压力式滤料过滤器的发展及应用

介绍了压力式滤料过滤器的应用、规格系列、原理、工作流程及控制方法，指出了设备设计制造过程中的一些关键性问题，提出了增强反洗效果，防止滤料流失的方法，并给出了提高滤后水质所采取的具体措施。     

生物技术处理油田采出水的新进展

介绍了国内外油田采出水处理技术的发展现状，指出了国内油田采出水处理新技术的发展趋势，即从单纯的物理化学技术到与高效原油降解茵和生物反应器相结合的方向发展。     

生物技术处理油田采出水的新进展

介绍了国内外油田采出水处理技术的发展现状,指出了国内油田采出水处理新技术的发展趋势,即从单纯的物理化学技术到与高效原油降解菌和生物反应器相结合的方向发展。     

油田采出水混凝处理正交试验研究

通过正交试验对油田采出水混凝处理的主要影响因素及其水平条件进行试验研究。L16(45)正交试验结果表明,影响混凝处理过程的主要因素次序为:慢速搅拌转速>快速搅拌转速>慢速搅拌时间>快速搅拌时间>双药剂加药时间间隔,各影响因素的最佳水平条件分别为:慢速搅拌转速60r/min(对应速度梯度G值为190.84s-1,GT值为11 450.4),快速搅拌转速250r/min(对应速度梯度G值为27.86s-1,GT值为16 716),慢速搅拌时间10min,快速搅拌时间1min,双药剂加药时间间隔0.5min。     

油田采出水系统腐蚀试验研究

通过对陇东油田采出水水质的分析，确定出CO2、硫酸盐还原菌(SRB)、矿化度是造成采出水系统腐蚀的三个主要因素，并针对上述因素进行了静态和动态实验研究．实验结果表明．SRB的存在加速了腐蚀过程，腐蚀速率提高2倍以上．是影响腐蚀的最主要因素．CO2对腐蚀的影响也很显著，随CO2浓度提高腐蚀速率加快，CO2的腐蚀过程可用Dewaard模型来预测．矿化度大于2．5g／L时，随矿化度增大腐蚀速率线性提高；结合腐蚀产物表面形貌和组成的电镜扫描分析．进一步明确了腐蚀成因．     

生物法处理特低渗透油田采出水可行性及工艺

为实现特低渗透油藏的开采,回注水的稳定达标尤为重要.通过对常规的物理化学方法处理工艺各阶段水质进行分析,发现悬浮固体的去除效果很不理想,且系统运行不稳定.采出水的气相色谱/质谱分析结果表明,其中大部分有机物可实现生物降解.在此基础上,采用混凝-MBR工艺对采出水进行处理,回注水各项指标均能满足《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-1994)的要求,且出水稳定.利用生物法处理特低渗透油田采出水不仅能够保证回注水稳定达标,而且能够避免添加化学助剂带来的二次污染.     

优化鼓冷工艺稳定焦炉炭化室压力

通过优化鼓风冷凝单元的工艺和操作等措施,稳定初冷器前煤气吸力和改善循环氨水质量等手段,保证7.63m焦炉炭化室PROven压力调节系统的正常运行,确保在结焦全过程炭化室内的压力基本保持恒定。     

脱碳工艺中管壳式换热器的模拟及优化

运用Aspen Plus对脱碳工艺中管壳式换热器进行模拟和优化,设计出符合国家标准的管壳式换热器.设计和模拟过程中,充分考虑各股物流的相态变化,利用Property Analysis模块生成物料相图,分析换热过程中的相变情况.结合手工计算,采用HEATER和HEATX模块简捷计算所需换热面积,初选出符合国家标准的管壳式换热器.在换热面积裕量及压力降许可范围内,调整参数变量,优化换热器.模拟优化结果表明:经过调整优化后,相同热负荷条件下,换热器实际换热面积节省21.4%.模拟和优化过程降低了实验费用,提高了工作效率.     

聚合物/表面活性剂驱模拟采出水的乳化稳定性

以成分相对简单的轻质油(V(石油醚):V(苯)=9:1)作为模拟油取代成分复杂的原油配制模拟采出水,详细探究了驱油剂影响聚合物/表面活性剂二元复合驱采出水乳化稳定性的机理。采用超低界面张力仪、Zeta电位分析仪和界面流变仪对油水界面张力、油滴表面Zeta电位和油水界面流变进行测定,研究了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM,聚合物)、石油磺酸盐(WPS,表面活性剂)和矿化度对模拟采出水油水分离性能的影响。研究结果表明:WPS能够降低油水界面张力,使模拟采出水更加稳定。HPAM能够增加模拟采出水体相黏度,但对其最终乳化稳定性影响较小。矿化度增加显著增强了模拟采出水乳化稳定性,从而为进一步加深对采出水乳化稳定性的研究提供借鉴。     

含油污水下向流过滤器集水单元结垢沉积行为及影响研究

以改善油田污水水质、提高污水处理系统的运行平稳性为目标,结合下向流过滤器集水工艺的特征及其在生产运行中暴露的问题,分析了集水单元结垢沉积物的特性.考虑集水单元的材质及结构布局,建立模拟实验装置,研究了过滤速度、采出污水聚合物质量浓度对结垢沉积行为的影响,得出实验条件下的结垢沉积规律,明确了集水单元布孔支管构造形式对结垢...     

