型定价”、“数字化管理”相关文件执行，实现统一采购、统一标准、统一外形尺寸、统一技术参数，既保证了装置的运行可靠性，又方便采购、安装、更换、维护；研发中压、异径电动三通阀，可替代电动紧急截断阀和远程放空阀，有效减少阀门数量；研发新型组合式多功能分离闪蒸罐，集成气液分离、放空闪蒸、放空分液、放空水封等多项功能，减少设备数量和占地面积；创新电仪信设备、功能一体化集成，减少控制柜、供电柜数量和尺寸，有效地降低了电控一体化装置尺寸，控制了投资，方便了拉运。知识产权该项目已撰写论文3篇，分别被《天然气工业》、《油气储运》和《石油规划设计》录用，2014年刊发；申请专利15项，其中发明专利受理4项，实用新型专利授权8项，受理2项，外观设计专利受理1项。应用推广情况“一体化”装置在苏里格气田、神木气田、东三区等推广应用14台，通过冬季极端低温天气和采气管线段塞流的考验，各项指标均达到设计要求，建设快捷，运行可靠，管理方便，具有广泛的应用前景。经济效益“一体化”建设模式，取得了显著的经济社会效益：采用一体化装置实现集气站无人值守，可较常规集气站定员减少56.25%。集气站占地面积减少35％以上，采用一体化集成装置，实现了站场橇装化建设，与常规集气站相比占地面积由7.2亩减少到4.2亩，减少42％；与数字化集气站相比占地面积由6.5亩减少到4.2亩，减少35%。集气站施工周期缩短35％以上，装置制造全部在车间完成，与常规集气站相比施工周期由60天减少到30天，缩短50％；与数字化集气站相比施工周期由42天缩短到30天，缩短35％。采用“一体化”建设技术，与数字化集气站相比，单座集气站可降低工程投资105.02万元。

长庆油田站场建设用地紧张、征地难已成为制约地面建设的最主要因素。通过研究油田处理站场立体布置模块化建设技术，研发多种规格立体布置油气水处理装置，以该装置为核心，实现站场立体布置、节约用地、缩短建设周期的目标；同时，通过工艺优化、全系统智能化研究、三维建模，实现大型站场少人值守，中小型站场无人值守。与常规建设方式相比，立体布置站场预计可缩减占地面积、减少土方量均30％以上，缩短建设周期30％以上，降控投资10％以上。 1.项目背景：脱水站占地面积大、功能复杂的特点决定了站场的设计难度较大，因此长庆工程设计有限公司以脱水站立体布置为基础，提出了“小型化、立体化、集约化、智能化”的设计思路，制定了立体布置、流程顺畅、平面合理、安全宜人的原则，研发了多种规格的立体布置油气水处理装置，替代常规平面布置方式，有效缩减占地面积。同时，在油田大型处理站场-联合站进一步优化升级，研发了油气集输处理、水处理回注、电控及35kV变电站3套立体布置装置，形成了黄土塬地区立体化、模块化建设模式。 2.关键技术与创新：2.1研发了立体布置油气水处理装置。立体布置油气水处理装置主要功能有来油计量、缓冲、油气分离、脱水、净化油外输、采出水处理及回注等，同时兼具站内循环、吹扫等功能。按照工艺流程进行生产单元划分，确定立体模块化最小预制单元，进站、计量、三相分离、伴生气分离、加药、微电解氧化、过滤等单元采用立体模块化预制，按照运输条件，确定模块尺寸。集输和水处理方面，区域优化采出水防爆设计实现油水装置联合布置，油水加药模块整合优化实现多专业同功能设备的高度集成；缓冲罐上层布置利用系统压力实现流程顺畅、微电解利用高差进斜板沉降箱减少动力设备，三相操作检修频繁布置于二层，满足设备检修合理分层布置，总体两层布置。2.2优化研究用于立体布置的钢结构体系钢结构设计。遵循立体模块化建设，满足吊装、拉运要求的原则，通过载荷分析、装置布置及计算，优化立体布置装置的钢结构体系。模块化区域采用钢框架结构，梁、柱作为主要受力构件。检修通道为主框架外悬挑梁，上层铺设钢格栅板。考虑到拉运条件，通过受力分析，采用橇装化拼装模式，底层橇座柱不生根，框架梁约束钢柱，满足嵌固要求，橇座可直接放置在基础上。全健康保障。 项目成果在国家能源集团平庄煤业公司所属的元宝山露天煤矿、贺斯格乌拉南露天煤矿等5座露天矿整体示范应用，通过协会专家技术评审鉴定，认为项目研究成果整体上达到了国际先进水平，部分达到国际领先水平。结合项目研究工作，培养了多名硕士、博士研究生，以及省部级和市级科技创新人才。项目研究成果丰富了中国矿山设计和安全生产理论，促进了煤炭开采基础研究的进步，经济和社会效益显著。

