摘要：介绍了油田伴生气的分类及伴生气回收的意义。对目前比较常用的伴生气回收装置及新开发的伴生气回收工艺技术进行了调研,对各种伴生气回收装置的工艺参数、结构特点及工艺技术的优点和局限性进行对比,并对伴生气的综合利用技术进行研究和分析,最后,对国内的伴生气回收技术的发展方向提出一些意见和建议。

摘要：以原油装卸工艺为研究对象,介绍了油田目前常用的敞开式原油装卸工艺和半密闭式原油装卸工艺。敞开式原油装卸工艺油气损耗量大,原油装卸过程存在较大的安全隐患,半密闭原油装卸工艺是对敞开式原油装卸工艺的改进和完善,在一定程度上减少了原油装卸过程中的油气损耗,但仍未实现完全密闭。针对非密闭原油装卸工艺的缺点和不足,详细阐述了原油密闭装卸工艺的主要流程及原理,并从经济、安全和环境方面分析了原油密闭装卸工艺所产生的效益。

摘要：采用实验室曝氧-气提装置进行提高污水配制注聚物溶液黏度的实验研究,通过实验可以得出,曝氧—气提工艺可以去除油田污水中的硫化物、亚铁离子、细菌(SRB)和COD等还原性物质,提高并保持注聚物溶液的黏度。在曝氧空气通量为5.0 L/min,曝氧时间为40 min和气提氮气通量为5.0 L/min,气提时间为20 min时,可以将污水配制注聚物溶液的黏度提高到20 mPa.s以上,将污水中的含氧量降低到0.1 mg/L以下,达到提高并保持污水配制注聚物溶液黏度的目的。

摘要：采用氮气气提装置处理油田污水中溶解的CO2气体,考察了气液比、温度、pH及含油量对CO2去除效果的影响。结果表明,气提法去除油田污水中的CO2效果明显,在气液比为5∶1、温度为30℃、pH为5条件下,污水中的CO2去除率可达98%以上;升高温度、降低污水中的含油量有助于增强氮气气提对CO2的去除效果;处理后的污水CO2质量浓度降到2 mg/L,pH升高到7,碳钢的腐蚀速率降到0.02 mm/a以下。

摘要：采用实验室小型模拟气提装置对油田污水中的H2S气体进行去除,考察了载气通量、通气时间以及酸碱度对去除效果的影响。研究结果表明,气提法对油田污水中的H2S有明显的去除效果,可大幅降低污水对碳钢的腐蚀速率,当原水pH为5,气水比为6∶1时可以达到最好效果。

摘要：以项目实例为基础,对高黏含水原油外输管道进行优化设计研究。对单管道连续输送、双管道油水分别输送及单管道油水间歇输送三种输送方案进行模拟计算,并对每种方案进行经济比选。通过方案比选结果可知,单管道油水间歇输送方案为最优方案,并确定最佳管径;通过分析外输温度对管道能耗损失的影响,可知外输系统耗气量随着外输温度的升高而增加,耗电量随着外输温度的升高而降低;运行费用随着掺水温度的升高先降低后升高,在温度为50~55℃时运行费用最低。

摘要：华北油田老区块站外系统多采用三管伴热集输流程,工艺老化,能耗高;站内工艺流程复杂,隐患点多,随着油田逐渐进入开发后期,产油量下降、含水率上升,站外集输工艺及站内处理工艺已经不能满足国家对企业节能、节水及环保的要求。在保证油井产出液能够正常进站的前提下,利用简短串接、高温井串低温井、井口电加热器等方法将三管伴热集油工艺改为单管集油工艺,有效的节约了能耗;对站内处理工艺进行简化优化,降低了处理后的原油含水率,不但减少了站内的安全隐患点,还降低了运行费用。

摘要：为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。

摘要：以环状掺水集油实例为基础，计算并分析了掺水温度及掺水比对环状掺水集油系统能耗的影响，通过计算结果可以得出，掺水系统耗气量随着掺水温度的升高而增加，耗电量随着掺水温度的升高而降低；掺水系统运行费用随着掺水温度的升高先降低后升高，在掺水温度为65～70℃时运行费用最低。

摘要：采用搅拌实验装置,研究环丁砜溶液及不同配比的环丁砜-PZ复合溶液对烟道气中二氧化碳的吸收和解吸性能,揭示了吸收容量与酸碱度、时间之间的内在联系,并对CO2初始逸出温度、试液再生温度、试液再生率、再生pH下降率进行了细致记录分析。实验结果表明,环丁砜-PZ复合溶液配比为0.4∶0.6时:吸收效果最佳,吸收量约为0.126 mol;再生温度最高,为105℃;再生率最高,为90.34%。同时与相同配比的MEA、DEA相比具有较大再生优势。实验结果还表明,环丁砜-PZ复合体系之间存在负交互作用。