采油工艺论文篇(1)

（1）隔油池。

在炼厂一般都采用利用油、水的比重差进行油水分离的隔油池。其中比重小于1的油品上浮至水面而得到回收；比重大于1的其他机械杂质沉于池底。所以，隔油池同时又是沉淀池，但主要起除油作用。

（2）浮选。

浮选就是向污水中通入空气，使污水中的乳化油粘附在空气泡上，随气泡一起浮升至水面。一般为了提高浮选效果，向污水中投加少量浮选剂。由于炼厂的生产污水中本身含有某些表面活性剂，如脂肪酸盐、环烷酸盐、磺酸盐等，故不需另外加入浮选剂，也能获得较好的浮选效果。所以，近几年来在国内外都广泛地用它来处理炼厂的含油污水。

（3）絮凝。

对于颗粒直径小于10-5m的油粒，一般称之为乳化油。这种乳化油由于其表面吸附有水分子，此水层使油粒不能相互聚合。另外，因油粒表面带有相同电荷，由于静电排斥作用也妨碍油粒间的相互聚合而在水中呈稳定的悬浮状态。这两种因素构成了乳化油在水中的稳定状态。再者，油粒间由于水分子运动产生的布朗运动，促使油粒相互碰撞聚合而变成较大的油粒，以及由于范德华力所产生的油粒间相互吸引力，促使它们相互聚合，以上所有这些因素就构成了油粒的不稳定因素。为了使具有这种特性的油粒凝聚，就应消除其稳定因素。絮凝法的基本原理主要是根据油粒稳定因素之一——静电排斥力发生电中和作用的现象来进行絮凝。仅用双电层原理来解释絮凝原理尚有许多现象不能说明，因此絮凝作用还应考虑金属氧化物的水化物对油粒的吸附、包围圈带等各种现象的综合作用。

（4）过滤。

含油污水中油粒和悬浮物质在通过滤层时被截留在滤层中间，一般污水中的悬浮物质的粒度同砂层中的空隙相比要小得多，这种微小的颗粒在砂层中被截留下来的现象，许多学者试用下列作用来解释：筛滤作用、沉淀作用、化学吸附作用、物理吸附作用、附着作用及絮凝形成作用，这些作用中，到底哪一种对过滤起着决定性的作用，不同的研究者提出了不同的看法，至今还未建立一个统一的、肯定的说法。

2含硫、氨、酚污水处理工艺

炼厂在渣油焦化、催化裂化、加氢精制等二次加工过程中都会产生一定量的过程凝缩水，其中含有较多的硫化物、氨和酚类，一般称为含硫污水。它的排量不大，但如不经任何处理直接排入炼厂排水系统，则将严重地破坏隔油池操作流程，影响污水处理构筑物的正常运行。

（1）水蒸汽汽提法。

水蒸气汽提法就是把水蒸汽吹进水中，当污水的蒸汽压超过外界压力时，污水就开始沸腾，这样就加速了液相转入气相的过程；另一方面当水蒸气以气泡形态穿过水层时，水和气泡表面之间就形成了自由表面，这时液体就不断地向气泡内蒸发扩散。当气泡上升到液面时就开始破裂而放出其中的挥发性物质，所以数量较多的水蒸气汽提扩大了水的蒸发面，强化了过程的进行。工业污水中的挥发性溶解物质如硫化氢、氨、挥发性酚等都可以用蒸汽蒸馏的方法从污水中分离出来。

（2）含酚污水的处理。

酚既能溶于水，又能溶于有机溶剂如苯、轻油等。水和有机溶剂是两种互不相溶的液体，利用酚在这两种液体中的溶解度不相同（酚在有机溶剂中的溶解度较水大），把某种有机溶剂如苯加入酚水中，经过充分混合后，酚就会逐渐溶于苯中，再利用水和苯的比重差进行分离。因此可以利用此原理从污水中把酚提取出来。但为了获得较高的脱酚效率，需要采用对酚的分配系数高又与水互不相溶、不易乳化、损耗小、价格低廉、来源容易的有机溶剂作萃取剂。

3生物氧化法

利用大自然存在着大量依靠有机物生活的微生物来氧化分解污水中的有机物质，运行费用比用化学氧化法低廉。这种利用微生物处理污水的方法叫作生物氧化法。由于它能有效地除去污水中溶解的和胶体状态的有机污染物，所以一般炼厂都采用它作为净化低浓度含酚污水的主要方法之一。

4深度处理

炼厂污水经过隔油、浮选（一级处理）和生化处理（二级处理）等构筑物净化后，水质仍然达不到国家制定的排入地面水卫生标准的要求。为了防止恶化环境，消除其对水体、水生生物和人畜的危害，对某些地处水源上游和没有大量水源可作稀释水的炼厂来说，就必须对排出污水进行深度处理（亦称三级处理或抛光处理）。深度处理方法很多，但一般都由于技术比较复杂，处理成本过高，而未被生产上广泛采用，尚有待进行深入研究和改进。目前从国内外的发展趋势看，活性炭吸附法、臭氧氧化法，对彻底净化炼厂污水，使其达到排入水体或回收利用方面颇有价值。