本项目属于安全科学技术推广与创新类领域的研究课题。石化行业是一个高危行业，具有高温高压、有毒有害、连续作业、点多面广的特点，其企业安全生产和安全监管压力巨大。据不完全统计，近几年石油石化行业发生的事故80%都是由于人为因素造成的，其中绝大部分发生在企业生产现场的作业过程。石化企业生产现场的安全监管压力一方面来自于企业生产现场的检维修作业，由于承担检维修作业外来施工单位和人员数量众多，其承包商资质和人员素质参差不齐，在施工作业过程中如果监管不到位，往往容易造成事故，给企业安全监管带来巨大的安全风险；另一方面来自于企业自身安全监督管理业务的管理，这主要包括风险识别、风险控制措施落实的监督、事故调查分析与处理以及作业现场作业票证的监督等方面。本项目针对这两方面的安全监管压力，设计、开发石化企业安全监管系统，依靠现代信息技术来实现安全监管业务的移动应用和信息化管理。通过建立企业安全监管及其移动应用系统，可为企业各级管理层和基层岗位员工提供规范和统一的业务操作流程，能强化对作业现场承包商作业活动的监管，能大大简化管理人员对数据的分析处理工作量，能及时反映问题及隐患的整改和验证情况，从而有效预防和控制风险，避免事故的发生。主要创新成果如下：(1)研发了检维修和施工作业监管子系统，主要用于生产作业现场承包商队伍和人员的全过程监管。(2)研发了企业安全监管子系统，主要用于企业自身安全管理业务的固化管理，实现其规范化、标准化和可追溯性。(3) 研发了生产现场移动作业许可管理子系统，主要用于生产现场作业许可票证的电子化签发和管理。(4)研发了基于Android平台的7英寸本安型防爆手持移动终端，主要是为了降低系统推广应用成本。本项目已经申请发明专利1项（未授权）、实用新型专利1项（已授权），发表相关论文6篇。本项目从2010开始先后在燕山石化、浙江石油开展推广应用，从系统使用和运行情况来看，对石化企业直接作业环节中的检维修和施工作业过程的监管起到了规范和促进管理的作用，提升了企业管理层人员的工作效率，有效的降低了统计分析的工作量，同时为提供岗位操作的人员的执行力提供有效的工具，强化了企业直接作业环节的全过程监管力度，为企业降低和避免事故发生起到了积极的推动作用。本项目通过对石化企业在检维修和施工作业过程、问题及隐患整改动态管理和生产现场移动作业许可等业务的监管模式进行了研究和建模，实现了这些业务的规范化和流程化，对于石化企业加强直接作业环节中检维修和施工作业过程的安全监管、提升安全监督管理水平，促进石化企业保持安全生产平稳运行、保持良好的社会形象具有重要作用，同时也可对其它行业的企业加强安全监管提供借鉴。

该项目属安全科学技术领域。课题组技术人员针对国内外发生多起有硫化亚铁(FeS)自燃引起的油田、炼化和天然气开采净化装置(设备)的火灾和爆炸事故进行了分析和研究，并相继开展了硫化亚铁自燃机理研究和硫化亚铁自燃预防和治理技术研究，对装置中易于形成硫化亚铁的部位进行了深入调研，开展了硫化亚铁的形成机理和自燃机理以及影响因素的深入研究，以此为基础研究开发了硫化亚铁液相清洗和气相钝化技术。硫化亚铁液相清洗技术克服了现有技术废液COD和重金属离子超标等缺陷并具有较高经济性。硫化亚铁气相钝化技术则具有安全、高效、环保等技术优势，有效克服了液相清洗沟流现象严重、用量大和废液处理困难等缺陷。该项目研究成果申请国家发明专利六项，已授权两项。硫化亚铁液相清洗和气相钝化技术已成功地应用于中国石化齐鲁分公司炼油装置、中国石化江苏油田分公司的三相分离器和中国石化普光气田天然气净化装置等，经过该技术的实施装置(设备)基本可见金属本色，为装置的稳定运行和效益提升提供了安全技术保障，从本质上保证了装置的长周期安全稳定运行，消除了由硫化亚铁自燃可能导致的非计划停车现象，杜绝了火灾爆炸事故的发生，产生了显著的安全、经济和社会效益。

