欢喜岭油田油井结蜡规律及清防蜡技术

介绍了欢喜岭油田稀油区块的油井结蜡现状与目前使用的清防蜡技术。分析了油井结蜡规律．并根据不同油井的井况、生产动态、热洗周期及检泵周期，制定了清防蜡主体工艺方案。方案实施后，节省洗井液返排时间8％，平均单井检泵周期延长35d，增产原油6257．1t，获得经济效益434．8万元。且将应用的4种清防蜡技术进行对比发现，优选次序依次为周期油管电加热技术、点滴连续加药技术、固体和强磁防蜡技术、管杆涂层防蜡技术。     

电潜柱塞泵在低渗透油田的应用

肇州油田为低渗透油田,单井产量低,自投产以来一直采用抽油机—深井泵举升系统进行开采,存在理论排量过大、泵效低,杆系统断、脱、偏磨现象严重,机械结构复杂,系统效率低等问题。往复式电潜柱塞泵系统主要由直线电机、配套抽油泵、变频控制系统三大部分组成,举升工艺驱动方式由地面转向地下,地面无可动设备,减少设备管理工作量的同时降低了工人劳动强度;无杆举升克服了杆系统故障造成的检泵作业,消除了举升杆柱所需能耗。在肇413区块的现场应用试验结果表明:电潜柱塞泵举升可以满足油井的排量需求,平均泵效达到83.1%。电潜柱塞泵举升与抽油机举升相比,理论排量下降75%以上,平均节电65%,斜井节电可达85%;单井节省投资4.4万元,单井每年可降低维护运行费用1.1万元。建议今后在低渗透油田低产井加大电潜柱塞泵应用规模。     

油田全面节能减排的措施制定及实施

中国石化江苏油田分公司试采二厂为了实现2008年降本压费的指标,制定并实施了一系列节能降耗的措施,包括：优化油井清防蜡方式、优化油井的泵挂高度、使用节能永磁同步电动机、安装集中补偿器提高油井功率因数、定期投球清洗降低集输系统压力、加药降黏降低联合站干压、锅炉排污水回收利用等。措施实施后,平均油井利用率达到96.3%,节省预算开支36万元,多产原油约5000t。     

小井眼过悬挂器配套工艺技术研究与应用

牛居、青龙台、茨榆坨油田有侧钻井124口,开井75口,日产油水平为267t/d,占全油田日产量的35％.目前,部分主力区块受地质条件和开发因素的影响,某些油井出现套管变形、套管错段等不同程度的套管损坏,造成油井停产;且受套管内径限制,各种常规井下工具难以通过悬挂器进入小井眼,采油、作业工艺配套问题日益突出.研制出小直径抽油泵、小直径堵水工具、小井眼大通径防砂工具配套组合,并完善了侧钻井采油、修井配套工艺.小井眼过悬挂器配套工艺技术,有效缓解了由于侧钻井开窗悬挂器带来的泵挂加深难题,通过使用小井眼泵、连续抽油杆、内衬防蜡防偏磨油管和小井眼大通径防砂工具等配套组合,延长了油井断脱、漏失、砂(蜡)卡等检泵周期,提高了油井生产时率,稳定了侧钻复产井产能,对老区老井依靠侧钻复产、稳定产能提供了技术支持.     

萨尔图油田南二区东部基础井网分压注水节能方式探讨

萨尔图油田南二区东部基础井网具有较好的代表性。区块内有萨葡、高台子、过渡带基础等多个层系,其中高台子平均油压最高,过渡带基础平均油压次之,萨葡纯油区平均油压最低,具有分压注水节能潜力。根据理论计算,注水站消除泵管压差、提高泵效及管网消除管井压差的节能潜力每年合计约1732×10^4kW·h,其中井口压差的节能潜力最大,占79.4%。区块内注水压力高于区块平均注水压力10%以上的注水井共计89口,注水压力低于区块平均注水压力10%以上的注水井共计91口。由于注水量较高、注水支线管径较细、管线较长等原因,导致注水支线阻力偏大;还有部分管线由于腐蚀结垢,沿程阻力增大。建议对注水系统的注水井、管网、注水站均进行改造,综合调整,降低井口压差。开发中暂不考虑开发调压措施对注水井节能效果的影响。根据各区块推荐工作压力采取节能措施,南二区东部基础井网节能优化总投资1405万元,预计年节电1268×10^4kW·h,年节约电费695万元。     