（1）活性炭吸附法。

活性炭吸附污水中的杂质属于物理吸附。其原理是由于活性炭是松散多孔性结构的物质，具有很大的比表面积，一般可达1000m2/g。在它的表面粒子上存在着剩余的吸引力而引起对污水中杂质的吸附。近几年来国内外利用活性炭吸附处理炼厂一级或二级出水，取得了良好的效果，综合起来，可得到以下的主要试验结果：①用活性炭吸附法净化炼厂污水生化需氧量可脱除80%，出水中酚含量<0.02mg/L；②使水产生臭味的有机污染物，较其他有机污染物更容易脱除，在净化过程中它们首先被吸附掉；③在使用活性炭吸附前，污水应经过预处理，使固体悬浮物小于60mg/L，油含量达到20mg/L以下，这样可以减轻活性炭的负担，延长操作时间，减少再生频率，降低再生费用；④每公斤活性炭可吸附0.3~0.5kg以化学耗氧量衡量的有机物，吸附饱和后的活性炭可用烘焙法再生，再生损失约为5%~10%；⑤活性炭的粒径对吸附速度影响较大，一般水处理活性炭采用8~30目较合适。

（2）臭氧氧化法。

臭氧具有很强的氧化能力，所以在西欧各国被广泛用于给水处理的杀菌、脱色和除臭处理。目前国内外已开始大规模地研究把臭氧氧化用于工业污水的最终处理，并取得了良好的效果。

5其他处理工艺

除了上述几种常见的采油废水处理工艺外，近几年来也出现了一些新技术。文献[1-2]指出，越来越多的膜分离技术开始用于油田采出水处理，膜分离技术是利用膜的选择透过性进行分离和提纯的技术。膜法处理可以根据废水中油粒子的大小，合理地确定膜截留分子量。文献[3-4]指出，生物吸附法是一种较为新颖的处理含重金属废水的方法，具有高效、廉价的潜在优势。所谓生物吸附法就是利用某些生物体本身的化学结构及成分特性来吸附溶于水中的金属离子，再通过固液两相分离来去除水溶液中金属离子的方法。

6结语

采油工艺论文篇(2)

关键词：负压效用；负压采油；工艺；采油主要装置

中图分类号：TE938+.1文献标识码：A

前些年，负压采油工艺在国内还属一种新的采油工艺。但随着科学技术的进步，负压采油已广泛的应用于各大油气采集企业中。负压采油工艺主要为了提高一些低压、低产抽油井产量而采取的一项采油工艺技术措施。它主要是使用一套特殊的管柱和井下工具使抽油泵的吸入端在抽油过程中产生负压效应，改善井底的生产状态，以有利于原油的聚集和采出。从实质上讲，负压采油的主要是通过设法增大油井压差而形成负压效用，这一点已为事实证明。但是负压采油工艺的原理以及突出的优点是什么？主要装置有什么？本文试从研究负压采油工艺方面做一分析。

1 负压效用以及负压采油原理

1.1 抽油井负压形成的机理

负压效应是液体受到外界张力作用断开而产生的一种亚稳不平衡物理现象。在液压系统中，这种负压不平衡效应是普遍存在的。在常规的抽油井采油过程中，液体系统是敞开的，所以在井底及泵阀附近存在一定量的气体和机械杂质，在油、套管环形空间也有混合的液柱和气柱，这种结构的流体对阀附近的流体系统起着显著的缓冲作用比较明显，因而此时不一定能够产生负压。相反，混合的液柱、气柱不能参与、波及阀附近流体的变化时，当固定阀突然升高，井腔内流体便大量涌进泵腔，流速迅速变大，于是，井底压力瞬时大幅度下降，流体的连续性被破坏，便产生了负压效应。

1.2 负压采油的工作原理

因为负压采油工艺可以提高油气的产量，所以，此工艺主要针对那些低能量，低产能，低含水井的开采。负压采油的实质是采用一定的技术或使用特定的装置在泵吸入口处形成负压区。具体过程是：抽油杆带动抽油泵活塞上行导致泵内压力急剧下降，固定凡尔在地层压力作用下突然打开，此时，处于高压下的液体瞬时泄压，井腔内相对不流动的液体流涌入泵腔．流速急速增大，使得井底压力瞬时大幅度降低．流体的连续性被破坏，油井内生产压差增大，从而实现油井增产。

2 负压采油工艺优点

2.1 采用负压采油工艺能够使抽油井井底产生负压效应，增加油井产量，提高泵的效用。

2.2 与常规的有杆泵采油工艺相比，负压采油工艺仅增加了一套中等价格的负压采油装置，而作业施工方面却基本上与正常的油井检泵相同，施工作业费用增加的不多，但采油效率却提高不少，固而此工艺经济效益较好。

