摘要：针对渤海某海上中心平台CEPX溶气式浮选机开式排污方式不适用于高含硫化氢油田的设计缺陷,基于现有顶部浮油及底部污泥排放流程,将设备底部开放式排污管线连接至顶部收油槽的闭式排放垂直管段下游,从而将开放式排污改为闭式排污,从根本上消除了高含硫化氢介质排污时产生的安全隐患。为进一步在保证处理水质达标的前提下降低处理成本,基于现场多频次排放所得水质的取样对比,确定了每日4次、每次排污5 min为合理排放频次,并进一步以现场溶气式浮选机的进气量、进气压力和回流进循环泵的生产水比例等运行参数作为变量进行不同工况下的出口水质检测,从而确定出进气量10 m^(3)/h、进气压力600 kPaG、回流水比例13%为设备最优运行参数。在最优运行参数下,逐步降低生产水系统清水剂与絮凝剂注入浓度,确定了药剂最佳注入量(絮凝剂停注、清水剂注入浓度15 mg/L),最终实现在确保水质稳定达标的前提下每年可节约絮凝剂182.5 m^(3)、清水剂110 m^(3),且下游平台每口注水井酸化频次降低至原计划的1/3以下,降本增效成果显著。相关经验可为同类设备的改造及优化运行提供参考。

摘要：管道系统输送流体时由于流体压力脉动、系统机械结构动平衡差或基础设计不当等原因,常会产生振动,影响系统正常运行。某海上平台三期调整项目自投产以来,因为设备布局、井口产液进入新老流程比例不合理以及新项目工段弯头、三通数量多等原因,项目部分管段振动偏大,造成设备连接处断裂、原油泄漏等问题,威胁着油田生产。多种方法实践后采用柔性连接方式,利用复合方式加装柔性连接,严格要求对中,优化现场支架,避免投用后破坏对中效果,加装滑行轨道支撑,保证柔性连接伸缩时不影响柔性连接装置轴向对中效果。柔性连接装置投用后管道系统振动降低至0.2~0.6 mm/s,保障了油田正常生产。

摘要：海上油田特别是海上稠油油田的开采中,为实时掌握井下工况、高效开发油气资源、提高采收率等,必须精确测量井下油藏的温度和压力。基于传统毛细管压力监测技术的测量灵活、直读监测等特点,引入分布式光纤温度测量技术,提出了具有双层毛细管结构的井下温压一体化监测技术。根据不同的测量要求分析了传感器的不同安装方式,设计了监测系统整体框架。该技术可实现井下任意深度处的温度、压力同时测量,利用测得的温度值修正压力测量值,提高了压力测量精度。

摘要：外输软管是全海式油田生产系统中连接FPSO和提油轮的通道,在使用过程中如果操作失误或者控制系统失灵会导致阀门急速关闭从而引起水击,对外输系统安全和海洋环境造成威胁.某油田外输海管由于事故造成损伤,需要重新更换.对外输软管设计的三个方案进行比选研究,通过水力计算选择适宜的配置方案,利用HYSYS和PVTSim软件建立流体包,使用OLGA对三个方案四种工况下正常操作和事故情况时最大水击压力进行模拟计算.研究发现,20"软管和16"软管构成的单路软管系统设置简单,满足4500m^3/h流量下正常工况和事故工况安全操作要求,为了确保安全,外输软管系统需要设置爆破片.

摘要：海上平台放空火炬经常伴有黑烟现象,带来了环保隐患,尤其是现如今海上平台对环境风险加大了监测,如何控制燃冒黑烟问题成为很多海上油田面临的重要课题。分析了海上平台放空火炬产生黑烟的原因,结合油田现场解决火炬冒黑烟问题的实际过程,并从前期设计改进工艺角度以及后期生产改进两方面角度出发,提出抑制黑烟产生的方法以及典型应用案例分析,为相关的油田进行火炬燃冒黑烟治理提供应用经验。

摘要：近年来,节能降耗一直是工业生产研究的重点。以油田集输系统为研究对象,从系统的能耗特点、能源利用现状及原因出发,说明了目前油气集输系统存在的油气处理设备能耗高,油气蒸发损耗高,油田后期工艺、设施与系统不匹配、腐蚀等问题。介绍了近年来国内外对集输系统节能降耗的研究,并给出了节能的一系列措施,阐述了节能技术的发展方向,为今后油田集输系统节能降耗技术的应用、推广以及研究提出了良好的指导。

摘要：海底管道服役条件苛刻,发生事故会对生态环境造成较大影响,采用完整性管理对提高海底管道运行安全性具有重要意义。统计了国内外近14年所发生的海底管道事故,并对事故原因进行分析发现导致海底管道失效的原因有有第三方破坏、腐蚀、设计缺陷、误操作及自然环境因素。调研了海底管道完整性管理标准发展现状,以及海底管道风险评价技术。分析了国内完整性发展,表明国内对海底管道完整性管理的研究较为零散,还没有形成完整的管理体系,开展的管道完整性管理多应用于陆上管道,而海底管道的完整性管理研究还不够系统。

摘要：某油田为了紧凑高效解决油田污水处理难题,对A厂家CFU和B厂家CFU样机进行试验对比分析。A厂家CFU和B厂家CFU原理类似,均是基于低强度旋流和气浮,A厂家CFU内部设计相对简单。油田根据生产水处理流程特点,选择水离心机上游和注水增压泵下游进行试验。这两次CFU测试结果表明,该油田生产水质量变化很大,通过离心机、注水增压泵等设备剪切作用后,会增加水中含油的稳定性,增大水中含油处理难度,CFU设置在上游处理效果优于下游;该油田生产水处理的主要问题是小颗粒油滴为主的水包油乳化液和含油固体悬浮物较多,全尺寸设计时需要添加反相破乳剂和适当增加停留时间。

摘要：为设计渤海某油田的除重烃流程,对渤海地区现有的天然气处理系统进行适用性分析,对2种低温分离法、膜分离技术以及活性炭吸附技术进行比选分析。研究发现:满足设计要求的低温分离法工艺成熟,但该流程比较复杂、设备多、占地大,不适合海上平台使用;膜分离技术设备简单,操作费用低,推荐使用。

摘要：渤海油田清管作业清管球位置监测和清管时间计算基于稳态的经验计算,不适用动态流量下清管球位置监测。基于瞬时积分原理,设计了注水、天然气和混输海管的计算模型和相关画面,在某海上油田17条海管中应用。该系统可以较为准确地显示动态流量下清管球位置和剩余时间,方便动态调整流量优化清管作业。通过多批次优化调整,系统误差满足现场实际要求,实现了清管作业在线实时监测,为作业过程中上下游平台配合联动提供参考依据。