抽油井区块系统效率测试与计算方法研究

为了提高抽油井生产区块系统效率测试数据的准确性,降低费用,对数据测试和统计方法进行了研究。分析了目前由石油行业标准提供的方法在实际应用中存在的问题,根据抽油井系统效率监测的原理,提出了一种以生产区块耗电和产液的总量数据以及有效扬程、混合液比重、工作天数等平均数据为基础的系统效率计算方法。该方法通过加强区块产液量和耗电量的计量,可以有效地解决目前方法存在的一些问题,更客观地评价节能降耗技术的实施效果,提高抽油生产的管理水平。     

超声波防除垢技术在油田加热炉上的应用分析

对超声波防除垢技术进行了实验区试验以及现场应用试验,结果表明,应用超声波防除垢技术实现加热炉在线防除垢,达到加热炉清洁、长周期运行的目的。使用超声波防除垢装置后单台加热炉年可节约燃料费、停炉清洗费、换管费以及人工费等费用约32万元,经济效益和社会效益显著。     

防淹预警系统在无人值守热力站中的应用

针对热力站水淹事故问题，研发热力站内防淹预警系统，在地下热力站内安装水浸预警装置，设定三级预/报警，以声光提示、断电、连锁保护与站内PLC系统、手机APP及调度平台联动，及时发现站内浸水、淹站现象，确保运维人员第一时间响应处理。对比2020年水淹站事故发生次数，2021年全年水淹站事故发生率较2020年降低75%，节省人工费用5.4万元，节省设备费用142万元，节省间接损失费用5.1万元，共计节省资金152.5万元。防淹预警系统能够避免由热力站水淹事故造成的经济损失，全方位保障人身和设备安全。     

辽河油田水平井防砂工艺技术研究

截至2013年12月底,辽河油田水平井总数已超过1300口,其中大部分为部署在砂岩油藏的稠油热采水平井。由于稠油油藏胶结疏松,经过蒸汽的反复冲刷,加之稠油携砂能力较强,油井出砂问题十分普遍。对此,辽河油田钻采工艺研究院通过科研攻关,形成了针对不同区块、不同出砂情况的水平井系列防砂技术,主要包括:水平井筛管防砂技术、水平井反向砾石充填防砂技术、水平井化学固砂加固井壁防砂技术等,并成功应用于现场。实践表明,水平井割缝筛管技术适用于出砂粒径较粗(大于0.15mm)的出砂区块,水平井反向砾石充填工艺适用于细粉砂区块(小于0.07mm)的出砂治理,而水平井化学固砂加固井壁防砂技术适用于套变井的防砂治理。以上防砂技术的应用,有效解决了出砂造成的水平井套损、检泵频繁等问题,提高了水平井开发效果,逐渐成为油田开发的核心技术。     

超低渗砂岩油藏开发中存在问题及综合治理措施——以华庆油田元427井区长9油藏为例

超低渗砂岩油藏中,高含水期的综合治理一直是国内外研究的一个难点。华庆油田元427井区平面上地层压力分布不均,纵向上吸水不均突出,东部高含水饱和度区局部油井见地层水。通过合理优化长9油藏注水技术政策,降低递减速度;通过开展注聚合物微球整体调驱,扩大注入水波及范围,改善水驱效果;通过摸排普查潜力层、潜力层补孔及井筒清防蜡、防垢、防偏磨、参数优化等综合治理措施使区块达到高效开发的目的,同时也为同类油藏的合理开发提供借鉴。长9油藏期通过注水技术政策调整,优化调整32井次,使区块阶段递减由调整前的46.7%降至7.2%;通过开展整体微球调驱,注水压力由13.0MPa上升至13.5MPa,水驱动用程度由69.6%上升至71.6%;通过实施井筒综合治理,实施参数优化23井次,平均泵效由19.0%上升至28.4%,油井生产时率提升10%。     