2.3 油井生产需要正常稳定，负压采油工艺理论明确，无大的风险性。采油装置性能可靠，适用性较广。此工艺拓宽了有杆泵采油的范围。

2.4 负压采油工艺易于推广，具有很大的增产潜力。

2.5 由于井底产生负压，相当于增大了生产压差，从而可以改善射油层的渗透率和孔井段的渗透性，使地层能向井内强烈地排油。

2.6 由于负压采油工艺改变了油气分离的状态，气体对抽油泵工作的影响被大大减弱，可延长泵的使用寿命，从而提高了抽油泵的充满系数和泵效，增加油井的产量。

2.7 在采油的过程中可冲洗射孔井段，起到净化作用。此外，应用负压采油工艺还可以改善抽油机井内的洗井状况，提高洗井效率，防止油层的污染。

2.8 在吸入端，抽油泵在抽油过程中会产生负压效应，这能够改善井底的生产状态，以有利于原油的聚集和采出。

总之，负压采油工艺的经济效益是明显的，所以是一种比较有希望推广的采油工艺措施。

3 负压采油装置主要部件和功用

负压采油装置隔离了油、套管环形空间内因液体敞开所产生的液柱和气柱，封闭了环形空间阀以下的流体，使下方的套管内腔和地层构成一个封闭的液压系统。若在油井射孔井段之上某一位置下入一套负压采油装置，以保证抽油泵的吸入端在抽油过程中能产生负压效应。

3.1 装置主要部件

3.1.1 封隔器

封隔器是封闭油、套环形空间的主要工具。封隔器在井下的密封性能的好坏，将直接决定负压产生的效果。251和271两种卡瓦式封隔器及丢手封隔器是在目前负压采油工艺中应用较为普遍的。

3.1.2 伸缩管

由于抽油泵的下端负压采油装置是由封隔器卡于套管内壁坐封来密封油套管环形空间的，因而在油井正常生产中．在负压采油的管柱中就会有部分油管受压而处于弯曲状态。这会造成抽油杆偏磨等现象，严重地影响抽油泵正常工作。因此使用伸缩管防止管柱受压弯曲，保证井内的管柱能够在自然状态下生产。

3.1.3 分流阀

分流阀是一种能使负压采油井能够进行正常的洗井、加药等作业施工的组合阀，专门为负压采油工艺设计、研制。它主要由上接头、下接头、洗井阀和底阀组合而成的。 此阀既可以保证抽油泵正常工作时底端能够产生负压效应，使油井正常生产，同时还能改善抽油井的热洗状况，防止洗井时洗井液对油层产生回压及污染油层等现象，增强洗井的效果，提高抽油井洗井的效率。

3.1.4 密封脱接体

密封脱接体是使封隔器在井下遏阻或受卡而能够自动解脱，将管柱和抽油泵等顺利地从井内提出的一种安全装置。其工作要求是：当油井正常进行生产工作时，能够保证井内呈密封状态，使抽油泵底端产生负效应；修井作业时，当上提管柱的负荷达到一定值时，密封脱接体会自动脱开，使井内封隔器以上的管柱能顺利起出。

3．2 负压采油管柱结构的应用与改进

常规负压抽油工艺是在油层顶部仅坐一封隔器。密封油套环形空间，虽然结构简单，但却因管柱蠕动导致封隔器有效期短，不能清洗管柱和抽油泵，因此，对采油工艺管柱进行改造，不断完善和发展该工艺技术，满足采油井需要，是势在必行的。根据负压抽油工艺的增产机理及工作特点，对工艺管柱逐步进行发展和完善。由原来单一的负压工艺管柱，改进成既能保证形成一定的负压值，又能保持较长有效期．还能做到清洗管柱及泵负压工艺管柱。在改进设计过程中，还要遵循工作可靠，施工简便，费用低等基本原则。

4 负压采油井的设计

为了确保抽油泵在理想的状态下工作，并使负压采油井的生产达到最佳状态，就要对负压采油井进行合理的设计和选择。

4.1 设计的基本原则

4.1.1 根据抽油井的情况，按已编制好的计算机程序严格地进行优化设计，以选择最佳的采油装置和泵的下入深度。

4.1.2 根据负压采油装置的下入深度等因素确定封隔器的坐封位置。

4.1.3 根据负压采油管柱的抗拉强度，确定负压采油装置的安全负荷，即密封脱接体的脱断拉力。

5 结语

综上所述，地产低能的油井，由于负压效用，负压采油管柱在深井泵入口处周围产生负压，从而增大生产压差。若能合理的运用负压采油工艺，便可以提高油井的产量，可以达到增产目的。为了合理的利用油气资源，我们应该科学的设计负压采油井，并加大对负压采油工艺的推广力度，以达到能源利用率的最大化。

