风城油田超稠油污水旋流分离技术

风城超稠油具有密度高、黏度高、胶质和沥青质含量高,采出液泥砂含量高,以及存在多重乳液形态等特点,这些特点使得采出液油水分离难度大,分离出的污水含油量高,污水处理药剂用量大,系统运行效率低,处理成本高。旋流分离是一种实现高温密闭处理,提高分离效率、污油回掺处理效果的经济、高效处理技术。通过风城超稠油污水旋流分离技术的研究与应用,形成了超稠油污水旋流除油-化学反应处理技术,补充完善了新疆油田污水离子调整旋流反应法处理技术,为超稠油污水处理探索了新途径。     

风城超稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油开发试验

风城油田超稠油黏度大、埋藏浅,常规开采难度大,采出程度低。借鉴国外类似油藏开发的经验,结合油藏自身特点,运用双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发技术,建立了重32、重37井区SAGD试验区。在实际生产中由于循环预热压差控制和管柱结构不合理,导致水平段连通性差,动用程度低,极易汽窜,生产波动大。为了提高开发效果,以强化精细地质研究为前提,应用三维地质建模研究储集层物性及隔层空间分布,精细认识油藏地质特点;对SAGD循环预热阶段进行总结梳理,认识到预热阶段核心调控技术是压差控制;在SAGD生产阶段,保证汽腔供液能力、注汽和采出三者的动态平衡是关键,对整个试验区不断探索、分析和总结,逐渐形成一套成熟的SAGD开发调控技术。     

稠油自动相变掺热技术研究与应用

新疆油田六、九区稠油粘度（20℃脱气）达2000～100000mPa·s，密度大，属特稠油，四座集输联合站均采用热化学沉降脱水处理工艺技术。以工艺中原油加热方式为研究对象，与以前采用的螺旋板式换热器进行比较，对自动掺热这种新工艺的工作原理、运行工况、效果进行了阐述。结果表明，自动相变掺热装置较之以前的换热器更安全、更经济，自动化程度更高，换热效率更高，大大降低了生产成本。     

提高注汽锅炉热效率配套技术研究及应用

1概述稠油开采过程中,锅炉燃料消耗占生产总成本的48%以上,因此降低锅炉能耗,提高锅炉热效率,是降低稠油开采成本的主要方向。新疆油田公司重油公司现有注汽锅炉78台,平均热效率为80.84%,通过82台次注汽锅炉的测试,注汽锅炉热损失主要有三项:排烟热损失占总热损失的90.5%～97.5     

基于无线网络的注汽锅炉远程监控技术

通过对稠油热采注汽锅炉应用环境进行分析,并根据注汽锅炉运行特点和自动控制要求,提出了基于无线网络的远程监控方案,在重油公司18#、19#注汽站实施后,达到了现场过程控制和远程监视与故障分析诊断的目的。     

一种新型计量系统在稠油开采中的应用

克拉玛依油田浅层稠油主要分布在准噶尔盆地西北,原油物性平面差异较大,具有“三高四低”的特点,即原油黏度高、酸值高、含硫高,胶质含量低、含蜡低、沥青质低、凝固点低。地面脱气原油黏度（20℃时）平均在十几万mPa·s以上,黏滞阻力大、流动性极差、计量分离异常困难。     

蒸汽驱地面管线及井筒热效率评价

通过编制注汽管线热效率计算软件,对新疆油田重油开发公司汽驱过程中地面管线和井筒热损失分别进行计算,然后进行总体热效率评价。评价结果表明,在整个注汽管网中,井筒部分的热损失是最为集中的管段;要减少这部分热损失,提高热效率,可以采用隔热油管注汽措施。汽驱时井筒部分全部采用隔热油管注汽,比采用光油管注汽可减少82%的井筒热损失,每年节约燃气成本近3 000万元。     

蒸汽掺热在稠油热采冬季采暖中的应用

介绍DPS型蒸汽掺热装置的工作原理、基本结构性能特点以及在新疆油田稠油热采冬季采暖中的应用.     

克拉玛依浅层稠油藏出砂规律及防砂技术

克拉玛依浅层稠油藏胶结疏松，油井易于出砂。对该油藏出砂原因、分布及规律进行了探讨，并对自1991年以来先后实施的绕丝管防砂、金属棉蠕动滤砂管等机械防砂及羟基铝、普通高温固砂剂、有机硅高温固砂剂等化学防砂措施，从现场应用效果、适用程度进行了分析总结。     

内循环UASB反应器-氧化沟工艺处理脱墨废水的研究

经絮凝沉淀后(沉淀时间为6h),采用内循环UASB-氧化沟工艺流程处理脱墨漂白浆废水。研究结果表明,当内循环UASB反应器的COD容积负荷为8kg/(m3·d),卡鲁塞尔氧化沟的污泥COD负荷为0.14kg/kg(以单位VSS计)时,在进水COD,BOD5,SS分别为5500mg/L,2500mg/L,2200mg/L的条件下,出水各项指标完全达到GB8978—1996一级排放标准,处理后水可回用。