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《石油化工》2015,44(12):1524
针对油田污水回用于热采锅炉导致注汽管道内壁盐沉积的问题,选取新疆油田某区注汽管道内积盐为试样,采用SEM,XRD,EDS,XPS等手段对积盐进行表征。探讨了注汽管道内积盐成因,并提出了防止和缓解积盐的措施。表征结果显示,注汽管道内壁附有的积盐呈规则块状,剖面平滑致密,外表面粗糙,可见大量针状物,主要组成为Na_2Si_2O_5和少量Na_2CO_3。实验结果表明,注汽锅炉给水中高浓度的NaCl不会沉积在管道内壁,积盐是进水中硅酸、碳酸氢钠、碳酸钠在高温、高压(12.6 MPa,486℃)条件下长时间作用形成的。增强蒸汽管道的保温措施,并控制回用污水中的硅含量可有效缓解注汽管道内盐沉积形成。 相似文献
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介绍了在不拆除现有保温层的情况下,管体腐蚀检测系统在稠油热采注汽管道中的应用。结果表明,管体腐蚀检测系统对稠油热采注汽管道的平均管壁厚度进行检测,可以达到预期效果并具有较高的灵敏度。 相似文献
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针对发生在国外某油田注汽锅炉爆管事故,全面论述了造成爆管事故的根本原因和5个方面的具体问题。着重强调了水处理工艺设计对注汽锅炉安全可靠运行的重要性。指出从项目前期到设计阶段直至投产、运行管理各个环节,都应该严格按照水质标准要求运行,根据水质分析结果选择合适的水处理工艺设计和水处理设备,运行中要加强对水质的检测和控制,确保注汽锅炉的安全可靠运行。 相似文献
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注汽锅炉的热损失表现为排烟热损失、气体不完全燃烧热损失和散热损失,对9台注汽锅炉热效率进行测试,并分析造成排烟热损失较大的原因;为了对注汽管道保温效果、管道散热损失以及管网效率进行评价,对杨楼油田等注汽管道进行了测试并给出安全评价。 相似文献
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一.稠油开发四种单井集油流程之比较
稠油集油流程目前国内外主要有注采合一、注采分开这两种集油流程。如我国某稠油小断块油田某区.油层薄,短周期注汽吞吐,单井产量低,单井集油工艺采用注采合一集输流程及技术.注汽管道可以兼顾集油管线功能,即单井注汽、采油共用一条管线,不仅流程简洁,经济、合理、适用.减少工程投资.同时运行费用小, 相似文献
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开采超深稠油注超临界压力水方案与管线设计 总被引:1,自引:0,他引:1
为了解决常规注汽开发超深稠油注汽难的问题 ,提出了应用超临界压力蒸汽发生器方案 ,并与利用前置式热水锅炉提压注汽方案以及常规注汽方案进行了比较。分析了超临界压力介质热力学状态 ,并对超临界压力水输送管道进行了设计和热力分析。结果表明 ,利用超临界压力水注入油层开采超深稠油是可行的 ;采用 15CrMoG合金钢管可确保超临界压力水输送管道长期安全运行 ;采用较大流量输送 ,管内流速增大 ,沿程摩阻系数增大 ,出口压力降低 ,但出口温度升高 ,出口比焓也升高 ,可以减少热量损失。 相似文献
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胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复合体系提高稠油开发效果室内研究,对石油磺酸盐复合体系配方进行优化研究,通过高温岩心驱替实验研究磺酸盐复合体系降低注汽压力的能力,研究石 油磺酸盐复合体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力,研究不同注入方式对提高采收率的影响,研究结果表明石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力,提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次,单井降低注汽压力0.5~2.6MPa,周期采油量增加190~480t,截至2004年底已累计增油4600t。 相似文献
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针对某公司乙烯裂解炉运行期间出现的炉管腐蚀减薄、泄漏、爆管等问题,对其进行现场检测及原因分析。分析认为原料管线腐蚀主要原因是原料中含有机硫、H2S、氯等有害杂质,会对碳钢管线造成高温硫化物腐蚀、高温H2S/H2腐蚀以及湿硫化氢腐蚀;另外,物料冲刷、清焦不彻底引起偏流、稀释蒸汽注入形成的低点积液也是造成局部腐蚀的原因。建议对整体腐蚀严重的管线进行材质升级,并综合工艺防腐管理、加大检测及预知维修系统的应用。 相似文献
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针对在稠油高轮次、多周期蒸汽吞吐过程中,由于储层水敏、近井地带存水等原因所产生的注汽压力高、甚至注不进汽的现象,介绍了注汽前进行压裂改造辅助注汽的作用机理、配套工艺和矿场试验实例,说明压裂在一定程度上能够降低注汽压力,提高蒸汽吞吐效果,是一项值得深入研究和探索的辅助热采工艺措施. 相似文献
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为探讨高速蒸汽驱开采效果优于低速蒸汽驱的原因,将地面、井筒和地层当作一个系统来考虑,首先计算了不同注汽速度下的地面热损失,并以得到的井口参数为基础计算了不同注汽速度下采用光油管或隔热油管注汽时的井筒热损失;然后计算了不同注汽速度下不同厚度油层的地层热损失,从而得到了蒸汽驱全系统热损失与注汽速度关系曲线。结果表明,注汽速度是影响蒸汽驱全系统热损失大小的主要原因:注汽速度小于48m^3/d,蒸汽驱全系 相似文献
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为加快风城浅层油砂SAGD 循环预热启动速度,改善生产初期汽腔发育程度,优化不同阶段注汽压力,在岩石力学实验和地应力测试基础上,分析了储层弹性力学性质和地应力分布,根据Mohr-Coulomb 准则,建立了注汽压力与抗剪强度的关系,同时通过CT 扫描实验获得了风城油砂剪切裂缝特征。研究表明,风城浅层油砂的刚度和剪胀程度随温度升高而减弱; 提高注汽压力能够降低有效应力,促进油砂产生垂直微裂缝;SAGD 过程中,抗剪强度为应力圆半径1.5 倍时可得出最小注汽压力,应力圆极限状态时可计算最大注汽压力;循环预热和生产初期阶段采用高注汽压力,稳定生产阶段采用低注汽压力,优化结果现场应用后效果良好。 相似文献
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石油磺酸盐复配体系在胜利油田稠油热采中的应用研究 总被引:1,自引:0,他引:1
胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复配体系提高稠油开发效果室内研究。对石油磺酸盐复配体系配方进行优化研究。通过高温岩心驱替试验研究磺酸盐复配体系降低注汽压力的能力。研究石油磺酸盐复配体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力。研究不同注入方式对提高采收率的影响。研究结果表明。石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力。提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次。单井降低注汔压力0.5~2.6MPa.周期采油量增加190~480t.截至2004年底已累计增油4600t。 相似文献