参考文献

[1]孙明朗.压效应在油田生产中的应用，《石油钻采工艺》1988年第4期

采油工艺论文篇(3)

[关键词]全蜡油硫化、径向温差、不均匀分布因子、反应器压差、催化剂润湿吸附温升

中图分类号：TM173 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）12-0068-01

0 引言

随着全球石油能源开采利用的效率逐渐达到上限，在现代化的炼油企业中也不得不对炼油过程中的劣质石油进行处理，而渣油加氢无疑是一种较好的提升石油利用效率的方法。在渣油加氢处理过程中使用的催化剂，其主要的活性组分是非贵金属，刚装填进去的催化剂中，其活性组分主要以氧化态金属的形式存在。要让催化剂在工艺过程中保持良好的活性以及稳定性，提高其抗毒性和寿命，就需要将催化剂中金属由氧化态转化为硫化态，这样才能使加氢催化剂的效能最大化。在加氢催化剂的开发过程中，对催化剂进行预硫化处理是最重要的瓶颈。在常规的硫化过程中，一般是将低温下柴油的硫化处理和高温下的蜡油硫化处理组合在一起进行。本文旨在将常规的硫化处理与全蜡油硫化处理工艺进行比较，分析讨论全蜡油硫化处理加氢催化剂的优势。

一、常规的硫化处理工艺的缺点

在常规的硫化处理过程中，一般是使用柴油去进行低温的硫化处理，但是经过硫化处理的柴油不能直接排放到罐区，因为柴油里面含有硫化氢等有害物质。因此，需要对常规的硫化工艺进行脱氢处理。在新建的炼油厂，一般会选择两系列单开单停的渣油加氢设备，两列反应系统是分开的，而其两列的分馏系统是共用的。当其中一列反应系统正常工作，但是另一列反应系统需要停机换剂时，需要对蒸馏系统里面的柴油的用量进行调整，从而预防分馏系统塔底的泵被抽空，进一步导致柴油和蜡油的切换时间太长而使工艺时间延长。

二、比较常规硫化工艺与全蜡油硫化工艺

1.硫化过程的工艺、硫化时间对比

在低温硫化反应过程中，需要在硫化油中添加硫化剂并且将硫化过程产生的热量带走[1]。一般情况下，蜡油与柴油相比，其黏度更大，但是在升温过程中，蜡油的黏度会随着温度的升高而迅速降低，因此采用全蜡油硫化工艺的效果如何需要通过实验进行验证。

本文在渣油加氢装置中将采取常规硫化工艺得到的数据与采用全蜡油工艺得到的数据进行比较和分析。在二者的比较分析过程中，无论是采用哪一种工艺，其硫化过程的反应步骤都是差不多的。通过实验对比可以得出：全蜡油硫化过程的进油量大约是120t/h，低于常规硫化过程的150t/h；同时全蜡油硫化的低温硫化时间和高温硫化时间分别为4h和2h，而常规硫化工艺的时间分别为8h和2h。通过比较可得知：在排除反应过程中催化剂及硫化层穿透的因素对硫化过程的影响以后，全蜡油硫化过程大约可以节省20h的反应时间。

2.硫化过程中的各种影响因素

在硫化过程中，硫化油对硫化工艺的影响是很大的。蜡油的黏度在常温下比柴油大，可是蜡油的黏度对温度十分敏感，因此，如果硫化油中的催化剂在硫化早期没有均匀地分布的话，就会导致偏流的形成，从而影响硫化过程中催化剂的加氢能力以及催化剂的使用时长。一般而言，我们可以采用反应器压差对黏度进行表征，可以用反应器在直径方向的温度差（径向温差）以及不均匀分布因子对流体的分布进行表征。

3.径向温差对反应器硫化过程的影响

在反应器的上部及下部的同一水平面分别放置4个对称的测温点，可将径向温差定义为剔除异常的温度测量之后，在同一个水平面上的最高温度和最低温度的差值。通过实验可知，常规硫化和全蜡硫化过程中的径向温差都没有超过2℃，说明两种硫化过程中催化剂都是均匀分布在反应器内部空间的。

4.不均匀分布因子对硫化过程的影响

在硫化过程中，反应器的温度分布不是很均颍这是由于在反应器中气相和液相的不均匀分布，同时液相和气相的流速过低以及以及硫化油的黏度过高等因素导致的。不均匀分布因子的定义是指反应器中的床层顶部与底部的热电偶的温差的最大值和最小值之比[2]。在硫化过程中，可以采用不均匀分布因子去判断反应器的温度分布是否均匀。

