油田应用

油田应用（精选十篇）

油田应用 篇1

随着社会经济的发展, 尤其是科学发展观的提出, 对和谐社会提出了更高的要求。本文探讨油田化学剂在油田污水处理中的相关应用, 对油田污水的处理迎合了环境可持续发展的要求。油田污水经不合理的处理、回注和排放会对环境造成一定的污染, 带来危害, 同时也会使油田地面设施不能正常运作, 不利于油田的生产, 所以应当认真合理的处理利用油田污水。当然在生产实践中, 油田污水能够有效回注是合理开发利用水资源的正确方法和有效途径。

油田污水主要有油田采出水、钻井污水及其它的含油污水类型。油田废水水质复杂, 常含有石油破乳剂、盐、酚、硫等环境污染物, 其油分含量及油在水中存在方式也不经相同, 在多数情况下经常发生不同的废水相混合, 为了更好地应对这种情况, 在实际操作中常常运用多种方法的结合应用, 并有针对性地进行处理, 好于单一方法局限性和所得到的作用效果, 从而使水质达到排放标准。然而, 由于各油田的环境背景、生产方式及处理水用途的各异, 使得油田污水处理的方法参差不齐。

油田污水处理目的在于去除水中的油、添加剂、悬浮物以及其他有碍于注水, 且易造成注水系统腐蚀和结垢的有害成分。一般情况下油田污水处理所采用的技术方法包含重力分离、浮选法、过滤、粗粒化以及生物法等。油田化学剂是广泛应用于石油工业各领域的化学化工产品或者天然化学物质。在油田污水处理的过程中通常使用的化学剂有杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂、絮凝剂和除硫剂等。当然各油田的水质成分差异明显, 处理后回注水的水体品质要求也各异, 故在处理工艺应有所选择。综述而言, 新型药剂和设备的研制及其新工艺的开发, 还有新技术的应用为油田污水处理发展的新趋势。

2 油田化学剂的应用

油田污水的处理根据油田生产的不同用途可以有很多种方式方法。油田污水主要的危害是对管线和设备的腐蚀、结垢以及对油层进行污染, 为解决这些问题, 常常使用杀菌剂、阻垢剂、缓蚀剂、絮凝剂和除硫剂等等。

2.1 杀菌与缓蚀

油田污水中含量大量的细菌, 细菌的活动及代谢物质对油田生产带来了很大的问题。同时在油田开发中后时期, 物理化学的作用会产生大量的H2S、C O2、Cl-、SO42-等腐蚀物质, 而且这些物质溶解在孔隙水中, 形成酸性流体, 从而对井下管柱造成腐蚀。

杀菌剂一般分为氧化型和非氧化型两大类, 主要体现在使用功能和其组成上的差异。氧化型杀菌剂维持药效时间短, 使用量大, 容易造成环境污染, 故在油田极少采用, 而非氧化型杀菌剂没有这些不利因素, 在油田得到了广泛应用。非氧化型杀菌剂根据其杀菌作用基团种类和作用机理的差异, 一般分为:季铵盐类、季磷类、有机醛类、含氰化合物类、杂环化合物类、复合型杀菌剂、多功能型杀菌剂等。

通用性强的缓蚀剂能对金属腐蚀控制进行有效地控制, 按照其化学组成成分差异, 一般可以将其分为无机缓蚀剂和有机缓蚀剂。有机缓蚀剂包括有咪唑啉类缓蚀剂、铵盐和季胺盐类缓蚀剂、多功能型有机缓蚀剂、低毒高效型有机缓蚀剂、低聚或缩聚型缓蚀剂、杂环型缓蚀剂等, 无机缓蚀剂的种类相对于有机缓蚀剂较少, 且其只能在高浓度的情况下才能有效工作。对黑色金属具有突出缓蚀作用效果的铬酸盐曾经被广泛采用, 然而随着对环境保护的要求增强而使其使用受到一定的限制。钼酸盐、钨酸盐及稀土化合物是目前开发应用的环境友好型的无机缓蚀剂。

2.2 絮凝、阻垢及除硫

油田污水中的一些天然的杂质和化学添加剂等, 如可溶性盐类、固体颗粒、重金属、悬浮的乳化油、硫化氢等, 以及外界注入地层的酸类、润滑剂、杀菌剂、除氧剂、防垢剂等会造成堵塞、管线腐蚀, 而且外排亦造成污染。目前, 化学絮凝法普遍应用于油田企业, 常作为预处理技术和气浮法联合使用。絮凝剂是为防止这些因素而产生的一类油田化学剂, 常用的絮凝剂主要分为无机絮凝剂、有机絮凝剂和复合絮凝剂三大种类。有机高分子絮凝剂具有用量少、处理速率快、效率高和产生污泥量少等优点, 随着近年来研究和发展, 其在油田污水处理中研究和运用起着重要作用。

油田污水结垢是油田在生产过程中不可避免的问题, 它伴随着油田产出水量增加而更突出。水中常含有的垢除了Ca CO3、C a S O4、Sr SO4、Ba SO4外, 还有Mg CO3、M g S O4、Mg (OH) 2、Ca3 (PO4) 2、Si O2等。结垢带来的问题严重影响了油井的生产, 因此加强对阻垢的研究可以很好地避免或减小石油工业的损失, 并且带来一定的经济效益。近来, 化学阻垢剂用来抑制垢的生成是最常用的阻垢方法, 伴随着相关技术的发展进步, 阻垢剂发展方向将由无机转至有机聚合物, 从含磷到无磷环境友好型。

油田污水中硫在主要存在方式为S、S2-、SO42-, S、SO42-在硫酸盐还原菌的作用下被还原成S2-, 而S2-对钢铁具有极其强烈的腐蚀性, 可导致管壁穿孔, 干扰了正常生产, 还有其腐蚀产物为黑色胶状Fe S悬浮物且不溶于水, 从而导致悬浮物增加;Fe S又是一种乳化油稳定剂, 进一步增加污水除油难度。目前化学除硫剂使用较多, 常用的除硫剂是通过物理沉淀反应作用或化学氧化作用来达到除硫的效果, 其主要分为两种类型:氧化剂型和沉淀型。

3 油田污水处理的发展趋势

油田进入中后开采期, 油气产量受到限制, 相关的助产方式得以应用。注水开发是目前比较普遍采用的方式, 在提高了采收率的同时, 许多助剂也被大量利用, 致使采出水含量不断增加、成分也变得更加复杂, 因此伴随着聚合物驱油技术的日益成熟, 油田采出水中含大量的高分子聚合物, 进一步加大了污水处理难度。对于油田采出水, 一般会经过多道处理工序后被用于回注利用, 如果处理不达标, 可导致渗油口堵塞、管线腐蚀结垢、注水压力升高等问题。对于钻井污水而言, 其成分也十分复杂, 大致包括钻井液、洗井液等。其它油田污水类型主要包含有油污泥堆放处的生活污水、洗涤设备产生的污水、油田地表径流天然雨水、渗滤水以及因事故泄露和排放引起的污染水体等。因此, 油田化学剂的应用贯穿于油气勘探开发过程, 其产品类型众多、性质差异大, 用量大, 具有特殊作用效果。

参考文献

[1]朱成泽.浅议油田水污染处理技术及利用[J].科技资讯, 2012 (6) :138[1]朱成泽.浅议油田水污染处理技术及利用[J].科技资讯, 2012 (6) :138

