地面处理工艺

地面处理工艺（精选九篇）

地面处理工艺 篇1

进行油田污水地面处理具有非常重要的意义。主要体现在以下几个方面:

1、处理利用的重要性

如果含油污水不合理处理回注和排放不仅使油田地面设施不能正常运行, 同时也会造成环境污染, 影响油田安全生产, 因此必须合理的处理利用含油污水。随着油田注水开发生产的进行到来两大问题, 一是注入水的水源问题, 人们希望得到能量大而稳定的水源, 油田注水开发初期注水水源是通过开采浅层地下水或地表水来解决, 过量开采清水会引起局部底层水位下降, 影响生态环境;二是原油含水量不断上升, 含油污水量越来越大, 污水的排放和处理是个大问题, 大量含油污水不合理排放会引起受纳水体的潜移性侵害, 污染生态环境, 在生产实践中, 人们认识到油田污水回注是合理开发和利用水资源的正确途径。

2、腐蚀防护与环境保护

众所周知, 水对金属设备和管道会产生严重的腐蚀, 油田含油污水由于矿化度高, 有溶解不同程度的硫化氢、二氧化碳等酸性气体的溶解氧, 这样的污水回收处理和回注地层会对处理设施、回注系统产生腐蚀, 例如某油田一条钢质污水回注管线一年内腐蚀穿孔123次, 注水泵一般运行6-15天即因腐蚀被迫停产, 点蚀程度达到4毫米, 由于油田污水水质十分复杂, 污水中大量成垢盐类随着温度、压力变化, 以及因与不同水体的混合, 将出现结垢、堵塞现象, 例如, 某油田一口油井投产仅10天, 集油管就因结垢而被堵死, 先后更换6次管线, 最后被迫关井。

污水中含有大量的有机物, 加上适宜的温度范围为又害细菌提供良好的滋生环境, 例如某南方油田注水泵, 由于细菌生长, 泵吸入口滤网出现粘膜, 使其发生堵塞, 又如, 某油田污水中含有硫酸盐还原菌达7.5×104个/ml;另一油田污水贴细菌含量则达到1.5×105个/ml, 细菌增生严重制约油田污水处理和注水系统的正常生产。

针对我国目前地面污水处理现状, 各油田最大限度地减少污水直接外排, 从而达到保护环境的目的, 另外, 针对油田污水腐蚀、结垢和细菌增生造成的危害, 应采取有力的缓蚀、阻垢和杀菌措施, 不断提高和改进油田水处理技术, 充分预防对金属设备、管道和注水系统设施产生较严重的腐蚀。

3、合理利用污水资源

由于现代工业的迅速发展和城市人口的增加, 生活用水和工业用水急剧增加, 因此不少国家颇感水源不足, 解决水源短缺的方法之一是提高水的循环利用率, 石油行业注水开发油田, 随着开采时间的延长采出污水量逐渐增加, 将油田污水经处理后代替地下水进行回注是循环利用水的一种方式, 如果污水处理回注率为100%, 即不管原油含水率多高, 从油层中采出的污水和地面处理、钻井、作业过程排出的污水全部处理回注, 那么注水量中只需补充由于采油造成地层亏空的水量便可以, 这样, 不仅可以节省大量清水资源和取水设施的建设费用, 而且, 使油田污水资源变废为宝, 实施可持续发展, 提高油田注水开发的总体技术经济效益。

二、油田污水处理的一般工艺

油田污水成分比较复杂, 油分含量及油在水中存在形式也不相同, 且多数情况下常与其他废水相混合, 因此单一方法处理往往效果不佳。同时, 因各种力法都有其局限性, 在实际应用中通常是两三种方法联合使用, 使出水水质达到排放标准。另外, 各油田的生产方式、环境要求以及处理水的用途的不同, 使油田污水处理工艺差别较大。

在这些工艺流程中, 常见的一级处理有重力分离、浮选及离心分离.主要除去浮油及油湿固体;二级处理有过滤、粗粒化、化学处理等, 主要是破乳和去除分散油;深度处理有超滤、活性炭吸附、生化处理等, 主要是去除溶解油。

三、油田地面污水处理方法

1、物理法

物理处理法的重点是去除废水中的矿物质和大部分固体悬浮物、油类等。物理法主要包括重力分离、离心分离、过滤、粗粒化、膜分离和蒸发等方法。

重力分离技术, 依靠油水比重差进行重力分离是油田废水治理的关键。从油水分离的试验结果看, 沉淀时间越长, 从水中分离浮油的效果越好。自然沉降除油罐、重力沉降罐、隔油池作为含油废水治理的基本手段, 已被各油田广泛使用。

2、化学法

化学法主要用于处理废水中不能单独用物理法或生物法去除的一部分胶体和溶解性物质, 特别是含油废水中的乳化油。包括混凝沉淀、化学转化和中和法。

混凝沉淀法是借助混凝剂对胶体粒子的静电中和、吸附、架桥等作用使胶体粒子脱稳, 在絮凝剂的作用下, 发生絮凝沉淀以去除污水中的悬浮物和可溶性污染物。目前采用的混凝剂主要有铝盐类、铁盐类、聚丙烯酰胺 (PAM) 类、接枝淀粉类等。