5.反应器压差对硫化过程的影响

通过实验可知，在低温硫化过程中，采用全蜡油硫化工艺的反应器的压差要比采用常规硫化工艺的反应器压差略高，大约是0.01MPa；而在高温硫化时，结果却刚好相反，二者的压差相差也不是很大，也小于0.1MPa。因此可以知道；在两种硫化工艺中，硫化油的黏度对于反应器的压差影响不大。

6.催化剂的润湿吸附产生的温差对硫化过程的影响

在硫化过程中，催化剂由于润湿吸附作用，会放出部分热量，使反应器内的温度升高。通过实验可知：在常规硫化过程中，催化剂润湿吸附导致的温升比较高，甚至最大温差达到45℃，同时存在温差的时间较长，可达50分钟；在全蜡油硫化过程中，催化剂润湿吸附产生的温升较小，最大温升仅有20℃，温差存在的时间只有15分钟左右。通过比较可知，全蜡油硫化过程中的催化剂润湿吸附温升比常规硫化过程中的温升少，因此对催化剂的使用性能和使用寿命的保护更好。

三、结论

常规硫化过程相比，全蜡油硫化可节省约20h的反应时间。两种硫化工艺工程中的径向温差、不均匀分布因子以及反应器压差的区别都不大。全蜡油硫化过程中的催化剂润湿吸附温差比常规硫化工艺中的温差要小，持续时间也更短，更有利于保护催化剂。

参考文献

采油工艺论文篇(4)

关键词：重整抽余油 HYSYS 流程模拟 溶剂油 塔器设计

溶剂油作为一种主要石油化工产品，在涂料、橡胶、印刷油墨、洗涤以及食品、化妆品等领域中得到广泛应用，而且其产量和品种也逐年增加。重整抽余油的非芳烃可以生产6#溶剂油[1]和120#溶剂油[2]。其中6#溶剂油是榨取生产植物油的良好溶剂。120#油主要用于橡胶工业，制鞋行业，再生胶的综合利用，调制各种粘合剂。这两种产品用途广、价值高、市场上很紧俏。本文作者主要研究了用HYSYS[3]模拟精馏过程从抽余油中分离6#溶剂油和120#溶剂油的工艺过程，并对相关塔器进行了详细设计。

目前现状：

6#溶剂油和120#溶剂同时生产的主要困难是其馏程不易控制。6#溶剂油的馏程在67.5-74.5℃。而120#油初馏点要求≮ 80℃ 。这就要求两个组分有足够的分离度。原工艺难以满足分离要求。故需进行技术改造。

表1为江苏某化工厂的芳烃抽余油物料组成，处理量：5000kg/h；压力300 kPa；物料温度：25℃；wt%。

本研究结合江苏某化工厂的公用工程条件，运用HYSYS软件进行模拟分析计算，此模拟中脱轻组分塔和溶剂油精制塔的物性方法采用了Reng-Robinson，所用的物性参数都采用HYSYS自带的物性数据库。

工艺流程简述：

重整抽余油经过脱轻组分塔的再沸器物料预热至80℃后进入脱轻组分塔，塔顶设冷凝器，塔底设再沸器；塔釜物料经溶剂油精制塔分离出6#溶剂油和120#溶剂油，塔顶设冷凝器，塔底设再沸器。如图1

模拟结果：

通过对两塔器的进料温度，回流比，理论板数，采出量等的不断摸索，调整出了最佳的工艺参数。两塔理论板数均为70块，其他参数如表2：

脱轻组分塔 溶剂油精制塔

最终的流股信息见表3：wt%

从流股数据可以看出，6#溶剂油和120#溶剂油达标。

经过流体力学计算，确定脱轻组分塔和溶剂油精制塔均采用规整填料塔，该填料塔的优点是：生产能力大，分离效率高，压降小，操作弹性大。经过对两塔器[4，5]进行优化设计，结果如表4。操作弹性（60%～110%）

脱轻组分塔 溶剂油精制塔

装置运行效果：

目前该设计塔器已经在江苏某化工厂顺利投运。目前运行的数据同HYSYS模拟计算的数据完全吻合。

结论

通过对江苏某化工厂重整抽余油组成的研究，提出了双塔精馏的工艺过程。通过HYSYS软件模拟计算，并运用流体力学软件核实，对脱轻组分塔和溶剂油精制塔进行了详细设计。目前该套装置已经在江苏某化工厂顺利投产。根据投产情况：该装置已达到工艺计算的要求，较好地稳定了产品质量和收率，创造了极大的经济效益。该工艺的研究对国内重整抽余油精馏装置具有一定的借鉴意义，极易在其他化工厂进行推广应用。

参考文献

[1]GB 16629-2008 《植物油抽提溶剂》

[2]SH0004-90 120#溶剂油行业标准

[3]俞永尧应用HYSYS软件建立分馏系统模型及其仿真研究 中国石油大学（华东）毕业设计（论文）

[4]倪正初 重整溶剂油精馏塔的优化及改造[J] 上海化工 1993年02期第18卷，9-12

采油工艺论文篇(5)

