蒸汽凝结水回收系统改造

介绍了中国石油化工股份公司西安石化分公司凝结水回收系统运行存在的问题，分析了原因，提出改造措施：蒸汽输送管网优化改造，增加分汽稳压站；调整疏水设备后的凝结水流向；装置仪表伴热增加疏水器；调整凝结水自动回收泵的动力；调整凝结水回收管道连接方式；增加凝结水与软水的换热系统等。取得了良好效果，多回收凝结水11t／h，回收率从28％提高到60％，节能减排效果显著。     

炼油化工公用工程系统蒸汽凝结水回收设计与探讨

论述了防止水击、汽阻和排除不凝结性气体,并提出了疏水阀的安装注意事项,同时探讨了蒸汽凝结水回收设计中的关键技术。     

凝结水回收装置工艺改造及效果评价

榆林天然气处理厂凝结水回收装置在运行中凝结水回水温度过高。凝结水回收装置在高温水中长期运转,装置极易汽化,机泵故障频发,造成凝结水利用率低,污水处理量大等问题,严重影响水系统的正常运行。通过分析研究,进行数字化改造和工艺改造,解决现存问题,保证水系统安全平稳运行。     

凝结水回收系统技术改造及经济效益分析

凝结水回收系统改造是了能降耗的效益工程，对回收的凝结水处理后进行再利用，避免了凝结水的浪费，本文对油田化学药剂厂凝结水回收系统的改造和改造后的经济效益进行了介绍。     

蒸汽及凝结水回收系统节能改造

针对公司现场蒸汽及凝结水系统用能不平衡,存在大量浪费的现状,采用高效、新型的疏水器并优化凝结水回收流程,最大程度地减少了蒸汽的排放及冷凝液的有效回收。     

蒸汽及凝结水回收系统优化改造

石家庄炼油化工股份有限公司针对其蒸汽凝结水回收系统存在的问题(主蒸汽管线传输效率低、沿程压力降大;疏水器的选型不当、质量参差不齐;凝结水回收系统不健全、布局不合理;缺乏性能可靠的凝结水设备等)采取了以下措施进行改造:(1)主蒸汽管线加装集水管并安装疏水器;(2)蒸汽管线沿途龙门架根部加装性能可靠的疏水器;(3)对消防蒸汽管进行防冻防凝改造;(4)加热器、伴热管线选装蒸汽疏水器;(5)将原0.3 MPa乏汽管网改造为凝结水回收主管网;(6)采用进口专用凝结水自动泵输送凝结水。改造取得了明显效果:除盐水消耗减少367.2kt/a,多回收凝结水余热 45.9 TJ/a,节约除氧蒸汽28.8 kt/a,年经济效益达 399.59×10~4 RMB ￥。     

凝结水回收系统运行现状分析及改进效果评价

凝结水回收与利用是节约能源的一项重要举措,对降低成本、促进环保和合理利用水资源都有积极的推动作用。本文通过对米脂天然气处理厂凝结水回收系统运行现状分析,针对现场凝结水回收利用存在的不足,结合现场工艺及设备条件提出工艺改造措施并实施。最后对米脂天然气处理厂凝结水回收系统的改造效果进行安全经济等方面的评价。     

胜利三号钻井平台钻台可移动系统的改造设计

本文从平台的总体性能、船体结构强度、满足钻井施工作业等方面详细论述了胜利三号钻井平台钻台可移动系统的修改设计。     

炼油厂蒸汽凝结水回收系统中常见问题的解决与探讨

在指出了蒸汽凝结水回收的重要性的同时，对炼油厂蒸汽凝结水回收系统中存在的诸如水击、非凝结性气体不能排除、汽阻及疏水阀的选型安装等问题的解决办法进行了论述与探讨。从而达到节约用水，降低用水成本的目的。     

离心泵轴封系统技术改造

针对离心泵用机械密封存在的问题,分析其原因并采用一种新型的机械密封装置,不仅有效降 低了浆料的泄漏,而且稳定性好、寿命长、可靠性好,操作费用降幅较大。     

200kt／a乙烯装置水洗塔的技术改造

天津联化200kt/a乙烯装置改扩建工程中,采用新型高效填料塔技术和新型高效聚结板油水分离技术对水洗塔进行了技术改造。改造后该塔能保证高负荷下较高的传质和传热效率,在停留时间较短的条件下也能满足油水分离的要求。     

富气压缩机入口和级间凝液系统的技术改造

针对实际生产中富气压缩机组的入口和级间凝液系统中存在的问题,提出了改进的措施.措施实施后,有效地回收了富气凝液,使装置的轻收率上升,系统的故障率明显降低.     