自动化控制在油田应用 篇2

一、系统概述

新疆油田公司的某个作业区需建设油田生产的自动化SCADA系统，系统规模包括300套抽油机控制器、20套三相计量控制器和15套水源井控制器。根据自动化系统设计要求，整个系统需要建立前线中心控制室并预留今后建设的基地控制室，通过Internet可以远程实时查询生产数据。系统建设完成后，前线控制室可实现无人值守，操作人员可以在基地中心控制室对油田的生产进行监控和管理。

二、技术难点

* 控制点分散。井口散布于油区各点，井口间的距离较大。配注计量站、水源井分布其间。最远控制端离中心控制室50Km左右。

自然环境恶劣。陆梁油田现场，冬天寒冷风大，环境温度最低可至零下40℃，夏天干燥炎热，油井现场设备内部温度可高达80℃左右，而且昼夜温差很大。

* 通讯环境差。其次，陆梁油田处于丘陵地区，地势变化尽管不算陡峭，但并不能完全实现点对点的可视通信。所以要求在通信系统方案设计上，应充分考虑到系统信道能否真正畅通，确保SCADA系统安全、高效运行。

* 控制复杂。抽油井及水源井实现远程起停、配注计量站实现自动排序计量。系统接口复杂。与另一套自动化SCADA系统实现无缝连接，与联合站DCS以OPC方式实现连接。

* 系统安全性要求极高。油田是生产性企业，安全生产是首先必须保证的。所以，对油田自动化SCADA系统也提出了极高安全性的要求。

三、解决方案

针对该生产区的实际工艺情况、时间工作环境情况，经综合考虑，制定了一套完整的自动化解决方案－ECHO SCADA 5000。

ECHO SCADA 5000系统已发达的计算机网络平台为基础，实现真正意义上的分布式管理。系统内每一台计算机都是一个独立节点，完成独立的任务。这种结构的最大优点就是网络中任何一台计算机出问题，不会影响其他机器的工作，而保证系统的安全、稳定运行。ECHO SCADA 5000以客户端/服务器模式实现网络数据共享，保证系统中的任何一个节点实时数据同步。本次SCADA系统需要监控采集的量包括：

井口控制器。油温、油压、负荷、位移、三相电流、三相电压、电量参数、抽油机起停状态、盘根漏油检测、控制器门开关检测。

三相计量控制器。进站油温、出站油温、管线油压、计量液位高度、含水率、上下液位状态、可燃气体浓度、水套炉液位、水套炉温度、水套炉间可燃气体浓度、大小火状态、各种阀状态等。

水源井控制器。压力、温度、流量、液位、三相电压、三相电流、电量参数、电机起停状态、水源井工作状态等。

1、使用产品

* ECHO 5309抽油机控制器由主控制器、电台、电台电源、避雷器、电源开关、接地汇流条及保护箱等组成。保护箱分为防雨遮阳罩、仪器箱两部分，为单箱体、单开门结构。保护箱可起到防雨、防晒、防尘的作用。

* 计量配水站中包含18x6（I）型计量配水站、18x6（II）型计量配水站和多通阀实验站，根据不同形式的计量站，配置不同的远程终端RTU设备ECHO 5401系列自动计量控制器。ECHO 5401系列自动计量控制器是为适应油田自动化的需要专门设计生产的，它不仅具有精确的计量程序、优良的通信能力和大容量的存储器，而且具有性能稳定、安装方便、质量可靠、实现无人值守等多种优点，特别适用于油田恶劣的环境。

*ECHO5501水源井控制器是我公司针对油田水源井控制而生产的远程控制终端（RTU），它采用了先进的工业级产品作为控制器，具有功能强，可靠性高，应用灵活，操作方便等特点。控制器既可独立工作，也可方便地联入控制网络实现远程遥测，形成SCADA系统。

* ECHO SCADA 5000 组态软件。系统可实现灵活组态，支持多种通讯协议接入。在实现系统要求功能的基础上，用户也可方便地进行维护和二次开发。

* 数传电台。MDS 2710设计用于点到多点的情况，系统数据遥测/SCADA和自动分发、油田自动化、水和污水数据遥测/SCADA以及联机事务处理应用。MDS 2710收发信机具有很强的干扰处理能力，因面能扩展数据发送范围并加强数据发送的可靠性。

数传电台

2、通讯模式

根据系统设计要求，中心控制室网络均采用以网络交换机为中心的星形结构。为保证网络的可靠性，网络所有设备均有冗余。

3、系统功能

* 井口RPC。抽油机的自动启停控制、空抽控制、负荷超限控制等；示功图的采集和现场在线显示；采集电机工作的三相电流和电压，采集和显示电流图；现场控制抽油机的启停，现场设定控制参数；远程遥控抽油机的启停，远程设定控制参数；油压、套压、回压、油温的监测；根据现场情况的不同，还应考虑控制器的防护、防盗功能。

* 计量站RTU。适用油田计量配水站的自动化系统，可以管理从12井到18井式的计量配水站并预留有15%的余量；能对油田计量站的全部生产数据，包括计量间、配水间、水套炉间进行实时监测；实现自动倒井，油气自动计量；实现液位、压力越限的自动保护；实时监测集油管汇的压力温度；实现计量间可燃气体浓度检测报警功能；含水检测；具备自动及仪表控制箱内就地电动倒井功能；计量控制器可储存1天以上的采集数据；水套炉出油温度、水套炉低液位报警、水箱低液位报警、水套炉灭火报警控制等；具有看门狗功能，当系统由于意外情况造成死机时，能够自行启动，无需维护人员现场启动。

* 水源井RTU。主控制器为ECHO5501的核心，它采集来自接线箱的各类信号；接线箱用于现场接线、信号调理和输入、输出转接；压力、流量、液位、温度、电压、电流信号为AI信号，启动箱和三通阀状态为DI信号，启动箱和三通阀控制信号为DO信号；主控制器的COM2口可与手操器笔记本电脑连接完成控制器参数的读写。

* 中控室SCADA。设备驱动程序完成系统与现场设备的数据通信；远程仿真程序实现抽油机根据设定的工作点实现自动控制，监测需要的生产数据，小键盘远程遥控操作，遥控抽油机的启停，在线采集示功图；多种报警级别，按物理位置或类型查询报警信息、多媒体技术报警、在线打印报警信息、存储报警历史信息；井口、计量站数量可任意增减，无数量限制；自动排序选井模块完成油井井号的选择及决定单井的计量时间。实现油井油、气、水三相自动计量并存储计量结果。

*中控室DMS。将统计分析或查询的结果进行输出，包括打印机输出、文件输出等。文件输出可以根据不同的需要形成不同的文件格式，如文本格式、HTML格式、Microsoft EXCEL格式等；统计图输出：针对各种统计分析结果，除生成相应的报表外，根据需要还可生成相应的曲线图、饼图、直方图等。* 中控室WEB。发布系统向用户主要提供了四大方面的数据：各实体动态数据、油井功图数据、日志信息、日报表，及相应的定制打印输出、打印预览功能。

4、应用效果评估

油田动态监测新技术应用探讨 篇3

关键词：油田 动态监测新技术

1 油田动态监测技术的内容及应用现状

油藏动态监测的内容比较广泛，一般大致可分为以下几类：油层压力监测；流体流量监测；流体性质监测；剩余油饱和度测井；采收率监测；油水井井下技术状况监测。

1.1 油层压力监测

油藏在开发过程中，由于其内部流体的不断运动而使流体在地下的分布发生一定变化，这种变化主要取决于油层性质和油层压力。对于注水开发的油藏，一般来说，都保持有较高的油层能量，但由于油层性质在纵向上和平面上的非均质性，决定了油层压力的差异，从而导致油藏内各部位流体运动的差异，因此研究分析油层压力的变化是十分重要的。