下午好，我叫xxx，来自工艺研究所，先后任采油、地面室主任，目前担任地面室主任，主要负责采油厂地面工艺方案的编制，生产运行参数管理，新技术的试验及评价等工作。今天我竞聘的岗位是油气生产岗，我具有以下几方面优势：

优势1、负责开展了多个攻关项目，练就了扎实的理论功底

一是负责开展了《采油二厂机采参数匹配技术研究与应用》项目，探索形成了不同油藏，不同采油方式以沉没度为中心的动态参数优化技术，指导、实施地上、地下举升参数优化调整237井次，躺井率由2.14%降低至1.87%，纯抽泵效由58.6%提升至60.5%，实现累增油3.8万吨，节约管杆5.16万米，为建设质量效益型采油厂发挥了技术支撑作用。该项目获局级创新项目二等奖。

二是开展了《电潜螺杆泵举升工艺研究与应用》项目攻关，试验取得成功，相比电加热杆举升工艺，节电率达94%以上，单井年节电费30万元，解决了稠油举升能耗高的难题。该项目荣获采油厂科技项目一等奖、第二届青年学术交流成果展示一等奖、全国稠油研讨会论文二等奖。

三是引进“高温加药+高速离心” 技术，开展南一联7#罐老化油处理试验，试验取得成功，处理出合格原油2908t，破解了油公司多年以来未能解决的老化油处理难题，为采油厂完成全年原油产量任务做出了突出的贡献。该项目荣获采油厂科技项目二等奖。

近五年来，参与完成多项科技攻关，获省部级二、三等奖各1次，获厂级科技项目1等奖3次，二等奖2次，获得局级创新创效项目二、三等奖各1次，在项目攻关过程中，练就了扎实的理论功底，取得了丰富的实践经验。

优势2、具有8年的采油、地面工作经验，全方位掌握了采注输工艺技术

油气生产岗的重点工作就是搞好油气生产，全面掌握井筒和地面工艺技术至关重要，8年的工作经历，让我积累了扎实的井筒举升工艺、地面集输及供注水工艺，更有利于做好危险井抢救、热洗清蜡、调参调水等无形上产工作，更有利于做好地面集输工艺的配套和优化简化，更有利于搞好地面供注水系统优化。

优势3、具有踏实的工作态度和勇于担当的主人翁精神

疫情期间，主管地面的领导被隔离，组室其余人员也不能到岗，我主动独立承担了地面的所有工作，每天早起晚归，圆满完成了各项工作任务，随后积极响应采油厂5+1工作制，虽然家里照顾着1个4岁和1个1岁的小孩，我也未曾请假1天，未曾延误一项工作，还经常加班加点完成了各类地面系统的新、改、扩建工程工艺方案30余项，加班加点研究和评审各类方案、可研、初设、施设图纸40余次，提出优化修改建议100余条。

采油工艺论文篇(6)

关键词：蒸汽驱注汽 分层管柱 地面模拟试验

引言

蒸汽驱是稠油油藏注蒸汽开发过程中继蒸汽吞吐以后，进一步提高原油采收率必然的热采阶段，是稠油转换开发方式的重要接替技术之一。对于多层稠油油藏，由于地层的非均质性，致使各层动用程度不均衡，因此常规蒸汽驱的笼统注汽将加剧蒸汽超覆和单层突进，使蒸汽驱纵向波及效率降低，影响蒸汽驱开采效果，不利于蒸汽驱开采的规模实施。目前，辽河油田大部分稠油区块已经进入吞吐中后期，转换开发方式的需求越来越突出。因此，开展蒸汽驱注汽工艺分层管柱的完善与推广势在必行。

1、蒸汽驱注汽工艺分层管柱工艺原理研究

同普通蒸汽驱相比，蒸汽驱注汽工艺分层管柱不仅需要解决蒸汽驱长期连续注汽过程中管柱的锚定与座封、油套环空的长效密封与隔热以及长期注汽后整体管柱的解封，同时需要根据油藏各层段层间差异及其动用程度确定各层段的合理配注量。鉴于以上分析，需要解决以下关键问题：

（1）建立科学的地面模拟装置，优化设计各层段的合理配注量与配汽孔径

（2）研制具有长效隔热性能的2-3层分层汽驱工艺管柱

（3）研制2-3层分层汽驱配汽装置

（4）蒸汽驱长期注汽过程中，依据测试结果与各层段地质状况变化，通过配汽喷嘴孔径的调整实现配注量的动态调整

2、蒸汽驱注汽工艺分层管柱研究

2.1配汽流量优化设计软件的研制

在汽液两相流基本控制方程的基础上，建立了以井筒综合压降计算模型与配汽孔面积计算模型为核心的理论模型。其中，井筒综合压降计算模型针对不同流动型态的特点，分别采用不同压降计算方法，避免了以往采用单一模型计算井筒压差而产生的由于流态的差异而导致的计算精度较低的实际问题。配汽孔计算面积与压差、配注量的关系的准确程度将通过地面模拟实验得到修正与标定。

