余热回收技术在注汽锅炉上的应用及效果

孤岛采油厂有固定注汽站5座,注汽锅炉9台,担负着全厂近300口稠油热采井的注汽任务。注汽锅炉在启动过程中,每台年消耗原油4600t,全厂9台锅炉年消耗原油达4.14×104t,成本高;而对流段排烟温度高达     

余热回收技术在注汽锅炉上的应用及效果

孤岛采油厂有固定注汽站5座,注汽锅炉9台,担负着全厂近300口稠油热采井的注汽任务.注汽锅炉在启动过程中,每台年消耗原油4600t,全厂9台锅炉年消耗原油达4.14×104t,成本高;而对流段排烟温度高达649～760℃,却没及时回收,热损失大.同时,对流段内翅片管易积灰,且由于装置不易拆装的原因,清灰难度大,不彻底.为解决以上问题,降低成本,提高注汽锅炉的热效率.从2001年7月开始,孤岛采油厂在渤21断块注汽站推广烟气余热回收技术,应用ZG-23C针形管换热器装置,进行现场试验,见到了明显的效果.     

全厂蒸汽动力系统运行优化探讨

针对全厂蒸汽动力系统运行方式上存在资源配置不合理等方面的因素进行讨论，提出化肥动力装置二炉一机高负荷运行，力争全烧煤，尽可能压缩瓦斯气耗量;炼油动力装置保持一台130t/h锅炉、一台汽轮发电机组运行，在消耗掉炼油工艺装置富裕的瓦斯气前提下，以汽定电，尽可能不烧或少烧渣油的运行优化设想．     

供热站锅炉两种除氧方法对比分析

锅炉给水除氧是保护锅炉和热力管网不受氧腐蚀的有效方法。我国《低压锅炉水质标准》（GB1576－199o明确规定，对蒸汽锅炉，额定功率大于4．ZMW时，应除氧，小于42MW时，应尽量除氧；以上两项给水含氧量小于等于0．ling／L，长庆油田采油二厂基地集中供热站，在初建时采用了大气式喷雾热力除氧器，由于供热负荷的变化和除氧效果不理想，1994年在该站扩建时，又增加一套新型解析除氧器。长庆油田采油二厂基地集中供热站共有7MW热水锅炉4台，4t／h蒸汽锅炉两台，一台用于供油管厂生产用汽，一台用于锅炉给水的除氧。初建时采用20t／h大气…     

稠油热采燃煤注汽锅炉研究

针对注蒸汽热力开采稠油会耗用大量原油或天然气的问题,研制了稠油热采燃煤注汽锅炉。它采用链条炉排直流锅炉的技术方案,柴油机直驱高压泵智能断电补水系统以及柔性鳍片管膜式水冷壁、锻造厚壁管集箱等技术,攻克了燃料结构调整后的技术难关。经过热工测试和环保测试,该锅炉的各项环保指标符合国家节能和环保标准要求。2007年在辽河油田推广应用23t/h燃煤注汽锅炉8台,投产后每年可节约原油6万余吨。此外,新研制的QXL48—17.5—AⅡ型燃煤注汽锅炉可同时为8～10个井组注汽,完全满足稠油热采蒸汽驱技术的需求。     

辽河油田注锅炉节能降耗工程项目取得显著的社会与经济效益

正在勘探与生产分公司节能专项资金的支持下,辽河油田公司通过实施注锅炉节能降耗工程项目,节约了能源资源,减少了排放,取得显著的社会效益和经济效益。辽河油田目前在用各类注汽锅炉350台,是油田主要耗能设备,辽河油田每年自用各类原油、燃料油达100×10~4t以上,其中90%左右是注汽锅炉消耗的。巨大的能耗基数也隐藏着巨大的节能潜力,辽河油田经过研究提出实施注锅炉节能降耗工程项目。辽河油田从改善锅炉燃烧效果、减少锅炉     

