【摘 要】
:
吉林油田针对低渗油藏开发注入水质指标高,达标难的问题,开展了"微生物处理+膜分离"工艺技术处理含油污水现场试验研究.本文介绍了微生物处理技术和膜分离技术原理及现场试验情况,总结分析了试验数据和运行成本等,认为把微生物处理技术与膜分离技术有机地结合起来,能够实现低渗透油藏开发对注水水质指标的要求,同时该工艺流程简单,操作简单,运行成本低,是一项值得在低渗透油田推广应用的技术.
论文部分内容阅读
吉林油田针对低渗油藏开发注入水质指标高,达标难的问题,开展了"微生物处理+膜分离"工艺技术处理含油污水现场试验研究.本文介绍了微生物处理技术和膜分离技术原理及现场试验情况,总结分析了试验数据和运行成本等,认为把微生物处理技术与膜分离技术有机地结合起来,能够实现低渗透油藏开发对注水水质指标的要求,同时该工艺流程简单,操作简单,运行成本低,是一项值得在低渗透油田推广应用的技术.
其他文献
井口安装气液分离器后,气液在计量前得到初步分离,可有效减小对油井各个指标的测量误差.为了更彻底的消除油水中混合气的影响,将旋流分离器与重力分离器的有点相结合,设计出一种新型的气旋分离器,并应用于36井区314井口,结果表明,测量误差显著降低.
针对某储气库注气和采气压缩机系统具体结构特点,依据RCM相关理论,采用故障类型及影响分析方法(FMEA),分析注气和采气压缩机系统的各种潜在失效模式、失效原因、失效概率、失效后果,并对各种故障模式开展风险评价,针对不同故障原因制定维修策略,建立以可靠性为中心的维修维护策略与优化的维修维护大纲,并完善压缩机系统完整性管理相关体系文件,形成了一套储气库注采压缩机RCM管理模式.所提管理模式已在该储气库
在克拉玛依油田七中区二元复合驱工业性试验中,结合油藏特点,在已有配制注入工艺的基础上创新,研制出粘度损失小、调配方便、能耗低的"一元可调低压稀释目的液"工艺;结合配液用水水质,吸收已有水处理设备的优点,发明逆向流、聚集、环流为一体的曝气氧化塔,出水达标.配制注入站投产,分环节降低粘度损失,使地面系统粘度损失率达到国内先进水平.开展技术革新,降低螺杆泵入口压力设置保障了聚合物液熟化时间;对排出泵阀结
天然气湿气进入压缩系统前,它不可避免地受到油、水、井底采出物等液滴和固体颗粒的影响.气体中的这些杂质能引起许多问题.如:气动元件受损,非正常停车,降低质量,减少产品产量以及增加维修费用.为此天然气分公司成立相应研究队伍,进行调研,充分论证的情况下,在喇压浅冷装置进行了集重力沉降、高效旋风分离和精密过滤三级一体的气体除尘净化技术的现场试验,并取得了显著效果.解决了由于伴生气杂质问题导致装置频繁停机的
江心岛行洪区地面工程采用"基础架高、定向穿越、过水路面、江岸防护"的防洪建设模式,在经历两次较大洪水后,地面设施总体满足防洪要求,同时也暴露出一些问题.通过对已建油田设施的适应性分析,提出改进措施和建议,在设计基础参数选取、设施材料选用、道路管涵通水量确定及现场管理等方面仍有改进空间,通过细部改进,为行洪区油田的开发建设提供可借鉴的经验.
针对污水沉降罐内老化油影响电脱水器稳定运行的问题,先后开展了热化学脱水、电动离心脱水、微生物法处理老化油工艺技术研究.根据现场使用条件、操作难易程度和经济对比,最终确定了两级离心处理工艺:破乳剂加药量20ppm,处理温度70℃,第一级利用卧螺式离心机,转速3000r/min实现老化油中的固、液分离,第二级利用碟片式离心机,转速6000r/min实现老化油的油、水分离,处理后净化油含水≤0.3%,水
SCADA系统有效提高了地域分散的生产系统的自动化水平,并随着生产监控要求的不断提高,图像监控功能成为未来SCADA系统的重要组成部分及发展趋势.本文首先介绍了SCADA系统功能和组成,剖析了图像监控功能的必要性,以及海量信息在传输、存储、显示等环节中存在的问题,最后提出了主动/被动图像调度策略和信息优先级策略的信息协调机制方法,有效解决了图像监控功能为SCADA系统带来的各种困难.
严重段塞流是深海混输立管面临的流动安全问题之一,开展混输立管严重段塞流研究对立管的流动安全及实际生产具有重要意义.在中国石油大学(北京)原立管系统实验装置及改造后的混合立管系统实验装置上进行了不同工况下的严重段塞流特性实验.结果表明,柔性管严重段塞流特性不同于垂直管段.并且在立管总高度相等条件下,利用L型和混合立管的流型图、压力、周期和液塞等数据分析了柔性管的存在与否对立管严重段塞特性的影响.相对
大庆油田天然气公司南八深冷装置投产初期分子筛脱水系统存在床层升、降压速度过快;设计热吹温度不合理;吸附/再生周期过短;在床层进行升、降压及并行吸附过程中出现人为误操作或程控阀故障等问题.针对以上问题,经过理论分析和现场试验,对脱水系统进行运行优化,最终将升、降压速度调整为0.25MPa/min;热吹温度由180℃调整为205℃;吸附/再生周期由8小时调整为12小时;床层在进行升降压过程中,程序强制
委内瑞拉MPE3油田储量大,属超重油大型油田,地理条件特殊,采用冷采开发,与国内外超重油田有很大差别,需要根据该油田情况,在原油集输工艺、站场布置、集输半径以及脱水工艺等方面找到适合该油田的地面集输和处理工艺.通过生产数据表明,该油田采用的大集输半径、多相计量、掺稀不加热集输、电脱水等工艺技术使该油田平稳、安全、高效的运行.