目前是通过电缆或试井钢丝将测试仪器下入油层中部，测取流压、静压和压力恢复曲线及井温等资料。使用的仪器设备包括机械压力计、存储式电子压力计、直读式电子压力计，温度计等。

1.2 流体流量监测

流量监测包括油井的产出剖面监测和吸水剖面监测。

同一口油井中每个油层的产油量、产水量都是不同的，甚至在同一油层的不同部位产油量和产水量也是不同的，而随着油田开发的进行，这种的不均衡也在发生着变化。同样的，注水井也存在着同样的现象。

为了在油田开发过程中掌握采油井和注水井的分层产油量、产水量、分层注水量，采取针对性措施，提高油水井平面上和剖面上的储量动用程度，就需要建立流体流量监测。

产出剖面测试目前以集流点测方法为主，使用井下仪器组合，包括持水率仪，温度仪、自然伽玛仪、磁性定位等。

吸水剖面测试采用同位素载体法，中子氧活化和双相流组合测试等方法。

1.3 流体性质监测

在油藏开发过程中，流体的性质影响流体在地下的流动，同时也涉及到地面集输系统的设计，因此必须对流体进行监测。

分注入水水质监测和产出水水质监测，监测通过取样、化验进行分析。

1.4 剩余油饱和度测井

受油层非均质性的影响，注水开发的油藏，其水线推进在平面上和剖面上不是均匀的，有时注入水会向一个方向突进，使高渗透层过早水淹，即使是同一油层，其水淹状况也总是不断变化的，因此，在油气田开发的中后期阶段，对剩余油分布、确定油层水淹程度的了解是必须的。主要有脉冲中子测井、碳氧比能谱测井、中子寿命测井和过套管测电阻率测井。螨虫中子测井：RMT＼PNN等技术原理基本相同，用次生的伽玛能谱和衰减时间确定储集层的含油饱和度，碳氧比能谱测井受地层水矿化度的影响和井筒内流体的影响严重，孔隙度大于15%才能应用。

1.5 采收率监测

衡量油藏注水开发效果的好坏，其主要指标就是水驱油效率的高低，而水驱油效率的高低又决定了油藏注水开发最终采收率的大小。

在现场，监测水驅效率的变化，比较可靠的办法就是钻检查井，通过油基泥浆钻井取岩心和密闭取心的岩心，在实验室进行测定就可直接求得，这就是采收率监测。

1.6 井下技术状况监测

对油层中泥质含量相对较高的注水开发油藏，当油层见水后，会引起油层中的泥质成份发生遇水膨胀，从而使地层产生蠕动变形，最终导致油水井出砂、套管变形、套管破裂、甚至套管错断，同时，随着注水开发时间的延长，注入水或地层水对油、水井套管产生的腐蚀作用，同样会使油、水井套管变形或破裂。因此，应经常对油水井进行必要的工程测井，实时检测管壁的损坏程度，内径变化，套管接箍损伤、腐蚀、射孔质量和管柱情况，随时掌握油、水井井下技术状况。

目前的测井方法主要有井径类，电磁测井和井下电视等。

2 油田动态监测技术应对的挑战

2.1 监测技术方面的挑战

在监测技术方面的挑战主要有以下几个方面：首先是产吸剖面测井技术已经不能满足油田开发的实际需要，对产出剖面来说低渗透率、低产量的油井剖面测试技术不成熟，对注入剖面的测试技术来说，随着三次采油进行中的注聚剖面测试，目前采用的是双相流测试，在技术上仍然需要完善和创新；其次是当前对剩余油评价技术的精确度没有达到实际生产过程的要求，还需要科研人员进一步研发，否则将无法满足油田的开发；再次是在深层气井、水平井、大斜率斜井的测试工艺还需要进一步研发，满足开发监测要求；最后还需加强工程测井技术，及时发现问题，实时掌控，及时调整油田开发的进程。

2.2 开发试井技术方面的挑战

在开发试井技术方面，也面临着诸多挑战。首先一点就是数据资料的录取。由于深层试气的工具并不完善，也缺少比较精准的高压封隔器和桥塞等仪器，而且有些工艺流程对相关方面的要求比较高，但是油田井下的传输技术比较简单，达不到相应的传输要求，所以不能录取完整的油田资料；其次就是试井评价技术的研究。在实际施工过程中，对温度资料的利用不够充分，需要加强这方面的研究，形成完整的评价系统。

3 油田动态监测新技术的应用发展方向

3.1 动态监测技术的整体研究发展

在过去的一段时间里，我国的动态监测技术向着高效性、系统性、先进性发展，能够适应多种工作环境，向着实现集成、分层体系而发展。在当前的形势下，不仅要积极研发、推广新的监测技术，同时其技术的发展重点应该放在聚合物驱、低孔隙度、低渗透率以及三元复合驱这几个方面，围绕着油田开发、套损检测等方面展开工作，进一步提升动态监测的水平。动态监测技术的发展方向应该放在信息化建设上面，以数据库的建立为核心，做好动态监测数据的采集工作，加强测试数据与实际地质情况之间的结合联系，确保测试数据能够得到高效、充分地利用。

3.2 生产测井技术的应用发展

面对当前技术上的挑战，研发人员还需要进一步研发新的动态监测技术，以更好地应对挑战。当前一些新的生产测井技术，例如五参数吸水剖面测井技术、存储式测井技术、抽汲式产出剖面测井技术等开始得到推广和使用。其中五参数吸水剖面测井技术一方面可以获得各种流压的数据资料，另一方面又可以对现场施工进行有效地监督，为注水井的调剖提供基础数据。存储式测井技术能够在高压力、高粘度的环境下顺利地、高效地完成测井的工作；而抽汲式产出剖面测井技术则是适合低产量、高含水的油井层，利用作业机器来提升油管，从而实现大排量的产液，它能够在不停抽的条件下高效完成产液剖面测试。总之，生产测井技术的发展是多样化的，相关管理人员要形成完整的监测流程，对测井技术进行整合，在遥感数据传输的基础上应用新技术，同时加强井下套管的检测过程，提高检测的精确度，并且开发研制适合深层次的气井以及水平气井的设备，确保能够应用到实际的生产过程中。

3.3 开发试井技术的应用发展

在开发试井技术的研究发展方向上，有以下几个方面：首先，开发聚合物驱以及三元复合驱试井的解释系统，这一系统能够有效解释相关的软件和流程，同时，在深层气井以及水平气井的解释方法方面也需要加大研究力度，形成完善的解释体系；其次，当前针对间歇气井和提捞气井的解释方法还不够完善，技术相对落后，研发人员需要针对这一点加强研发力度，找到比较合理的解释方法；第三點，现代油田开发对深层试气技术要求越来越高，为了适应工程发展的需要，研发人员要加快研发过程，完善配套过程；最后一点，在研究受热效应的相关影响的工作进展比较缓慢，目前的评价方法并不是一劳永逸的，还需要进一步的研发。

我国的经济面临着转型升级，相关的产业也迈入了发展的新阶段，特别是能源开发的相关产业，例如油田的开发。而这一改变也对油田的动态监测技术有了新要求。在这种情况下，我们要大力研发油田动态监测新技术，使之发挥更大的作用。

参考文献：

[1]郭旭光，安俊辉，潘艳珍，等.河南油田动态监测技术发展思路探讨[J].石油地质与工程，2009（3）.