提高河南油田稠油示范区地面系统效率

河南油田稠油示范区 (井楼油区 )油藏具有浅、薄、稠、散的特点。该示范区有生产井 2 85口 ,其中 2 68口为稠油井 ,采取稠油注蒸汽吞吐开采方式。另外 ,楼八区有常采井 17口 ,采用注水开发方式生产。 2 0 0 1年通过在示范区开展提高机采、注汽、集输、注水和供电等五个系统效率的措施 ,取得了明显的效果。1 .提高示范区地面系统效率措施1 1　注汽锅炉系统示范区有注汽站三座 ,注汽锅炉 9台 ,由于示范区原油生产的特殊情况 ,使得注汽锅炉系统效率低 ,通过研究 ,改造了燃油加热系统 ;合理选用燃油泵 ,研究设计了新的供油系统 ;实现注汽锅炉燃…     

乳化燃油技术在稠油油田注汽锅炉运行中的应用

热采注汽锅炉是稠油开采中的主要耗能设备。文中对注汽锅炉燃料渣油替代技术的研究从一定程度上缓解了由于燃烧稀油造成的能耗问题，相继在井楼油田四个注汽站推广应用。同时对燃油乳化技术的应用，提高了渣油、稀油的混配比例，大大减少了稀油的用量，同时减少了燃烧过程中硫化物的排放量，有一定降低污染的作用。     

注汽锅炉提高热效率的新方法

胜利油田孤岛采油厂注汽锅炉每年消耗原油近2×104t,占全厂自用油的45％,目前油田注汽锅炉普遍存在着热效率低,燃料消耗过大的问题。据统计,孤岛采油厂注汽锅炉平均热效率为81.2％,吨蒸汽消耗原油高达60kg,造成热采成本居高不下。为了解决这一问题,在生产实践中应用了以下     

加拿大SAGD开发地面工艺技术

加拿大Fort油田SAGD开发采用由生产井站到集中处理站的二级布站模式。集中处理站由原油脱水装置、污水处理装置、注汽锅炉等构成,采出水经深度处理回用注汽锅炉,产汽经干线输至生产并站。生产模式整体集中,具有油、水、汽一条龙生产的特点。采用了先进的地面工艺技术。如高温调频电脱水、机械压缩法采出水处理、螺旋式换热器等。年开采原油700×10^4以上,最终采收率超过50％,最高达70％以上。     

注汽锅炉的脉冲吹灰

金马油田对其15台注汽锅炉全部安装了脉冲吹灰装置。在吹灰过程中观察注汽锅炉火焰情况,在每次爆破时,火焰有微变,不影响燃烧状态,锅炉运行参数没有变化。由于实现了自动吹灰,烟气温度控制在250℃以下,烟气温度降低100℃左右,锅炉热效率提高了2％～3％,注汽单耗下降1.5～2kg/t,同时有效地提高了生产现场管理水平和注汽质量。     

提高循环流化床锅炉产汽量的技术途径

循环流化床炉属于新型节能先进锅炉,我厂于1996年和2003年安装两台35t/h的循环流化床锅炉,经过几年的运行,锅炉产汽量逐渐降低,特别是煤源发生变化后,锅炉产汽量由25t/h左右降至不足15t/h。本文针对锅炉产汽量低的原因,进行了系统的研究探讨,提出了合理建议,并进行技术改造,应用于生产实际中。     

污水泵防抽空自动灌泵装置的研制

注汽站是稠油热采注汽系统的关键站点,在生产过程中各环节产生的污水均会排放至污水池,再由污水泵输往采油站中转,最后输送至联合站处理。23号站两台注汽锅炉产生污水约30m³/d,需启泵4.84次完成外输,频繁启停污水泵不仅加速机泵磨损,启前灌泵还会增加劳动强度和安全风险,针对以上问题,本文从实际生产出发,研究污水泵防抽空自动灌泵装置,实现一次性顺利启泵,仅试验期间创效1.6865万元。     

配风空气系数随机调节在注汽锅炉上的应用

1.概述 注汽锅炉是稠油注蒸汽开采的主要设备。目前各油田运行的注汽锅炉,有国产的和从美国、日本引进的,额定出力7-23t/h,设计热效率85％。在实际运行过程中,热效率仅在80％左右。运行热效率达不到设计值,原因之一就是空气系数超标(烟气中氧气含量过大)。辽河油田运行的注汽锅炉,有80％的烟气中氧含量超过6％,即空气系数在1.35以上,设计值空气系数小于1.2。经测算,空气系数每增加10％,注汽锅炉热效率降低1％。对23t/h注汽锅炉而言,热效率每降低1％,每小时要多耗燃     