准噶尔盆地西北缘蕴藏着丰富的稠油资源，同时伴生出了大量的有毒有害气体H<,2>S。该成果从安全健康的角度出发，研究了H<,2>S等有毒有害气体对安全管理工作的巨大影响。通过大量的现场调研、检测、室内及现场实验研究、理论分析，系统地论证了新疆稠油热采现场H<,2>S产生的原因和动态分布规律形成机理。又经反复地室内及现场实验研究、理论分析，研制出EX-2型新疆稠油热采现场H<,2>S气液两相处理剂及KL-D2型新疆稠油热采井下管柱防腐剂。使用镍磷镀技术和脉冲真空抗蚀氮化工艺减缓了H<,2>S对井下油管的腐蚀。浅层稠油H<,2>S动态分布与防治研究为在稠油热采现场的安全生产，职业卫生领域作出了积极的贡献。稠油热采现场H<,2>S动态分布规律研究成果现已在稠油热采现场生产中广泛应用，对预防H<,2>S事故的发生提出的相应措施已被广泛的推广应用，用以指导现场生产的劳动安全卫生环保工作。EX-2型新疆稠油热采现场H<,2>S气液两相处理剂，现已应用在新疆稠油热采现场生产中H<,2>S比较高的场所。KL-02新疆稠油热采井下管柱防腐剂(棒)现已广泛地应用在井下管柱腐蚀比较严重的井下。镍磷镀技术和脉冲真空抗蚀氮化工艺现已广泛地应用在井下油管腐蚀比较严重的井中。随着原油及其产品需求量的增加，特别是随着H<,2>S含量大的油田开发，H<,2>S和其他硫化物对环境污染的程度日益增加。原油工业生产设施在长时间内仍将是环境特别是大气的危险污染源。这意味着，在稠油热采工作中研究H<,2>S和其他硫化物对环境污染、对热采设备的腐蚀，特别是对人体健康的危害，尤其是某些情况下危及人身生命安全，成为当务之急。

课题针对大庆油田有点地面设计的工作现状，以提高生产效益和管理水平为目标，研究建立一套网络化的油田地面设计系统管理体系，通过油田地面工程建设规划设计规范对油田地面规划设计的现状进行网络化建设和信息化管理，从而全面识别手工设计规划存在的问题和不足。使用中，通过对油田地面规划设计的全过程进行网络化操作，对可能存在的问题进行预先分析和判断，以便及时调整项目的进度及实施情况，同时，领导可以通过网络及时掌握地面工程的建设情况，以便采取相应的管理手段和统筹措施，最大限度地减少不必要的人力、物力消耗，减少时间的投入，提高生产效率，降低资金投入，增加企业效益，从而加快油田建设的步伐。

该项目是针对苏里格气田已建成的“智能天然气自动化系统”的深化研究，旨在解决现有的井口计量、能源供给、智能报警等领域亟待提高的问题。苏里格气田单井出气量小，杂质多，湿气大，以往单井计量采用旋进漩涡式流量计计量法，不仅成本高误差也大。针对这种状况，该项目在使用孔板来计量天然气流量的基础上，引入孔板节流元件应用在井口计量中，研发一体化多参量智能数字差压式流量仪表，以适应单井的复杂状况。该流量计具有安装容易，维护简单，计量准确，可以远程调整参数等特点。苏里格井场一般地处偏僻、分布零散，无法连接到供电网络，所以现场一般采用太阳能供电系统提供电源保障。现有井场数字化系统中，传感器、RTU、DTU等井口数据采集设备功耗较低，电子巡井系统采用的红外一体摄像头功耗高，井口紧急切断阀远程控制部分采用直流电机驱动机械机构，电机动作时电流最高可达23A，电能消耗巨大，如果长时间连续阴天太阳能供电系统将不能提供足够的电能保证系统正常运行。针对这种情况通过开发一套智能供电系统，引入风光互补发电技术，利用苏里格地区丰富的风能，弥补太阳能发电的不足；并且能够远程发送指令实现多次下电的功能，达到设备的按需供电目的。该系统具有运行稳定，可靠性高，可根据预设逻辑或远程发送指令实现供电控制功能，能够通过通信接口实现供电参数的采集等特点。此外在井场报警方面，现有系统主要是通过视频监控的闯入报警技术来实现。由于苏里格气田地形复杂，经常会有牧民的牛羊等大型动物闯入监控区域，大风也经常会把大的草团等刮入监控区域，这些都会触发报警系统，产生无用报警，给生产管理人员带来了不必要的麻烦。因此课题组通过对多种报警技术进行综合研究，将智能视频报警技术和泄漏电缆报警技术结合，有效提高报警的准确性和及时性，整套报警系统具有井场无死角覆盖，可全天候工作，不受小动物、阳光、温度、雨雾、风等因素的影响，不受复杂地理环境的限制，隐蔽性高等特点。该项目总体特点是：①、实用性强；②安全性、可靠性高；③技术具有较高先进性；④扩展性、可维护性强。该项研究整体技术水平在国内领先。该项目一体化多参量智能数字差压式流量仪表、能源供给、智能报警已在苏75区块验证实验已经完成，效果良好，三项技术预计推广应用于苏75区块950口井，苏77区块850口井中。通过苏里格气田井场数字化智能集成研究的推广应用，解决了井口计量、能源供给、智能报警等领域存在的问题，提高了系统运行的稳定性和可靠性，降低了生产成本和工作强度，保障了生产安全，提高了突发事件的响应速度。该项目在油田的推广应用，正是迎合了油田的发展需要，是智慧油田的基础，为油田自动化发展和提高油田的现代化管理水平起到重大的作用，能为企业带来巨大的经济和社会效益，对企业具有非常深远的意义。