[2]谢荣华.国内油田动态监测技术新发展及发展方向[J].测井技术，2007（12）.

[3]李刚，李守娜.滨南油田动态监测技术的发展及现状[J].科技致富向导（工业技术），2010（12）.

[4]陆大卫，谢荣华.油田开发测试新技术新进展[M].北京：石油工业出版社，2012（12）.

油田应用 篇4

一、胜利油田财产风险分析

石油行业是高风险行业之一, 生产环境属于“资产规模大, 资产密集度高, 现场环境条件差, 生产作业过程风险大”的场所。石油行业一旦发生意外事故所导致的直接损失和间接损失有可能非常巨大, 有些情况下会超过投资总金额。当然, 任何企业的风险都是客观存在的, 关键在于妥善与合理的管理。

(一) 胜利油田生产和经营所面临的财产风险主要包括:

(1) 自然灾害。

主要包括洪水、雷击、暴风、风暴潮、冰雹、地震等。

(2) 意外事故。

主要包括井涌、井喷事故、火灾、爆炸、机器设备故障、盗窃、原料、辅料、设备零部件供应中断风险、卡钻、落物 (钻井、修井工具以及测量仪器等) 设备老化风险等

(3) 公众责任风险。

在生产经营过程中因发生自然灾害或意外事故而造成对第三者的伤害, 都可能引发公众责任赔偿事故。

(4) 雇主责任风险。

在生产经营过程中发生自然灾害或意外事故而造成对工厂雇员的伤害, 雇主应承担赔偿责任。

(二) 胜利油田财产风险评估

通过对胜利油田存在的风险进行评估, 并根据当前风险管理技术和工具的实际情况, 针对不同的风险因素做出合理可行的风险管理方法。

风险大小通常采用财产大小、事故时财产损失比例, 以及出险概率三者的乘积来衡量。为了比较风险严重程度, 将风险按大小分为4级:A级最严重, 必须予以充分重视;B级较重, 应给予以重视;C级风险居中, 应予以考虑;D级较轻。如表1所示。

对于各类风险, 如果公司已经采取措施, 用Z表示;有的采取了措施, 但尚须进一步完善, 用Y表示;有的措施还明显不足, 用X表示。如表2所示。

对于风险管理的措施, 通常划分成采用保险转移、合同转移、工程措施、管理教育和自留五种。

针对上述胜利油田所面临的主要风险进行评估, 做出适当的风险管理措施。如表3所示。

从表3可以得出处于DY、DZ区域的损失情况不严重, 并且已采取了针对风险因素的措施。因此从风险管理角度而言, 这部分风险可以自留;而处于AX、AY区域的风险损失严重且措施不完善, 由于这类风险较大, 保险公司一般不愿承保或者保费太高, 必须通过工程控制或合同转移等手段防范;处于中间地带的大部分区域则是损失较为严重而管理措施尚需进一步完善的地方, 可考虑采取商业保险等多种方式转移。

(三) 胜利油田财产风险防范建议

企业风险管理的目标在于减少各种意外事故造成的物质损失、利润损失、质量事故、人身伤亡以及对社会与公众责任的经济赔偿。企业通过风险管理来达到以最小的经济代价获得最大的安全保障, 进一步完善保险方案、索赔系统和有关管理制度。

(1) 胜利油田相关单位应进一步强调风险管理的意识, 完善风险管理体制, 加强风险意识教育, 并建立相应的事故管理、保险管理和索赔管理体系。

(2) 胜利油田风险管理应该始终将预防井喷、火灾、爆炸的发生作为头等大事。油田目前对于井喷、火灾的预防措施还是比较重视的, 但由于时间的推移, 新的风险问题也在不断的产生, 同时由于上述该风险的发生经常会同时带来财产损失和人身伤亡, 因此对该风险要引起足够重视。

(3) 做好危险源的辨识工作, 加强预警系统。为了提前识别企业危机并对可能发生的企业危机与后果进行事先的研究与估计, 应建立企业的预警系统。企业的预警信息及门槛必须由企业召集有关部门进行详细研究与确定:首先明确警义、寻找警源、分析警兆、预报警度, 最后确定应采取的相应措施。

(4) 建立事故报告体系, 完善事故处理系统, 寻找事故发生的真正原因 (风险因素) , 并对其采取控制措施。

(5) 编制应急预案。企业为了减少突然发生非常规事件而导致的损失, 应该预先编制一个行动计划———应急预案。应加强应急预案的宣传, 让每一个操作人员知道。

(6) 改进有关其它合同条款, 明确风险职责。在日常经营中与设备器材供应商或客户签订大量的商务合同, 如产品销售合同、设备、原材料采购合同、房屋租赁合同、设备安装维护合同及工程承包合同等。建议在这些合同中加入有关风险或保险的条款, 明确合同双方在风险上应承担的职责或保险要求, 使得“风险零对接”, 避免事故发生后责任不清造成的纠纷。

二、胜利油田商业保险应用研究

随着胜利油田对企业安全生产与风险管理的日益重视以及国内外风险管理理念和管理技术的不断提升, 合理的商业保险不仅提升企业抗风险能力, 也是企业实现持续经营的安全保障。探索商业保险统一管理与集中 (招标) 采购的新模式, 符合胜利油田“管理上要精益求精, 经营上要精打细算”的要求, 达到了挖潜增效、提高管理效益的目的。

(一) 胜利油田商业保险现状

胜利油田的保险分为两部分:一是按照集团公司的统一要求, 将大部分固定资产与存货纳入集团公司安保基金管理, 即集团公司内部自保, 安保基金的管理与使用按照集团公司相关要求执行。二是局属各单位的商业保险目前主要包括:车辆保险、危险岗位员工的雇主责任保险、高风险财产保险、货物运输保险等。

为实现胜利油田商业保险管理现系统化、网络化, 2007年胜利油田出台了《胜利石油胜利油田企业财产保险实施办法》、《关于规范胜利石油胜利油田财产保险工作程序的通知》等相关管理制度, 开发了“胜利油田保险管理系统”信息系统平台, 实现了商业保险投保、索赔、退保业务的信息化、程序化, 加强对保险资金的管控, 提高保险资金的使用效率。使二级单位、财务资产部、保险公司、保险中介各自对应的业务管理、业务操作流程清晰、权责明晰、管理顺畅。

(二) 胜利油田商业保险管理模式完善措施具体包括:

(1) 结合全局全面预算管理, 实行商业保险年度预算审批制度。

保险计划不同于其他项目预算, 保险预算有较强的延续性、可知性。由于胜利油田保险业务每年绝大多数为续保, 少数为新增保险, 因此编制保险预算有较强的针对性、准确性。实行全局年度保险预算审批管理的优点包括:一是通过年度保险预算可以汇总得到全局全年保险费预算金额, 以及所涉及的保险公司、保险险种等。二是根据上报的保险预算, 可对各业务板块的同一类投保标的、同一个投保险种进行归集整理, 以便做到对同类保险标的保险保障相同、费率优惠相同、后续服务相同, 进一步规避保险潜在风险, 降低保险费支出。三是通过制订全年保险预算, 可以提前对重大保险标的进行投保、续保前的风险评估, 制定专项的保险预算。四是通过对全年保险预算的审查, 可以避免存在重复投保、低风险项目高额投保的现象等。