气分-聚丙烯联合装置节能浅析

分析了影响气分-聚丙烯联合装置能耗的主要因素，通过对气分-聚丙烯联合装置各项节能改造和技术措施的实施，促进了装置的安全、平稳、长周期生产，每年可节约电费111．05万元，节约蒸汽费用462．15万元，综合能耗由2003年的445．23kg标／tPP下降到142．97kg标油／tPP，大大降低了聚丙烯加工成本。     

炼化企业废物资源控制与综合利用

石油炼制过程中产生的一系列废物资源的处理,是国内外炼化企业面临的共同难题。伴随市场竞争的不断加剧和"循环经济"政策的引导,炼化企业越来越重视对废物资源的控制和综合利用。洛阳石化1.40Mt/a延迟焦化装置借用焦炭塔480℃的高温裂解场所,消化回收废油、废剂,发挥延迟焦化"多功能"生产的作用。在焦化装置内单独设置一套处理系统,新增一台5.2m3储罐、一台吸入泵和一台加注泵,利用焦炭塔柴油补压线,将环丁砜引入焦炭塔顶部进行回炼,废环丁砜"借道"柴油补压线进入焦炭塔进行高温分解。环丁砜在线回炼项目共计回炼7.2t,节约处理费用20万元;增加轻烃回炼流程后,焦化装置液化气产率提高0.95t/h,按照液化气(6250元/t)和干气(3099元/t)的差格差计算,增效215.53万元;通过巧妙连接破乳剂和重污油系统流程,当月回炼废旧润滑油176t,且该回炼过程为零投入、零污染过程,为洛阳石化增效约96万元。上述生产技术优化,共计增加经济效益331万元。     

污水源热泵供热的工程应用及分析

齐鲁石化水厂原来利用热电厂蒸汽换热后制备低温热水对车间和办公楼进行供热,运行费用高.根据该厂有丰富的工业污水的特点,现设计采用污水源热泵机组为车间及办公楼提供热.分析表明,一个采暖季即可节省运行费用约68万元,而且使用效果良好.     

蜡油加氢装置流程设计优化

蜡油加氢为加氢处理工艺的一类,是指通过加氢反应,原料油的分子大小不发生变化,或者只有小于10%的分子变小的那些加氢工艺。蜡油加氢装置主要以常减压蒸馏装置的减压蜡油(VGO)、焦化蜡油(CGO)为原料,通过加氢处理,脱除原料中的硫化物,以及部分脱除氮化物、氧化物及金属杂质。蜡油加氢装置是加工含硫及高硫原料、生产清洁燃料的重要装置之一,但其典型工艺流程能耗较高。优化蜡油加氢分馏系统流程,蜡油加氢操作能耗下降5kg标油/t,产品质量稳定。在中国石化系统11套蜡油加氢装置中,已经有6套装置对分馏系统进行了优化,某些装置更是改造成了蜡油及柴油可以互相切换的原料流程,半成品精制蜡油符合催化装置低硫原料要求,加工柴油时产品质量达到国Ⅳ标准。以某厂1.8Mt/a蜡油加氢装置流程优化为例,停用的较大设备有产品分馏塔、柴油汽提塔、分馏塔进料加热炉,共节约设备费用2090万元,每年节约燃料费用3700万元,每年实际创效2407.29万元。     

抽油机井一体化节能技术在油田中应用

抽油机是目前采油生产中的主要抽油设备,同时也是油田耗能的主要设备。将抽油机一有杆泵抽油系统分为地面及井下两部分,根据抽油机井光杆功率及电网向抽油机系统输入的总电能,分析得出抽油机井地面能耗约占总能耗的30%,地下能耗约占总能耗的70%,地下能耗节能潜力较大。地下损失能量主要包括黏滞损失功率和滑动损失功率,滑动损失功率与冲程和冲次成正比,黏滞损失功率与冲程和冲次的平方成正比。在抽油机井能耗影响因素中,运行参数是易于控制的主要影响因素。因此,确定了"大泵径、长冲程、低冲次"的地面及地下一体化优化节能思路。累计实施1152井次,系统效率由优化前的26.17%提高到30.81%,节电率达15.09%,年节电1216.86×104kW.h,节约电费776.48万元,加上节约作业费用和维护费用,年获经济效益1420.28万元。     