2.2 蒸汽驱注汽工艺分层管柱及其配套工具的研制

2.2.1 蒸汽驱注汽工艺分层管柱的研制

蒸汽驱注汽工艺分层管柱由真空隔热管（配隔热管接箍密封器）、补偿式隔热型伸缩管、长效密封器、强制解封汽驱封隔器、层间配汽装置、以及层间密封器等工具组成。

管柱工艺特点如下：

① 液压座封上提分级解封，下井和提出一趟管柱完成，可实现分层汽驱2-3层段的分层配汽。

② 管柱耐温350℃、耐压17MPa， 使用寿命3年以上。

③ 管柱采用金属和非金属双级密封，双向锚定，管柱自身调节伸缩补偿。

④ 可实现注汽过程中，各层段配汽量的动态调节。

2.2.2 配套工具的研制

（1） 强制解封蒸汽驱封隔器

采用投球或球杆的水力座封方式座封，卡瓦双向锚定。设计有多自由度的座封和解封结构，并设计有下锥体强制解封机构，从而可确保长期注汽后的管柱可靠解封。

（2） 长效蒸汽驱密封器

采用多腔体软金属密封，同时特殊材质的支撑环在高温和挤压作用下变形，可随时补偿多级膨胀腔对油套环空密封的不足，从而提高了整体管柱的长效密封效果和解封性能。

（3） 补偿式隔热型伸缩管

在结构上增加了除垢装置，以减少密封件的磨损；采用压力密封补偿方式，由此变化的补偿密封件的损耗，来保证伸缩管的活动密封效果；隔热型外管设计可确保注汽过程中伸缩管部分的热损失最小，从而保障注汽管柱的整体隔热效果。

（4） 隔热管接箍密封器

根据隔热管端口的机构，采用特殊结构的设计实现了隔热管接箍处的二次密封，减少了接箍处蒸汽绕流、减压对蒸汽流动的影响，从而大大降低了隔热管接箍处的热点损失。

（5）配汽装置的研制

能够实现汽驱间的分层测试。管柱最小内通径50mm，能够顺利通过测试工具，可以实现分层测试。

实现蒸汽驱过程中各层注汽量的调整。因为偏心分层汽驱配汽阀的堵塞配汽器能够实现汽驱期间的投放和打捞，能够根据测试结果来调整配汽嘴过流面积，配汽嘴过流面调整范围：0---491mm2。

3、地面模拟实验

3.1 配汽喷嘴投捞实验

在进行蒸汽驱配汽试验过程中，喷嘴的更换投捞均采用钢丝投捞。试验管柱井口安装防喷管，投捞器分别安装投送头和打捞头，在高温蒸汽条件下试验投捞成功率。试验投送和打捞共56次，均获得成功。

3.2配汽喷嘴计算面积与配注量关系的修正与标定

为检验配汽喷嘴的理论设计与实际应用的准确程度，进行了两组配汽喷嘴、模拟上、下2层配注油层的地面模拟实验，实时采集了锅炉流量在1.5t/h 、2.0t/h、2.5t/h 、3.0t/h与蒸汽干度在30% 40% 50% 60%状态下的近216000余个数据，通过这些可靠的实验数据，进行了配汽喷嘴计算面积与配注量关系的修正与标定。

修正后的公式，对于10mm孔径的上配汽孔，相对误差百分比由由原来的35.97%降为-0.49%。对于15mm孔径的下配汽孔，相对误差百分比由由原来的170.94%降为7.63%。

综合上述分析，可以看出修正后的理论计算模型能较精确的对配汽流量进行计算。

4、改进与完善

蒸汽驱注汽工艺分层管柱在辽河油田得到大规模推广应用，取得了巨大成功，但在配套投捞技术上存在一些问题。由于投捞是在高温环境下进行，对投捞施工工艺、管柱组合及投捞工具的材质、结构原理提出了更高的要求。

对投捞器和工作筒的结构（包含配汽嘴）进行了系列改进

1、为了能够最大限度的控制结垢现象的发生，减小结垢附着面面积及间隙；

2、优化偏心工作筒结构提高投捞器的投捞成功率；

通过对投捞工具的不断改进和完善，使得问题逐渐得到解决，最终使分层汽驱配套投捞技术满足现场需求。

5、结论

（1）研制了模拟计算与配汽孔径设计软件，并通过地面模拟实验进行了修正与标定

（2）研制了蒸汽驱注汽工艺分层管柱，该管柱耐温350℃、耐压17MPa， 可实现分层蒸汽驱2-3层段的分层配汽，使用寿命3年以上，。

（3）研制了偏心配汽装置，可实现汽驱注汽过程中配汽量动态调节。

参考文献

[1]杨世铭・传热学[M]・北京：高等教育出版社，1987

[2]刘文章・热采稠油油藏开发模式 [M]・北京：石油工业出版社，1988

[3]张锐・稠油热采技术[M]・北京：石油工业出版社，1999

[4]万人溥，罗英俊・采油技术手册[M]・北京：石油工业出版社，1982

采油工艺论文篇(7)