(2) 建立胜利油田商业保险招标采购模式。

随着保险公司经营地域限制的取消和大型商业保险承保条件的不断放宽, 保险招标的运用日趋普遍, 并逐渐成为发展趋势。保险招标对于保险公司在平等条件下公平竞争, 优胜劣汰, 从而实现保险资源的优化配置, 防止保险业务经营中的不规范行为, 降低招标单位的投保费用, 促进保险公司提高服务水平等方面有着十分重要的积极作用。胜利油田商业保险采购应根据年度保险计划和自身风险情况, 制订出一套完整的分时间段、分险种、高低风险搭配的保险招标采购体系, 以此进一步规范管理局商业保险运作模式, 适应新形势下的保险业务管理工作。

(3) 建立保险索赔体系。

保险的目的是为了事故发生时的索赔。要索赔首先要突出对一切事故的登记制度。对损失超过保险免赔额的事故应立即通知保险人及时立案, 如有必要也应尽快通知保险中介公司, 可以协助办理索赔事宜。其流程如图1所示:

(4) 逐步建立完善的保险管理信息系统。

胜利油田目前运行中的“胜利油田保险管理系统”信息平台, 只是强化了保险工作流程的控制管理, 尚不具备完善的保险资产数据管理以及保险费测算等功能。下一步应逐步建立包括保险资产数据库、人员意外伤害保险数据库、责任保险数据库、出险赔付数据库在内的保险数据库系统。通过保险数据库的建立, 逐步实现保险资产数据统计、保险方案优化设计、各险种保险费测算、记录各投保标的的保险历史记录、索赔数据统计分析等综合管理功能, 同时对数据库实施同步更新、动态管理, 使管理层能实时掌握投保标的的投保、索赔情况, 以便做出正确决策。

(5) 按保险年度总结完善全局保险管理工作。

在保险年度结束后就本年度各业务板块风险管理的实际效果、各险种理赔状况、保险费的变化等进行总结分析, 找出其中的薄弱环节, 评价保险公司、保险中介公司, 以利于进一步完善和改进商业保险的管理工作。同时, 加强对保险公司的监督与评价, 对服务不到位、服务网点少、理赔不及时、风险承受能力差的保险公司进行重点监督, 直至将其退出胜利油田商业保险承保公司名单;对保险中介的监督评价应重点着眼于其能否以客户的利益为导向提供专业化的保险顾问服务, 特别在保险方案优化、保险责任扩展、费率优惠以及为企业建立保险资产和理赔管理数据库等关键性的问题上, 考察其能否站在企业转嫁风险的立场上, 为企业提供专业化的风险管理建议。

参考文献

[1]梁智玲:《中国汽车保险专业化从何处入手》, 石油大学出版社2002年版。

[2]王军会:《建立公共保险评估机构的构想》, 石油大学出版社2001年版。

含油污泥焚烧处理技术在油田的应用 篇5

含油污泥焚烧处理技术在油田的应用

摘要：含油污泥是油田开发过程中产生的废弃物,为了减少油泥排放对环境的污染,采用焚烧技术是实现无害化处理及资源化利用的`有效途径之一.该技术的研究和应用,为油田寻找到了一种含油污泥综合利用的方法,既有效利用了能源,又解决了含油污泥外排的问题,减少了环境污染,有利于企业实现可持续发展战略.作 者：秦艳 李红旭 Qin Yan Li Hongxu 作者单位：新疆正天华能环境工程技术有限公司,新疆,乌鲁木齐,830011期 刊：石油工业技术监督 Journal：TECHNOLOGY SUPERVISION IN PETROLEUM INDUSTRY年，卷(期)：2010,26(4)分类号：X7关键词：含油污泥 焚烧处理 资源化

塔河油田非金属管材应用与认识 篇6

摘要：金属腐蚀问题严重影响塔河油田的正常生产，并可能造成极大经济损失。文章对比分析了金属与非金属管材的优缺点，介绍了塔河油田在用的几种非金属管材应用情况及主要失效原因，同时指出了非金属管材使用时存在的一些问题，并展望了非金属管材在油田防腐方面的巨大应用前景。

关键词：油田防腐；金属腐蚀；非金属管材

中图分类号：TU991 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）14-0043-02

1 油田概况

西北油田分公司是中石化的第二大油田，所属油气田内腐蚀环境十分恶劣，采出液具有“高CO2、高H2S、高CI-，低pH值”的“三高一低”特点，腐蚀带来的直接损失和间接损失呈现逐年上升的趋势。据统计，各行各业由于腐蚀造成的损失约占国民生产总值的3%，而石油与石化行业尤为严重，约占到其产值的6%左右。

2 非金属管应用与失效情况

目前已应用各类非金属管材980.77km，约占油田集输管线的15%，且应用量逐年增加。目前非金属管线敷设主要以经验和规范进行设计选材，没有按照油田实际工况条件进行适应性试验和评价选择，导致管材失效问题较为突出，制约了非金属管材推广应用。

2.1 非金属管应用现状

随着腐蚀问题的加剧，对非金属管材的需求也逐步扩大，截止到2012年12月底，塔河油田已建非金属管线总长度约980.77km，其中玻璃钢管线长度524.533，占总管线比例53.48%。

根据介质特性、腐蚀环境、材料性能等特点，主要对应用较广的玻璃钢、塑料复合管等非金属管材等优缺点进行分析。

2.1.1 玻璃钢优点为质轻，抗腐蚀强，零件少，便于安装，永久变形小，使用寿命长，缺点为抗外力破坏性差，维修困难，存老化问题，耐温低，不适合DN400以上大口径管道；连接方式手工糊制、螺纹承插胶接及O型圈承插连接。

2.1.2 塑料合金复合管优点为适合注水及生活用水介质，卫生，无毒，安装方便，造价低，缺点为耐温性能差，抗冲击能力差，连接方式为金属转换接头承插胶接。

2.1.3 连续增强复合管的优点是耐腐蚀性强，流体特性小，对接快，耐温80℃，一次性施工长度长，缺点为脆性大，抗破坏性能力差，不易修复，连接方式为金属转换接头法兰连接。

2.2 非金属管失效情况

由于种类多、厂家多，非金属管材的性能和质量参差不齐，导致在塔河油田使用时暴露出了一些失效问题。2006年以来非金属失效逐年增多，以接头失效为主。至2013年非金属管材在原油系统腐蚀频次0.079次/公里，金属腐蚀穿孔频次0.265次/公里，是非金属管材腐蚀刺漏的6倍；污水系统中非金属管材发生腐蚀、刺漏频次0.04次/公里，金属发生腐蚀穿孔频次2.33次/公里，是前者的约58倍。

3 塔河在用非金属管材存在的主要问题

3.1 选材问题

目前，非金属管线种类多，标准多，产品连接方式、施工工艺各异，问题是哪种产品适用于哪种工况条件及如何选用性价最优产品及施工工艺的问题极大限制了非金属管材在塔河油田的应用，如非金属管材在稠油区块慎用。

3.2 适用性问题

由于非金属材质本身承压低，抗冲击性及耐压等差，因而使用环境受限。如塑料合金复合管适应的输送介质温度为-35℃～70℃，适用压力≤3.5MPa，有些管线在应用中温度远高于它的适用温度，所以超出适用温度也是发生刺漏的原因，投产至今8区地面工程刺漏严重。

3.3 施工问题

施工环节控制困难。非金属管线在施工过程施工质量受施工队伍、环境、管沟、回填、道路、河流穿越等影响较大，施工难度大，时间长。如螺纹部分清理不彻底，玻璃钢与其他材质连接时由于采用的是钢制转换接头处，容易渗漏。

