孤岛稠油降粘掺水流程

胜利油田孤岛地区原油性质的一个重要特点是油稠,高粘度(100～1000厘泊)和特高粘度(1000厘泊以上)原油占很大比重。有些稠油在常温下可以叠成一米多高的油柱,被称之为“站起来的原油“。由于油稠,有些油井长期不能生产;由于油稠,即使抽油机抽出地面后,用泵通过管线输送也很困难。粘度在700厘泊左右,用 Y 型离心泵输送效率只有百分之十几。因此,稠油的开采和输送工艺就成为我们油田生产上的技术关键之一。在毛主席革命路线指引下,油田党委以阶级斗争为纲,广泛发动群众,组织“三结合”的攻关,经过生产、科研、设计战线职工四年多的努力,对八十九种活性剂和四十五口油井、三个小站、两条短距离输油管线进行了反复试验,取得了初步成果。已在孤     

孤岛稠油降粘掺水流程

孤岛油田原油粘度(50℃)普遍在500—3000厘泊。这种稠油的开采和集输工艺是我国石油战线上的难题之一。我们在多年来单井工业试验的基础上,今年在孤岛油田大面积推广应用了“稠油降粘掺水流程”的新工艺。到目前为止,已顺利投产137口油井,三座接转站,29座计量站,一座脱水站,三条短距离输油管线,取得了良好的效果。 (一)原理稠油乳化降粘,就是用一定量的活性剂和自来水(或油田污水),加入稠油中,在一定     

原油掺水集输流程方案优选

根据某油田的实际生产运行情况,分别针对单管环状掺水集油流程、双管掺水集油流程及双管挂接掺水集油流程进行工艺模拟。按照各种工艺流程特点,运用PIPEPHASE软件,在已知产液量、管长、回油温度条件下确定管径及掺水量等参数,设计满足井口回压低于1 MPa,进站温度为39℃以上的输送要求的集输方案,进而计算这三种工艺流程的建设费用及掺水能耗,经比选后确定采用经济合理的单管环状掺水集油流程管网布局方案。     

定量掺水阀低温掺输技术

吉林油田乾安采油厂开发进入中后期,随着含水不断上升以及地面系统规模的扩大,原油生产过程能耗不断升高。为了控制能耗,降低原油生产成本,乾安采油厂工艺所在乾157站开展了低温掺输技术研究,研发了定量掺水工艺。实施后冬季只开1台掺输炉、1台掺输泵生产,掺水温度42℃,掺输水量由1561 m3/d降到725 m3/d,平均回油温度27℃。     

燃油掺水燃烧技术在回油喷嘴系统中的应用

介绍了燃油掺水燃烧时，在回油喷嘴系统中采用环流器处理高温回油的方法，并分析了它的可行性及其特点。     

大庆油田南一区掺低温水集输流程

老油田开发进入高含水开采期，油井产液量、含水率大幅度增加，油井出油温度不断升高，由于降粘剂、防蜡剂的采用，防腐保温技术的进步，集输温度普遍提高。为了降低原油集输过程中的能耗，结合大庆油田南一区原油物性，地理条件和生产现状，开展了掺低温水原油集输工艺试验，取得显著的节能效果。着重介绍该区原油掺水保温流程概况，掺水温度的优选，掺低温水工艺取得的试验成果和效益。     

介绍几个自动控制流程

这里选写了几个在煉油厂中比较常用的自动控制流程,并简要地叙述了流程的特点、控制方法及其仪表的选用和调节的经验,以供有关同志参考,错误和缺点请指正。一、煉炉的温度控制 1.烧燃料油的循环控制流程(图1) 这个方法是使燃料油在输送系统中经常地循环,当用活塞泵作燃料输送泵时,可以提高泵之冲程数,使燃料系统的压力     

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。     

双管掺水流程及其在大王庄油田的应用

大王庄油田是我国第一个应用水力活塞泵采油工艺的整装油田,共有联合站3座,接转站1座,计量站16座(其中双管流程7座),水力泵井66口。从1984年投产以来,累计生产原油218.8646万t,累计产水139.6937万m3。实践证明,水力泵及其配套工艺技术是成熟的,为大王庄油田开采做出了贡献。     