注汽锅炉烟气余热利用

截止到2001年底,胜利油田有限公司引进注汽锅炉81台,日烧原油一千吨以上,因此有必要进行节能改造。就注汽锅炉目前运行状态来看,造成锅炉热损失的主要原因有:①由锅炉体表、制造结构及性能引起的散热损失;②由化学不完全燃烧引起的热量损失;③由热力系统中排污等原因造成高温高     

国产泵替代美国泵在9.2t/h热采锅炉上的成功尝试

安徽石油勘探开发公司活庄油田的稠油，采用了注蒸汽开采的热采方式。所用设备是上海四方锅炉厂生产的SF19．1／17．9－YQ9．2t／h锅炉，配用美国产HP125M供水泵1台。泵购价36万元人民币。油田注蒸汽3．5轮后，1994年3月15日HP125M泵坏，经厂方技术人员现场鉴定，认为泵无修复可能。面对稠油热采任务重，无更多的资金和充裕时间去购置美国产的HP125M泵，向美方索赔也需要较长时间的情况下，笔者认真调研了宁波高压泵厂生产的各种型号注水泵的技术状况，认定完全可以选型替代美国产的HP125M泵配用于SF19．1／17．9－YQ9．2t／h热采锅…     

注汽锅炉触摸屏中控系统

随着稠油开发力度不断加大，三次采油已经成为原油稳产的重要手段，其中稠油热采因其见效快，效果明显而广泛应用于采油厂各油田稠油区块的原油开采。尤其是活动注汽凭借注汽压力高、注汽干度高、注汽流程短和注汽效果好等优点，在采油厂原油生产中的比重呈稳步上升之势。但由于锅炉控制系统落后、高温高压注汽及人工手动调控而引发的注汽安全、技术问题日显突出，为解决这些问题，充分利用现代电子技术，在热采注汽锅炉上成功研制了触摸屏中控系统。     

75 t/h循环流化床注汽锅炉工程设计与监理方案

河南油田拟在某稠油油田新建一个燃煤注汽站,安装1台75 t/h循环流化床注汽锅炉,主要工艺系统包括:供水-蒸汽系统、原煤贮煤和预处理系统、煤粉制备与输送系统、燃烧系统、灰渣排放系统及疏水排污系统等;主要工程包括锅炉本体部分、锅炉辅机部分及土建部分等内容.确定其建构筑物及设备按抗震烈度为6°设防,指出了监理工作职责及规范依据.该方案与案例对类似工程的设计与监理具有较好的指导与借鉴作用.     

新型燃煤注汽锅炉的研制及其在稠油开采中的应用

为解决注汽锅炉给水含盐量高带来的风险问题,保证注汽锅炉运行的安全,开发研制了一种以煤为燃料生产过热蒸汽的新型循环流化床燃煤注汽锅炉。该新型锅炉采用创新的分段蒸发自然循环水动力技术,并对受热面布置方案进行优化,建成了多台130 t/h的燃煤注汽锅炉。燃煤注汽锅炉在新疆油田风城作业区近5年的实际运行表明,其技术安全可靠,污水掺混比例达到60%,蒸汽过热度达到20℃,为新疆地区合理利用当地丰富的煤矿资源,节省天然气消耗提供了技术保障。     

50 t/h注汽锅炉智能多路供水水处理装置设计

在稠油开采过程中,存在缺少大吨位锅炉配套水处理装置,且小型水处理装置不能满足区域多台小吨位注汽锅炉供水需求的问题。针对生产现场的实际需求,研制了50 t/h水处理装置,该装置能为大吨位注汽锅炉提供锅炉用水,而且采用智能等量水分配装置,可同时为多台小吨位注汽锅炉供水。该装置水处理采用两级逆流再生离子交换设备,能有效去除水中的有害离子和溶解氧,实现水质的自动检测、报警;采用水质闭环自动控制、再生流程开环自动控制,实现锅炉水质的自动处理;还可作为锅炉储备水源,解决燃煤注汽锅炉停电所带来的爆管危险。该装置具有自动化程度高、占地面积小、运行速度快、出水水质稳定、耐腐蚀能力强、使用寿命长等特点,完全可满足油田水质需求,具有很高的行业推广价值。