深部调驱是油田改善水驱开发的一项重要措施，华北油田深部调驱自“十一五”以来实现了规模化应用，建立了以可动凝胶调驱为主导的深部调驱技术系列，为油田的稳健发展做出了积极贡献，但受调驱体系耐温性和注入性的影响，制约了该技术在高温、低渗透油藏的应用。纳米微球具有耐高温、抗盐、抗剪切、低粘度等特点，因此提出将凝胶与纳米微球的特性相结合形成组合深部调驱技术，以拓宽深部调驱技术的油藏适用范围。项目研究成果的创造性和先进性主要有四点：⑴提出了定量解释优势通道特征参数的不稳定试井方法和动态方法将砂岩油藏水驱形成的高渗透条带视为水平裂缝建立试井解释数学模型，绘制试井的典型特征曲线，并进行相关参数的敏感性分析，通过利用引力搜索算法对实测的压力及压力导数曲线进行拟合来定量解释高渗透条带的特征参数。⑵基于储层参数时变数值模拟研究了优势通道演化过程中剩余油的富集规律研究地质因素及开发因素影响下优势通道演化过程中剩余油富集区的控制作用，总结了优势通道控制作用下剩余油的分布规律。⑶探索纳米微球调驱机理，建立筛选评价方法，形成纳米微球调驱的评价技术采用物模试验方法研究纳米微球调驱机理，提出了纳米微球不但具有使液流改向扩大波及体积的作用，同时具有乳化降粘、改变油滴受力情况提高微观驱油效率的机理。通过室内实验对纳米微球的特点进行了研究，建立了筛选评价方法和油藏筛选标准，并进行了潜力评价，结果表明适宜纳米微球调驱的油藏覆盖地质储量1.48亿吨，推广应用潜力巨大。⑷形成针对不同水驱优势通道的凝胶纳米微球组合调驱段塞优化设计技术室内实验、数值模拟和经济评价等技术相结合，针对不同孔隙结构建立了凝胶纳米微球组合调驱注入参数的研究方法，在岔河集、泽70等油藏开展现场实施，取得良好增油效果，与断块前期实施的凝胶调驱相比，注入压力爬坡幅度小，增油降水幅度大，效果更加明显，实现了深部调驱技术在高温、低渗透油藏技术适应性的突破。专家评审结果认为该项目成果针对性强，技术方法先进，技术经济效益较好，整体达到国内领先水平，其中不稳定试井优势通道识别技术和纳米微球驱油机理研究等部分成果达到了国际先进水平。该项目研究成果具有重大社会和经济效益。⑴截止2014年底，该技术在22个断块179井次应用，覆盖地质储量3173.7万吨，实现累计增油19.25万吨。其中2012～2014年累计增油10.71万吨，投入产出比1：5.53，平均提高采收率5%，取得显著的技术经济效益。⑵通过该项目的现场实施，取得明显的增产效果，为高温、低渗透油藏深部调驱改善水驱开发效果提供了有力的技术支持，进一步拓展了深部调驱的内涵和适用油藏范围，与已形成的可动凝胶调驱的三项技术系列相结合，基本能够满足华北复杂断块油藏改善水驱开发效果的需要。该成果不仅在华北油田具有较好的推广应用前景，对环渤海湾地区类似水驱开发油田具有指导意义，成果具有深远的推广应用价值。