3.4 抢修或修复问题

抢修或修复难度大。非金属管材一旦发生刺漏，问题严重。修复时间长、难度大，甚至有时需停产更换，部分稠油管线再生产时还需盐水扫线。

4 非金属管材失效特征及原因分析

4.1 金属转换接头腐蚀刺漏失效

接头是非金属及其复合管的薄弱点。接头处因为是两种不同的材质，在此处主要存在的是静电与集中腐蚀，造成腐蚀严重。

4.2 胶连接头刺漏

由于接口依托粘结剂强度，施工时接口粘结剂进杂质或不均匀固化对管道接口强度影响大，温度和风沙天气对管道施工均有较大的影响，施工控制不得当易造成接头刺漏。

4.3 长期服役后承压能力下降

在某些介质条件下，有的非金属管材甚至会发生吸涨、溶蚀等降级现象，并导致失效。T820（K）单井管线介质为重质稠油，天然气中高含H2S，该管线运行6年后发生溶胀、降解，导致管线性能减弱，出现破裂。

4.4 外力破坏失效

玻璃钢材质脆，柔性差，抗冲击能力差，极易受机械损伤导致爆管。2012年4月11日4区油阀组至一号联集输干线玻璃钢管线被挖断，造成原油泄漏，影响正常生产。

5 结语

（1）非金属材料由于非金属材料的无极性，与大多数酸、碱盐均不发生反应，且在电化学腐蚀环境中很难发生失去外层电子的氧化反应，在耐蚀性上比金属材料具有先天优势。

（2）非金属应用还存在强度低、抗冲击能力差、易破损、材质脆性大、耐热性差等方面的不足，非金属管材的应用需开展压力等级、使用寿命、温度、连接性能、环境相容性等方面适用性评价。

参考文献

[1] 石仁委，龙媛媛.油气管线防腐蚀工程[M].北京：中国石化出版社，2008：172-173.

[2] 李鹤林.石油管工程[M].北京：石油工业出版社，1999：66.

作者简介：韩阳（1983—），男，供职于中石化西北油田分公司工程技术研究院，研究方向：油田腐蚀与防护工程技术；张江江（1983—），男，中石化西北油田分公司工程技术研究院助理工程师，硕士，研究方向：油气田腐蚀防护。

油田应用 篇7

随着油田开发建设, 地面设施不断增多, 地面工程系统面临着投资上升、能耗升高等问题, 为了节约工程投资, 我厂在产能建设中优化、简化集油工艺, 逐步采用了环状、树状、单管等集油流程, 并逐年扩大应用规模, 从实际运行情况来看, 存在一定的问题, 但能够满足生产运行, 对今后降低站外集输系统的地面投资及生产能耗具有指导意义。

2萨中油田站外优化简化集油工艺的适应性

2.1树状、环状双管掺水工艺流程适应性

2.1.1萨中油田挂接双管掺水工艺流程的应用情况

2009年中区西部产能建设六矿聚中609转油站系统、中609转油站系统、中605转油站系统共新建油井359口, 为节省建设投资, 部分油井采用了树状和环状集油流程。其中, 聚中609站系统辖计量间5座, 辖树状和环状流程井共143口, 截止2010年9月, 已投产树状和环状流程井132口;中609站系统辖计量间5座, 辖树状和环状流程井共41口, 已全部投产;中605站系统辖计量间11座, 辖树状和环状流程井共80口, 已全部投产。

从实际生产管理中发现, 超过挂接4口井的树状或环状流程工艺回压较高, 需定期冲洗管道, 树状或环状集油工艺流程与常规的双管掺水流程相比, 2-6口井共用一条掺水管道, 存在着掺水偏流问题, 特别是冬季, 到单井的掺水量无法计量, 无法精确调整, 易发生冻井事故, 但实际生产过程中, 通过岗位员工对回油温度的录取, 加强巡检和维护, 基本能够满足生产需要。

2.1.2影响生产运行因素分析

从2010年底开始, 我们对聚中609转油站系统、中609转油站系统、中605转油站系统已投产树状和环状流程井进行分析, 分属79个树或环, 目前共有29个树或环的97口井因回压升高需要定期冲洗管线, 占已投产树或环总数的35.4%, 占井数的27%, 其中2口井挂接的有8组, 3口井挂接的有8组, 4口井以上挂接的有13组。从挂接4口井以上的树状、环状流程井的生产参数、挂接位置、挂接井数等方面进行了分析, 查找影响树状或环状集油工艺平稳运行的因素。

(1) 油井生产产量影响分析

对13组树状、环状流程井分别在夏季与冬季进行了量油, 从实际生产中可以看出, 该13组流程井液量变化并不大, 但随季节的温度造成回压升高.主要是由于冬季温度低, 造成蜡挂在输送管壁上, 造成变径而导致回压上升.

通过分析显示, 树状、环状流程工艺井之间的产液量差异不是影响集油工艺的正常运行的因素, 所以, 对于产液量差值较大的油井, 在互相挂接油井时, 可以不考虑之间的差值, 只考虑已建挂接管道的能力即可, 管道回压异常也跟产量变化没有明显的相关性, 没有表现出规律性的变化趋势。

(2) 井口回压影响分析

对4口以上挂接的13组油井井口回压情况进行了统计及现场调查, 结果表明, 夏季正常生产油井井口回压对树状、环状集油工艺的运行影响不大, 但冬季温度较低, 比夏季更接近原油凝固点, 管线内壁结蜡并且结蜡层厚度逐渐增大, 造成管线局部堵塞, 并且堵塞程度随时间逐步增大, 由于管线结蜡越来越厚或者堵塞越来越严重, 摩阻逐渐增大, 回压不断升高, 热洗水清蜡或冲开堵塞处后, 管线摩阻降低, 回压恢复正常, 实际生产中需加大冲洗干线的频率才能缓解回压超高的状况。

由于地面工程设计参数较原设计参数作了调整, 主要是:原油进站温度由高于凝固点3-5℃进站调整为凝固点进站, 井口最大回压由1.0MPa调整为1.5MPa;设计管径、掺水量、掺水温度等都有所下降, 从而使集油管网摩阻比常规的双管集油流程要大, 导致井口回压较原来双管集油流程略高。目前, 采油六矿已投产的79个树或环的253口井中, 共有29个树或环的97口井因回压超过1.5MPa需要定期冲洗管线, 而采油三矿投产的61个树的192口井回压全部正常, 最高为0.95M P a。因此, 树状和环状集油流程不是井口回压高的主要原因。

(3) 挂接长度和井数的影响分析

跟踪的13组挂接油井, 挂线长度平均680米, 通过观察井口回压变化, 发现挂接长度不同, 回压变化不大, 挂线长度不影响树状、环状集油工艺运行。

我们对回压较高的29个树状和环状流程井进行分析, 从实际生产管理发现, 挂接4口井以下的井组只需定期冲洗管线来降低回压, 冬季可以保证生产, 4口井以上挂接的井组, 掺水偏流现象比较严重, 掺水量波动大, 部分管道出现不掺水现象, 造成冬季冻井, 增大了管理难度。

通过以上调查分析可以看出, 挂接井数对树状、环状集油工艺的运行影响较大, 是影响树状、环状集油工艺平稳运行的主要因素, 我厂应在今后的集油流程改造中挂接单井2-3口, 冬季提高掺水温度, 才能更好的维持稳定的生产。

为了能更好的配合生产管理, 以优化简化集油工艺现场实际效果为基础, 提出以下几点建议:

(1) 根据各树状、环状流程的情况, 对各流程摸索不同的合理回油温度界限, 设定回压、调整掺水量等集输参数, 实现精细化管理。由于集油温度低是管线结蜡进而导致回压升高的重要原因, 因此应加强生产管理, 通过添加加热炉提高各站掺水的出站温度, 使单井进计量间温度提高2-3℃, 从而改善管线结蜡情况, 降低井口回压。