采用冷采技术降低高凝油生产能耗

为了降低高凝油生产能耗，中国石油辽河油田公司沈阳采油厂采用化学加药、涂层管杆、井下双管掺水等冷采技术及配套工艺进行高凝油冷采生产。介绍了化学加药、涂层管杆、井下双管掺水等冷采技术的原理、设计要求、工作制度及实施效果。实施效果表明：2006～2008年，沈阳采油厂共计实施化学加药、涂层管杆、双管掺水冷采215口井，累计节电5897．5×10^4kW·h，累计创造效益4065．3万元。     

循环水泵节能改造与应用

水泵流量、扬程和功率分别与其转速的一次方、二次方和三次方成正比。对于流量经常变化的场合,采用变频调速技术,控制电机转速,改变泵的流量和扬程,可节约电能50%,显著降低节流损耗,且生产工艺稳定,具有调速性能好、节能效果显著、运行工艺安全可靠等优点。根据运行参数,输送同等流量的水,减少压头损失40m,电流降低约40A,节约用电14kW.h,按目前工业电价0.67元/kW.h计,每年产生直接经济效益8万余元。叶轮切割也是常用的节能技术之一,其技术实施要满足三个条件:水泵实际循环流量满足系统需求,水泵铭牌扬程高于实际扬程5m以上;水泵在装置内所有循环系统主支路调节阀全开时,循环水泵的运行电流超过额定电流;能够降低装置循环系统的阻力。应用叶轮切割技术后,单台水泵工作电流由32A降至30A,一年节电68590kW.h。     

气体分馏装置稳态模拟和操作优化

以广州石化两套气分装置为研究对象，运用Aspenplus流程模拟软件进行离线的稳态模拟，建立了和实际情况相符合的计算机模型。在此基础上，运用总体优化技术，对该系统的操作条件进行了调整，以提高整体经济效益。结果证明，调优后丙烯回收率可提高1．95％，每年可增产精丙烯1895t，增产精丙烯创造效益为164．20万元／a。气分（一）、（二）装置降低的能耗分别为5．24kg标油／t和7．63kg标油／t，节能所创造的效益为170．16万元／a，调优后总体效益为334．36万元／a。     

浅析如何做好芳烃抽提装置的清洁生产

大庆石化公司两套芳烃抽提装置均采用UOP生产技术,通过萃取、精馏后得到高纯度的苯、甲苯和二甲苯产品。芳烃抽提装置存在低负荷待料循环时间长,不合格油品每月大约产生100t,原料罐和产品罐在脱水过程中每天大约损失300kg油品,且罐没有氮封,存在三苯挥发损失,采样点物料损失多,泵房送风机运行效果差,三苯放空气体现场排放,装置废水排放量达1.1t/h等问题。通过实施"两头一尾"生产方案,每天可节约蒸汽160t、循环水3500t和大量的电能,年创利润300余万元;对不合格油品进行回炼后,年创效益156万元;在物料罐顶部增设氮封,并在氮封阀前安装限流孔板,减少三苯排放;将普通阀门采样器更换为环保无泄漏采样器;将送风机的加热介质改为热量较高的0.3MPa蒸汽;采用活性炭纤维有机回收装置处理回流罐排放气体;检修设备置换气体排入火炬;气抽子凝水利用,每年减少新鲜水消耗3000t。以上方案实施后,现场空气中三苯含量由原来的平均130mg/L降至25mg/L以下。     

太阳能集热系统在印染行业的应用

印染是高耗能企业,每年消耗大量蒸汽生产热水。为了减少企业能耗,以某印染厂为例利用太阳能替代部分蒸汽生产热水。结果表明:4 320 m2的太阳能集热系统可生产热水60 000t/a,节约蒸汽3 900 t/a,节约运行成本40.9万元/a,回收期4.6年。同时,对主要的纺织印染城市的太阳能资源研究分析发现:在浙江、江苏、山东等区域,太阳能集热系统的最长回收期不超过6.5年,具有较好的经济和环境效益。