沈阳油田沈一区掺水系统分析及提高效率策略

沈阳油田沈一区地面掺水系统是一大型、复杂、枝状管网结构的地面伴热系统,目前系统单耗高,热损失大。在对当前系统运行状态深入剖析后,找出了影响系统效率及耗能的关键因素,同时提出了有针对性的优化运行改造方案。试验证明,该方案是可行的,对类似的掺水系统优化改造方案的提出具有指导意义。

昌吉油田掺水系统结垢机理分析及对策研究

昌吉油田属于中深层稠油油田,为了解决稠油流动性差的问题,地面集输采用双管伴热回掺热水工艺。但该工艺在运行过程中掺水系统出现了不同程度的结垢,以换热器内结垢最为严重。通过对掺水系统结垢机理进行分析,采取了以下措施:将出站温度设定在55~60℃之间,减少换热器出口温度波动;将掺水比控制在60%~70%之间;出站压力控制在2.1 MPa左右;将井口回压控制在0.6~0.9 MPa之间。另外,还采用了物理阻垢和化学药剂阻垢的方法。通过采取上述措施,减缓了系统结垢趋势,延长了设备清洗周期,节约了生产费用,提高了设备使用效率。

掺水系统腐蚀机制及防护技术研究

针对河口油区掺水系统腐蚀结垢严重的问题,开展掺水各项离子成分分析和水质评价、结垢样品成分测试、温度对腐蚀的影响等试验。结果表明,掺水系统腐蚀的原因是由于掺水中硫化物和硫酸盐还原菌的超标造成的,掺水温度高加剧了腐蚀。在技术调研和室内分析的基础上,研发高效缓蚀剂。缓蚀剂类型为聚合物类咪唑啉缓蚀剂,能够有效地解决H2S造成的腐蚀。室内优化加药量,用量为35~40 mg/L,缓蚀率达83.21%,现场应用后效果良好。

锅炉重质燃油掺水系统的含水计量

重质燃油掺水燃烧技术可以降低燃油粘度 ,使雾化均匀 ,而且在燃烧过程中 ,乳化油中的水分子在高温下分解为H2 和O2 并参加助燃。根据试验得知 ,在掺水量不大于 30 %的情况下 ,燃油的燃烧热值基本不受影响 ,从而达到节约能源 ,降低排放污染的目的。为保证加水乳化后燃油的含水稳定 ,必须依靠可靠的含水在线测量及相应的自动控制系统。燃油自动掺水系统在胜利油田井下作业公司锅炉队安装使用一个冬季 ,效果良好 ,达到设计要求。

陈南掺水系统腐蚀原因分析及防治措施

针对陈南油田掺水系统腐蚀严重、穿孔频繁的问题,室内通过垢样成分分析和水样水质评价实验,表明掺水系统腐蚀穿孔的主要原因是由于污水中硫化物含量过高造成的。在现场调查和室内分析的基础上,确定了硫化物的来源。室内评价后采用空气氧化方法去除硫化物,优化了工艺参数。现场应用后,掺水系统污水硫化物含量由8 mg/L下降到未检出,平均腐蚀率由0.093 mm/a下降到0.006 mm/a。

河南油田稠油集油站掺水系统防垢除垢技术研究

针对河南稠油油田集油站掺水系统结垢严重的技术难题，通过对结垢成因和成垢机理的研究，搞清了结垢成分及形成过程及其各因素对成垢的影响规律，探讨了防垢除垢技术对策，筛选出了一组性能比较优秀的防垢剂及电子防垢设备。

前3-沈12掺水系统物理除垢研究

油田加热炉和管网结垢是一种比较常见的现象,前3-沈12掺水系统的前13#站-前15#站掺水管线由于负荷重,使用时间长,结垢、缩径现象严重,影响了整个掺水系统的运行,利用清管器对该掺水管线进行了物理除垢,取得了很好的效果和很大的经济效益。

南2-7转油站掺水系统能耗分析与节能措施

文章针对南2-7转油站掺水系统在集输过程中存在的能耗较高的情况,对引起掺水系统能耗较高的因素进行了分析,从掺水工艺和掺水泵两方面着手,提出了降低天然气和电能消耗的方法,为集输系统节能挖潜提供了依据。

武钢平炉闭式掺水系统的特点及其节油效果

冶金炉窑重油掺水节油一般采用开式系统，而武钢平炉根据本企业的特点设计和安装了独特的闭式系统，掺水操作实现了半自动化。在试验比较的基础上，选择了加剂乳化法，能增加掺水率，扩大节油效果。