(2) 在今后产能中, 选择挂接集油工艺流程时, 由于老井管道投产运行时间较长, 需对管道能力进行重新核实, 挂接位置尽量靠近井口, 以减少处理冻井事故的难度。

(3) 如果遇到故障停机等问题, 不能及时发现, 建议配备固定式停机报警装置, 为了避免管内介质在停井时冻堵, 管道宜埋深于冻土层以下。

参考文献

油田注水系统节能技术应用 篇8

关键词：油田注水,注水泵涂膜,泵减级,前置泵变频,多元复合除垢

注水是陆上油田的主要开发形式, 能有效补充地层能量, 提高采收率[1]。喇嘛甸油田开发建设30多年来, 经历了基础井网、加密井网、注聚井网等油田建设阶段。地面工程为了满足开发的要求, 根据不同井网对水质的要求, 形成了普通污水、深度污水及聚驱污水注水系统等3套系统、4套井网。注水系统年耗电量占全厂生产耗电的40%以上, 是节能工作的重点。为了分析注水节点能耗, 查找重要耗能部位, 对注水系统能耗情况进行了分析。油田注水系统的能量损失主要集中在机泵能耗、泵管压差、管网压降、井管压差等几个节点[1], 综合节电潜力约为4 500×104k W·h。

1 节能技术应用

为降低系统能耗, 提高注水系统效率, “十一五”期间喇嘛甸油田共实施了四大类节能项目。

1.1 注水泵涂膜

为了提高注水泵效, 降低注水泵过水阻力, 对注水泵的叶轮等部件进行了涂膜处理。

对于部分涂膜的注水泵进行了跟踪监测。以单台注水泵为例, 2008年6月进行了泵涂膜。2008、2010年分别对该泵进行了跟踪检测, 测试数据见表1。

由表1可知, 该注水泵在涂膜以前检测平均泵效为74.17%, 涂膜后检测平均泵效为76.40%, 泵效提高了2.23%。经现场统计, 注水泵在涂膜后泵效可上升2%~3%左右。

经济效益:以该泵为例, 泵效提高了2.23%, 年可节约用电35.6×104k W·h, 节约资金20.4×104元。

技术建议:据现场调查, 注水泵运行10年以上效率开始下降, 可将该技术应用于运行10年以上, 泵效较同排量泵低3%左右的注水泵。

1.2 注水泵减级

当离心泵平均泵压比注水干线压力高出2.0MPa以上时, 阀门节流造成的能量损失会很大[2]。为了降低泵水单耗, 控制泵管压差在合理范围内, 对注水泵进行了注水泵减级处理。

对部分减级的注水泵进行了跟踪监测。以单台注水泵为例, 2008年6月进行了泵减级。在注水泵减级前后分别对该泵进行了检测, 测试结果见表2。

由表2可知, 该注水泵在减级前泵管压差为2.6 MPa, 泵水单耗为5.81 k W·h;减级后, 检测泵管压差为0.4 MPa, 泵水单耗为5.61 k W·h, 压差下降了2.2 MPa, 单耗下降了0.2 k W·h, 泵效提高了6.45%。

经现场统计, 注水泵在减级后泵管压差可降低到0.5 MPa以内, 单耗可降低0.1~0.2 k W·h。

经济效益:以该泵为例, 单耗下降了0.2k W·h, 年可节约用电62.19×104k W·h, 节约资金35.5×104元。

技术建议:可将该技术应用于泵压与注水管网压力拟合度不合理、泵管压差超过1.5 MPa的注水泵。

1.3 前置泵变频装置

要连续调节注水泵的流量、压力等运行参数, 且使泵仍在高效区运行, 只能用变频调速的方法来实现[3]。为了降低注水单耗, 实现注水泵连续调节, 保证泵优化运行, 安装了前置泵变频装置。目前已有2套装置安装完毕, 投入运行。以1套为例, 安装前后检测结果见表3。

由表3可知, 安装前置泵变频装置后, 泵管压差下降了1.53 MPa, 泵机组单耗下降了0.2 k W·h。

经济效益:以该泵为例, 单耗下降了0.2 k W·h, 年可节约用电45.2×104k W·h, 节约资金25.8×104元。

技术建议:通过变频调速改变了离心泵的特性曲线, 使性能曲线向下平移, 降低了泵管压差, 并且在一定程度上提高了泵效, 从而达到节能的目的[4]。可将该技术应用于泵管压差超过1.5 MPa且来液量不稳定的注水站。

1.4 多元复合除垢

为了解决实际生产中管线、设备结垢严重的问题, 降低注水管线的管损值, 对17.32 km注水管线进行了多元复合除垢。

对除垢后的注水管线进行了现场检测。以注水管线为例, 该配水间于2008年11月进行了管线除垢。在进行多元复合除垢前后分别对管线管损值进行了检测, 其结果见表4。

由表4可知, 注水管线管损压力由原来最高的3.7 MPa下降到了0.5 MPa, 管线内表面光滑, 垢厚度为0.2~0.3 mm, 管线除垢率为95%。

经济效益:以该站为例, 平均管损值下降了2.1MPa, 总注水量为20 m3/h, 总管线长度为3.45 km, 年可节约用电10.1×104k W·h, 节约资金5.76×104元。

技术建议:在对管线除垢时, 若按管线长度1 km计, 可将该技术应用于管损值大于2.32 MPa的管线。

2 结论

(1) 通过对注水系统进行潜力分析, 表明注水系统节能空间仍然很大, 依靠现有的技术手段可有效提高系统的运行效率, 降低系统能耗。

(2) 节能技术规模应用是降低能耗的必要保证。目前注水系统节能技术已经成熟, 需要不断扩大成熟技术的应用规模, 以进一步降低注水系统的能耗。

(3) 节能技术规范应用是降低能耗的必要手段。可通过现场检测和技术研究等方法, 摸索节能技术的使用规律, 规范使用行为, 使节能技术的应用有的放矢、有据可依。

(4) 完善节能技术管理是降低能耗的必要途径。节能技术对工作环境有一定要求, 在生产中应针对其技术特点, 制定相应管理方法, 充分发挥其节能效果;对于互补性强的节能技术, 可将其组合使用, 保证实现系统节能。

参考文献

[1]鹿桂华.油田注水节能技术研究与应用[J].油气田地面工程, 2002, 21 (1) :1.

[2]彭刚.胜利油田提高注水系统效率配套技术[J].油气田地面工程, 2004, 23 (6) :2.

[3]王莉.杏南油田注水系统变频调速节能降耗分析[J].油气田地面工程, 2000, 19 (5) :2.