凝析气体积系数理论方程新形式推导及应用

为了解决凝析气体积系数在凝析气藏评价中高压物性（PVT）取样分析成本高,借用天然气体积系数公式计算精度又明显偏低这一实际问题,以凝析气体积系数定义及气体状态方程为理论基础推导并建立了凝析气体积系数新方程,同时建立了地层凝析气摩尔组分反演公式。用新方程计算凝析气组分和凝析气体积系数的应用效果明显优于传统方法。采用生产气油比和凝析油密度可将地面天然气组分和凝析油组分还原为地层凝析气组分,且反演精度大于99%;采用新建凝析气体积系数理论方程计算凝析气体积系数不仅大幅降低凝析气PVT取样分析成本,计算精度也由72.9%提升到86.2%,满足了凝析气藏在勘探开发各阶段的评价研究需求。     

气藏凝析水引起的地层水矿化度淡化问题——以四川盆地新场气田须二段气藏为例

前人据研究成果提出了高温高压气藏地层水矿化度变化较大的认识,由此有可能得出与实际情况不一致的结论,其主要原因是忽视了低矿化度凝析水的影响。为此,利用四川盆地新场气田须家河组二段气藏投产以来获得的产出水样矿化度资料,研究了不同水气比阶段的井口水样矿化度特征,认为井口产出水样矿化度明显受到了凝析水淡化的影响,气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。研究结果表明：①井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高,由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变;②当气井水气比小于0.1 m³/10⁴ m³时,井口产出水为矿化度小于1 g/L的凝析水;③当水气比为0.1～0.8 m³/10⁴ m³时,水样矿化度介于凝析水和地层水之间,水样以混合水为主;④气井水气比大于等于0.8 m³/10⁴ m³时,水样最接近于地层水矿化度,凝析水对水样矿化度的影响可以忽略;⑤在排除凝析水淡化影响后,单一气藏地层水矿化度差异不大,新场气田须二段气藏变化范围在93.47～120.05 g/L之间。     

塔河油田供水首站恒压供水系统技术改造

针对塔河油田淡水需求量的不断增加和首站供水系统现状,对塔河油田供水首站恒压供水系统进行技术改造,即对供电电路和控制线路进行改造,改造后实现系统内2台变频器都能分别带动2台供水泵,供水首站的供水保障能力提高了,满足塔河油田生产、生活用水需求。     

产水凝析气藏循环注气受效评价标准讨论——以大涝坝凝析气藏为例

塔里木盆地大涝坝凝析气藏开发中后期采取循环注气,由于反凝析和水侵作用,注气机理、注气作用已不同于常规凝析气藏循环注气。为此,首先分析了注入气在地下的流动过程、与地下流体的接触作用,总结出注气过程中主要发生注气驱油、反蒸发、气窜和抑制水侵等作用。进而以注气机理为基础,结合注气前后生产井地面参数、流体监测数据、PVT数据和曲线形态特征,综合评价了生产井受效情况,并给出了各参数变化特征和变化范围。最后据典型参数变化特征,建立了3大类4种受效特征共计15项评价参数,实现了凝析气藏注气受效半定量—定量评价。大涝坝凝析气藏运用该评价标准,确定注气过程中以气驱油作用为主,产水井抑制水侵效果好,距离注气井近的生产井气驱油过程伴有反蒸发作用,生产井未发生气窜。结论认为:该评价标准为进一步优化注气方案提供了依据,并且所描述的注气机理和所建立的受效标准对采取循环注气开发的凝析气藏有一定的参考作用。     

炼油厂凝结水的回收与精处理

对石化企业几种常用的凝结水精处理方法进行了简介,主要介绍济南分公司2005-006年实施的凝结水回收及精处理项目。选用耐背压率高的倒置桶式机械疏水阀和小型凝结水泵,主要回收油品罐区凝结水,经过一级隔油、二级双膜覆盖过滤、三级活性炭吸附过滤工艺精制处理后,作为中压锅炉补水,达到了预期的设计目标,年增效益246×10^4 RMB￥。