关键词：辽河油田，储油罐、伴热、自循环真空炉

【分类号】：TE974.2

一、前言

辽河油田所属的边远零散井多为单井点油气井，没有独立的油气集输系统，单井点大多采用储油罐储油，罐车拉油的生产方式。高架罐储油伴热效果的优良与否，一直是关系到油田安全生产、经营效益的重要课题。

二、现状分析

在传统的生产方式中，辽河油田对于此类油井储油罐采用以下三种方式伴热：1、火烧罐存油，直接给火烧罐加热；2、高架罐存油，采用电加热装置伴热；3、高架罐存油，采用水套炉+管道泵强制循环伴热；以上三种伴热方式分别存在不同的优缺点，其主要优缺点分析如下：

（一）火烧罐直接加热法

采用30立落地式或50立高架式火烧罐存油，直接用油井套管气作为燃料能源，给火烧罐底部直接加热。此种储油伴热工艺流程简单，投资小，可操作性强。但是，该工艺存在着一个明显的缺点，即安全性无法保证，当明火直接给火烧罐底部加热时，存在重大安全隐患。且火烧罐无法保温，有生产突况时加热停止后，热量发挥较快，不利于保温储油。目前，工程设计施工规范明确规定禁止采用这种加热方式，此种工艺逐渐被淘汰。

（二）高架罐+电加热装置伴热法

通过电加热棒给高架罐存油直接伴热，此种工艺主要用于套管气量较小的井场，且投资相对较小。但是，此种工艺有明显的两点缺陷，其一是消耗了大量的电力资源，增加了生产成本；其二是用电加热棒直接给原油加热，存在很大的安全隐患，且存油在电加热棒加热中，存在原油焦化等问题。

（三）水套炉+管道泵强制循环伴热

如下图所示，采用水套炉+管道泵，通过管道泵的强制循环，将水套炉加热的热介质给高架罐盘管加热，间接的加热方式提高了原油伴热的安全系数。但是，此种工艺同样存在几点突出问题：一是投资比重较大；二是管道泵连续工作能力差，工作性能不稳定；三是耗用电能及天然气能量相对较大，起不到节能减排的效果。

三、改进建议

在分析了原有几种储油伴热工艺的优缺点后，公司近年来采用了新的伴热方式，即采用自循环真空加热炉伴热方法，该加热方式工艺原理为：采用套管气作为燃烧介质，通过热力学原理，在热介质受热后比重减小，在形成一定坡度后会自动上升，当热介质在高架罐盘罐中流动时，温度降低，然后比重加大，自动流回真空炉中，形成一个自动循环的过程。

四、改进前后效果分析

如下表，通过表中数据对比，我们可以直观地看出，应用真空加热炉伴热工艺，无论从节能、安全、经济上都有很多优点。

五、经济效益分析

从上表中，我们可以得出结论，应用自循环真空加热炉伴热，经济效益上可以节约大量资金。2010年至2012年间，累计在62口井次中应用该伴热方式，分别比火烧罐直接伴热方式节约资金192.2万元；比电加热棒伴热节约资金421.6万元；比管道泵强制伴热节约资金1016万元。

经过数理统计修正分析，应用自循环真空加热炉的伴热生产方式，累计为辽河油田公司节约资金 540万元，取得了很好的经济效益。

六、社会效益分析

目前正值国家号召我们构建社会主义和谐社会、能源节约型社会，股份公司也要求石油企业做好节能减排的工作。我们应用改进后的自循环真空炉伴热，存在以下几点社会效益：

一、消除了安全隐患，减少了油井生产的不稳定因素，给社会创造了和谐的条件；

二、做到了节约集约型社会对企业的要求，应用节约型的加热炉节约了大量的能源；

三、响应了国家对油田生产的要求，充分利用了套管气能源，使之充分燃烧后进入大气，避免了直接放掉套管气对大气造成的严重污染，做到了节能减排效果的实现。

参考文献

[1] 万仁溥， 罗英俊. 采油技术手册（修订本）第四分册 机械采油技术[M]. 北京： 石油化学工业出版社， 1993： 340-341.

[2] 刘遵权. 小排量动筒式防砂泵[J].油气田地面工程第25 卷第11 期（2006 11 1）

[3] 王鸿勋， 张琪. 采油工艺原理[M]. 石油工业出版社， 1995： 306-315

[4] 乔文彪. 动筒式防砂抽油泵在出砂井采油中的应用[J]. 石油机械 2005第33卷第7期