论“智能电网”在油田的应用 篇9

1 目前油田电网系统运行中存在的弊端

1.1 发电环节的燃烧效率较为低下

目前, 燃烧效率普遍低下是发电环节中存在的主要弊端。燃烧效率, 也就是燃料燃烧后实际放出的热量占其完全燃烧后放出的热量的比值, 是考察燃料燃烧充分程度的一个重要指标。燃烧效率主要是取决于燃烧装置和燃料自身的特性, 还与环境等因素有关。由于目前油田的燃烧装置 (锅炉) 损耗很高, 所以对油田电力系统的运行有着不良的影响。

1.2 油田供电装置落后, 消耗较大

目前, 我国的油田供电装置严重的落后于发达国家, 采用的多为高消耗的变压器。通过调查研究我们发现, 在我国目前使用的变压器中, 高消耗的变压器占总数的百分之三十三。这种落后的变压器严重的限制了油田电网供电的效率, 损耗较高。

1.3 现有的油田电力系统安全可靠性不高, 灵活性较差

由于目前油田电网使用的供电装置较为落后, 分支电力线一旦发生干扰或者故障将会导致整条电力线路的瘫痪, 并且供电线路的运行状况不能够随时地进行调控, 灵活性比较差。因此, 整个油田电力系统的运行过程中事故频发。

2 智能化油田电网的概念及特征

智能化油田电网, 也就是油田电网的智能化, 它是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上, 通过先进的传感技术、先进的测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用, 来实现油田电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。智能化的油田电网能够满足新时期用户对电力的需求, 能够使油田资源配置高质高效的运行。

智能化油田电网的特征主要有:

1) 坚强性。油田电网的智能化使得油田电网在发生干扰或者故障时, 依然可以满足绝大多数用户对电力的需求, 保持供电状况, 避免出现大面积断电现象。此外, 即使在极为恶劣的条件或环境下, 智能化电网依然能够运行。

2) 自愈性。智能化的油田电网可以对供电情况进行实时的、不间断的跟踪和评估, 具有强大的预防调控能力。发生干扰或者故障时, 可以自动诊断, 通过故障隔离来恢复油田电网的供电能力。

3) 兼容性。智能化的油田电网可以支持各种形式的可再生能源的有序接入, 可以和用户进行双向互动, 从而满足客户对电力的多样化需求, 为用户提供增值服务。

4) 经济性。智能化的油田电网可以合理有效的配置资源, 降低不必要的电网损耗, 提高能源资源的利用效率。

5) 集成性。智能化的油田电网采用统一的平台和模型能够实现油田电网信息的共享, 使得油田电网的运行更加的规范, 使得油田供电市场更加规范化。

6) 优化性。智能化的油田电网通过合理有效的配置资源, 优化资源, 节能使用, 减小消耗, 从而降低了成本。

3 在油田中应用智能化电网的积极意义

1) 智能化的油田电网可以优化资源配置。智能化油田电网通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用, 可以使油田资源跨区域、远距离、大容量、低损耗、高效率的输送, 并加强电网的承载能力, 从而使油田资源配置高质高效的运行。

2) 智能化的油田电网可以使油田供电系统安全稳定的进行。通过使用先进的传感测量技术、设备技术、控制方法使得油田电网的安全可靠性大幅度的提高, 避免干扰或者故障对供电系统的破坏, 保持供电状况。

3) 智能化的油田电网可以促进可再生能源资源的发展。智能化的油田电网可以支持各种形式的可再生能源的有序、合理的接入, 结合先进的技术对其进行控制和优化, 从而促进可再生能源资源能够高效清洁的利用和发展。

4) 智能化的油田电网可以满足用户对电力的要求。油田电网智能化使得油田电网在发生干扰或者故障时, 仍然可以保持供电状况, 避免出现大面积断电现象, 从而满足用户对电力的需求。

4 智能化油田电网的建设条件

既然建立智能化的油田电网能够解决我国目前油田电力系统运行中存在的弊端, 促进我国油田业能够健康持续的发展。那么, 构建智能化的油田电网需要的建设条件有:

1) 油田电网网架的结构建设应该逐步加强和完善, 应该全面了解和控制特高压输变电的核心技术, 为油田电网的智能化建设奠定稳定的基础。

2) 油田电网的智能化应该有统一调配的机制和强大的运行技术, 并且一定要采用领先的调配技术, 从而实现对油田电网的有效控制, 促进我国油田业能够健康持续的发展。

3) 智能化的油田电网应该建立电力通信主干网络, 构建以光纤通讯为主、微波、载波等多种网络通讯并行的通讯格局, 为油田电网的智能化提供技术支持。

4) 为了便于各种可再生能源资源的有序接入, 智能化的油田电网应该采用先进的传感和测量技术、设备技术、控制方技术, 实现油田电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。

5 结语

为了改变我国目前油田电力系统的运行现况, 解决油田电力系统运行中存在的弊端, 促进我国油田业的健康持续发展, 一定要采用先进的传感和测量技术、设备技术、控制方技术, 建立集成的、高速的双向通信网络, 构建智能化的油田电网, 满足广大用户对电力的需求, 合理的优化配置油田资源, 实现油田电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。

摘要：本文主要是通过对我国目前的油田电力系统的运行现状作出具体的分析, 找出目前油田电网系统存在的主要问题, 并通过智能化电网来解决这些问题, 改善目前油田电力系统运行过程中存在的不足, 强化油田电网的运行和管理, 合理有效的配置油田资源, 从而提高油田的整体效益。

关键词：智能电网,油田,应用

参考文献

[1]言宇, 冯林桥, 陈湘波.基于改进遗传算法的配电网无功优化.[期刊论文]-广东电力, 2006.

油田应用系统单点登录设计 篇10

现单点登录产品多种多样, 但选择适合油田的单点登录产品, 需要考虑本单位的应用系统的架构, 由于油田内部企业系统的开发模式没有统一, 各单位的选择不尽相同, 这就给统建系统的部署带来不便;另外, 目前油田内部多采用Windows操作系统, 选择单点登录产品需考虑活动目录的集成情况, 那些强制实施替代目录的产品会增加架构的复杂化, 需实施额外的解决方式。这些都不利于统建和自建系统的单点登录实现。

二、油田应用系统单点登录解决方案

2.1统一用户管理系统。

目前, 油田采用了统一的中石油域用户认证, 这就为待开发应用系统的单点登录设计打下了基础, PTR域用户信息规范命名、统一存储, 用户ID全局唯一, 区分和标识了不同的个体。建立一套基于PTR域的用户管理系统, 用户信息采用PTR域用户, 用户ID、口令及用户属性均基于PTR域。对于以往开发的应用系统, 大多采用独立的用户管理功能, 而用户信息多根据应用系统的使用目的而建立, 这就需建立一套用户对应管理系统。

2.2统一用户认证。

油田应用系统的开发形式不尽相同, 所以单点登录实现方式也不同。但认证信息保存一般有两种模式, 一种是Cookie记录认证信息, 另一种是通过Session共享认证信息。开发人员可以针对系统的实际情况选择实现方式。

2.3单点登录实现方法具体如下:

用户使用PTR域用户登录精细示范区管理系统A, 系统认证用户的合法性, 认证成功后将登录的用户名和口令分别记录到User Id、User PWD两个Cookie中;用户点击采油厂生产管理系统B, 其中系统B的认证方式也是基于PTR域用户, 则通过获取User Id、User PWD两个Cookie信息并将其传递给系统B登录界面的用户名和口令文本框, 作为系统B的认证信息, 则系统B认证用户的合法性, 认证成功后进入系统B, 否则提示用户有误;用户点击计划规划部盘库数据管理系统C, 其中系统C的认证方式使用传统的独立认证, 则获取User Id用户名Cookie信息, 和系统C一并传递给用户对应关系系统, 获取对应系统C的用户名和口令信息, 作为系统C的认证信息, 认证成功则系统, 不成功则提示认证信息有误。

结论

单点登录必须以统一的用户管理和统一用户认证为基础, 油田应用系统的单点登录实现, 即解决了用户使用多账号和口令的问题, 又解决了应用系统间切换复杂的问题。基于PTR域用户的单点登录实现, 解决了应用系统之间的用户相关数据的一致性问题, 供油田范围内的统一用户策略管理。

参考文献