注水新工艺新技术在江汉油区的应用

在分析介绍调储沉降技术,双滤料过滤技术、磁过滤技术、膜过滤技术、负压排泥技术、旋转排泥技术等新工艺新技术在污水处理过程中的应用效果的同时,对磁过滤技术和膜过滤技术在应用中存的主要问题进行了研究,提出了下一步的措施和建议。     

三层滤料滤池移动式气水反冲洗研究

气水反冲洗应用到三层滤料滤池，能够防止滤床结泥球并提高其截污能力．根据试验结果，肯定了三层滤料滤池采用移动式气水反冲洗的效果，提出了设计参数的合理选择     

影响采出水悬浮物过滤效果的因素

通过分析实际生产中的过滤效果,发现影响粒状滤料去除悬浮物的主要因素有滤速、滤料的直径、滤料的吸附功能等。粒状滤料过滤出水难以达到预期的悬浮物含量2mg/L的水平。与"光电比色法"相比,"重量分析法"的数据更准确和恰当。     

设计虹吸滤池气水冲洗工艺应注意的几个问题

本文对滤池滤层结泥球的原因作了分析,提出改单一水冲洗工艺为悬移式气水同时冲洗新工艺,以消除滤层结泥球现象,并在试验基础上总结出设计悬移式气水同时冲洗新工艺应注意的事项。     

考虑THM的管网水质服务水平多目标优化

针对供水管网中余氯及氯仿（THM）服务水平优化问题,提出了一种衡量THM服务水平的表达式,推导了THM—I／O模型,建立了以管网余氯服务水平最大化、THM服务水平最大化以及加氯费用最小化的多目标优化模型。考虑了主体水余氯衰减系数、基于余氯消耗的THM生成比例系数、出厂水THM浓度、加氯点数量4个影响因素对优化结果Pareto前沿面的影响。结合一管网算例,采用EPANET—MSX模拟余氯衰减和THM生成,利用实数编码的非支配排序遗传算法-Ⅱ（NSGA-Ⅱ）进行优化,可得到各种情况下的Pareto前沿面。计算结果表明,随着主体水余氯衰减系数减小,加氯费用减少,THM服务水平增加。基于余氯消耗的THM生成比例系数和出厂水THM浓度的减小均能提高THM服务水平,但对加氯费用没有影响。增加加氯点虽然能减少余氯投加,但加氯站建设费用加大了总加氯费用。降低主体水余氯衰减系数是提高管网水质服务水平最经济有效的方法。     

超稠油水膜面减阻输送技术的数值模拟

超稠油水膜面减阻输送技术是能源领域的一项节能技术。超稠油运输的主要困难是因超稠油具有 较高的粘度,所以在输送过程中需要大量的能耗,提高输送成本。采用水膜面输送技术可克服这个难题。采用水膜 面输送技术时,在超稠油和管壁之间形成低粘度的环状水膜面,使高粘度的超稠油不直接与管壁接触,从而减小输 送阻力,有效降低能量消耗,节约成本。以辽河油田特石管道超稠油水膜输送现场试验数据为参考,应用计算流体 力学软件对其进行了数值模拟。模拟结果表明:超稠油水膜面减阻技术减阻效果非常明显,而且与试验数据很好地 相吻合,对实际运行具有一定的理论指导意义。     

喇嘛甸油田强碱三元复合驱采出液性能分析

为了给强碱三元复合驱技术决策提供依据,以喇嘛甸油田取样井的采出液为研究对象,分析了强碱三元复合驱采出液药剂加量与黏度和界面张力间的关系,探索了强碱三元复合体系段塞黏度对采出液药剂加量和色谱分离程度的影响。结果表明,随取样井储层渗透率增加,采出液中碱、表面活性剂质量分数和聚合物质量浓度呈现“先升后降”变化趋势。随采出液聚合物质量浓度增加,黏度增加,界面张力升高。随采出液碱和表面活性剂质量分数增加,黏度减小,界面张力降低。分析表明,强碱三元复合驱过程中存在比较严重色谱分离现象。通过提高三元复合体系黏度可以减弱色谱分离现象,进而改善三元复合驱增油效果。     

浅析提高超高压注水工艺质量的技术对策

江汉油田低渗透油藏注水开发面临着储层物性差、注水压力高、注水有效期短等问题。针对这类问题,专门研制了Y241封隔器超高压注水管柱。经过十几年的发展与优化,提高了超高压注水管柱的可靠性和长期稳定性;经过在实践中不断完善,总结了提高超高压注水施工质量的要点,即油管及管柱的可靠连接、完善的施工工序、合格的作业质量、质量可靠的井下工具和精细注水管理等。