油田掺水系统的优化

油田开发过程中,尽可能降低油流的摩擦阻力,通过掺水降黏的方式,提高油井的采油效率。掺水降黏开发的技术措施属于加热降黏的方式,将含有表面活性剂的水溶液掺入到油井的出口,对采出液进行降黏处理,同时实现了管道的热化学脱水的效果。使油流顺利进入到集输处理系统,达到预期的生产效率。

同口油田掺水系统腐蚀治理技术研究

通过水质分析及室内腐蚀性试验,研究分析了同口油田掺水系统水质特性、腐蚀类型、程度及腐蚀原因。结果表明,同口油田掺水系统主要腐蚀体系为矿化度-Cl-硫化物-CO_2-SRB,较高的掺水温度,进一步导致掺水系统腐蚀程度加剧。室内试验研究表明,投加缓蚀剂可达到理想效果,同时适当降低掺水温度可进一步减缓腐蚀问题。

某油田集油掺水系统优化效果分析

针对某油田产量递减快,捞油井、高含水关井数量增多,热水站加热炉运行年限长,热效率低、维修费用高导致集油系统的运行费用逐年升高的问题。通过对热水站、掺水系统进行改造,提高余热回收利用率,对集油系统进行优化,取得了较好节能降耗效果。

油田掺水集输系统掺水、回站双流程仿真的实现

为解决油田掺水集输系统仿真精度不高,掺水、回站双流程不能同时实现的弊端,基于拟牛顿的循环迭代方法,提出了一种在线算法。该方法把系统各节点的流量作为约束条件,以实际生产数据为基础,通过拟牛顿方法求出掺水流程节点和管线参数,根据计算结果及油井采出液参数,应用混合量热原理,构造回站流程仿真的初值及迭代公式,最终使其回站温度与联合站加热炉入口温度达到一致。

集输系统集油站掺水工艺优化与应用

井楼油田以稠油开采为主,稠油具有粘度大、流动性差的特点,开采难度较大,目前主要采用的是稠油掺水工艺.井楼油田11号集油站始建于2006年5月,主要担负着井楼油田七区南部和楼八区的来液外输和掺水任务,随着新井的不断投产,掺水用量逐年增加,原有设备及掺水工艺流程无法满足生产、安全、节能的需求.通过现场调研分析,查找存在问题原因,进行系统优化改造,系统处理能力得到提升,满足该区块掺水使用,确保掺水系统平稳运行.

稠油区块集输掺水注汽系统改造方法及应关注的若干问题

古城油田BQ10稠油区块集输和掺水系统的改造方案是利用蒸汽伴热管直接改掺水流程,对集油、掺水管道进行改造。根据井站距的不同,分别进行改造。单井集油管道长度小于200m的油井,采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200m以上的油井,新增掺水管线(DN25埋地保温管);单井管线长度大于350m的油井,为降低井口回压,新敷设埋地集油管线(DN50埋地保温管);新建4座计量站的掺水干线。该区块共9座计量站,其中5座计量站使用干线掺水,有掺水干线,另外4座没有掺水流程,需要新建掺水干线;9座计量站新建掺水计量装置及阀组。为降低油井井口回压,生产中使稠油平均含水大于85%,单井平均产油量1.7-1.8t/d,单井掺水量按7-10t/d。该区块辖井140口,总掺水量约1000-1400m3/d。从核算结果来看,压降能够满足规范要求的井口回压。这是应当关注的问题。

白驹油田采油系统腐蚀结垢物的X射线衍射分析

油田采油集输系统中会不同程度地产生腐蚀结垢。采用X射线衍射分析技术,对白驹油田采油集输系统腐蚀结垢物进行了晶相分析。结果表明:采油集输系统中垢物样品主要矿物是含镁方解石((Ca,Mg)CO3),菱铁矿(FeCO3),磁铁矿(Fe3O4)、石英(SiO2),石盐(NaCl);及时检测集输系统中腐蚀结垢物的成份,分析它产生的原因,采取技术措施防腐防垢是科学开发油田的重要保证。

转油站掺水变频节能技术研究及应用

结合油田掺水系统的生产现状,对油田掺水系统生产运行现状的不足及变频节能原理进行了分析,并结合当地的生产状况提出了掺水系统的优化方案。将该优化方案应用到大庆油田两座转油站,现场数据表明,应用新的变频节能控制技术后,不仅能保证管线压力始终保证控制在最佳状态,减轻运行人员工作量,提高设备运行的可靠性,且在机组降负荷运行时,具有非常明显的节电效果。

精细掺水工艺井管理 夯实稠油井稳产基础

掺水工艺井计量变化大、采油时率低、管理难度大等特点一直是困扰采油生产的一个难题。为了稳定稠油井生产,从精细掺水工艺井管理入手,根据单井生产特点,制定不同的管理方法,以精细管理提时率,从而夯实稠油井稳产基础。