掺活性水集输流程试验

大庆原油属于石蜡基原油,有含蜡量高、凝固点高、粘度高的特点,在原油集输过程中,油井要清蜡、输送要加热。为了保持输送温度不低于35℃,集输过程中     

转油站掺水热洗分开流程改造效果评价

在现有技术条件下，转油站加热炉洗并不能满足系统内所辖的高产液井较多或含有部分低产液井的情况，存在着升温没有针对性的问题。对集输半径长的二次低产井，热洗效果差，洗井周期短，结蜡现象严重。而实施掺水热洗分开流程，利用一台二合一加热炉作为热洗炉，一台掺水泵作为热洗泵，实现单炉-单泵-单独计量间-单井的洗井操作过程，能够充分保证热洗井的温度、压力。在相同的洗井时间和洗井水量的情况下，洗井质量得到了明显提高。     

枣园油田掺水系统结垢分析

结垢问题已给油田的正常生产带来了很大困难。虽然实施了磁法防垢和加防垢剂等技术措施,但掺水系统的管线及加热炉仍存在严重结垢。一、结垢分析 1.垢样特征及组成 (1)垢样的主要特征     

蒸汽伴热管线改掺水流程有关参数的核算

某稠油区块采用注蒸汽吞吐开采方式,结合目前稠油集输掺水流程与伴热流程的应用情况,从流程上进行改造,并改变低压伴热的供热热源。改造后的耗能指标：低压供热系统单位蒸汽耗煤量为155.5 kg/t,单位蒸汽耗电量为19.32 kW·h/t,单位蒸汽耗水量为1.04 m3/t。采用掺水降黏集输流程、掺水降黏集油流程,预计平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程降低0.1~0.3 MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。     

掺液流程中加热炉及集输油系统的防垢试验

内容提要:投加防垢剂ATMP后,加热炉、输油泵、管网等内既无新垢生成,又使部分老垢脱落,这就提高了设备、管网的效率,延长了使用寿命,减少了燃料气的消耗量.本文分析了含水原油加热系统结垢的原因,介绍了向掺液流程投加防垢剂ATMP防垢的室内及现场工业性试验以及所取得的技术经济效果.     

流程再造集中管控的关键

<正>财务共享服务模式已经被公认为国内外企业集团财务管理领域的"最佳实践",越来越成为企业财务管理领域的潮流。近年来,财政部、国资委等国家部门也在各种场合、文件中鼓励各中央企业探索利用信息技术逐步建立财务共享服务中心。财务共享服务,是以变革推动的财务领域的管理模式创新,是对传统财务管理模式的深层次变革和调整。业务流程、组织与人员、信息技术是财务共享服务模式不可或     

基于PLC的控压钻井回压补偿自动控制系统的优化

针对现有的回压泵不能远程自动监控的现状,结合控压钻井施工对回压补偿系统的自动控制要求,基于S7-200型PLC及模块化控制方式,对电源和控制系统硬件进行优化完善,采用过程控制的对象连接与OPC通信模块,并基于VB编程的工控机构成自动控制系统,实现了对回压泵启动或停止的远程控制与出口压力、流量等动态参数的监测,优化后的回压补偿自动控制系统利于维持井底压力稳定,减少井下复杂等问题的发生,有效地提高了控压钻井的安全可靠性和自动化控制程度。     

掺输流程抽油机井计量新方法

吉林油田自采用掺输伴热集油以来,单井计量一直是一个难题,尤其计量不准确和管线凝环更是突出的问题,这不但影响生产,而且增加了工作负荷。为了解决这些难题,吉林油田采取不停掺输水的计量方法,这种方法与停掺输水计量方法相比,不但大幅提高了计量准确度,而且有效地解决了掺输水影响和单环温度低造成凝环等问题,为掌握地下动态和动态调整提供了可靠的数据保证,有利于提高注水开发效果。     

关于富汽回掺工作的探讨

针对长距离输送汽柴油混油情况,某库站富汽回掺中因为来油质量和质量风险等问题,造成富汽罐混油量逐步增加的困惑。对富汽与汽油进行了掺混试验,考虑了油品质量控制指标及质量潜力的影响,确定了混油回掺比例范围。试验结果与经验公式计算结果对比表明,油品性质不同,油品之间允许的混油比例就明显不同,进行了总结和分析,提出了富汽回掺力度的探讨和注意点。同时针对油品质量升级新标准《车用乙醇汽油调和组分油》(GB/T 22030-2013)更苛刻的硫含量限制,对回掺中的硫含量影响进行了分析论证,结果表明原高含硫混油可继续回掺。