3、物理化学法

油田污水物化处理法通常包括气浮法和吸附法两种。

气浮法是将空气以微小气泡形式注入水中, 使微小气泡与在水中悬浮的油粒粘附, 因其密度小于水而上浮, 形成浮渣层从水中分离。常投加浮选剂提高浮选效果, 浮选剂一方面具有破乳作用和起泡作用, 另一方面还有吸附架桥作用, 可以使胶体粒子聚集随气泡一起上浮。

吸附法主要是利用固体吸附剂去除废水中多种污染物。根据固体表面吸附力的不同, 吸附可分为表面吸附、离子交换吸附和专属吸附三种类型。

油田污水处理中采用的吸附主要是利用亲油材料来吸附水中的油。常用的吸附材料是活性炭, 由于其吸附容量有限, 且成本高, 再生困难, 使用受到一定的限制, 故一般只用于含油废水的深度处理。因此, 近年来开展了寻求新的吸油剂方面的研究, 研究主要集中在两点:一是把具有吸油性的无机填充剂与交联聚合物相结合, 提高吸附容量:二是提高吸油材料的亲水性, 改善其对油的吸附性能。

4、生物法

生物法是利用微生物的生化作用, 将复杂的有机物分解为简单的物质, 将有毒的物质转化为无毒物质, 从而使废水得以净化。根据氧气的供应与否, 将生物法分成好氧生物处理和厌氧生物处理, 好氧生物处理是在水中有充分的溶解氧的情况下, 利用好氧微生物的活动, 将废水中的有机物分解为CO2、H2O、NH3、NO3­等;厌氧生物处理的特点是可以在厌氧反应器中稳定的保持足够的厌氧生物菌体, 使废水中的有机物降解为CH4、CO2、H2O等。

生物法较物理或化学方法成本低, 投资少, 效率高, 无二次污染, 广泛为各国所采用。油田废水可生化性较差, 且含有难降解的有机物, 因此, 目前国内外普遍采用A/O法、接触氧化、曝气生物滤池 (BAF) 、SBR、UASB等处理油田污水。

四、总结

随着全球范围水资源短缺的加剧, 以及人们对环境污染认识的加深, 油田污水处理后回用已经越来越受到重视。主要体现在, 新型水处理药剂不断地研制开发, 先进设备不断更新, 各种新兴技术不断涌现。因此, 油田污水地面处理技术将不断的提高。

参考文献

[1]曾中平.曝气生物滤池处理城市污水的工程设计体会[J].西南给排水, 2008, (06) [1]曾中平.曝气生物滤池处理城市污水的工程设计体会[J].西南给排水, 2008, (06)

[2]邱立平, 陈京英, 刘永正, 王广伟.曝气生物滤池处理机理及反冲洗控制研究进展[J].济南大学学报 (自然科学版) .2010, (02) [2]邱立平, 陈京英, 刘永正, 王广伟.曝气生物滤池处理机理及反冲洗控制研究进展[J].济南大学学报 (自然科学版) .2010, (02)

地面砖施工工艺标准 篇2

一．范围

本工艺标准适用于工业与民用建筑的瓷砖地面。二．施工准备

1．材料及主要机具： 水泥：普通硅酸盐水泥；其标号不应低于32.5号，并严禁混用不同品种、不同标号的水泥。砂：中砂或粗砂，过8mm孔径筛子，其含泥量不应大于3%。通体砖等均有出厂合格证，抗压、抗折及规格品种均符合设计要求，外观颜色一致、表面平整、边角整齐、无翘曲及窜角。砖卡、棉丝、白水泥、切割片、角磨片等。

2．主要机具：小水桶、半截大桶、笤帚、平锹、铁抹子、筛子、窄手推车、钢丝刷、喷壶、锤子、橡皮锤子、凿子、切割机、方尺、角磨机、水平尺、鱼线、线坠。3．作业条件：

内墙+50cm水平标高线已弹好，并校核无误。墙面抹灰、屋面防水和门框已安装完。地面垫层以及预埋在地面内各种管线已做完。穿过楼面的竖管已安完，管洞已堵塞密实。有地漏的房间应找好泛水。

提前做好选砖的工作，预先用木条钉方框（按砖的规格尺寸）模子，拆包后块块进行套选、长、宽、厚不得超过±1mm，平整度用直尺检查，不得超过±0.5mm。外观有裂缝、掉角和表面上有缺陷的板剔出，并按花型、颜色挑选后分别堆放。

4、施工前，绘制排砖图，并做出样板间，经检查合格后，方可大面积施工。三．操作工艺 1．工艺流程：

找标高、弹线——→基层处理——→洒水湿润——→抹灰饼、和标筋——→扫浆——→排砖——→铺砖——→拨缝修整——→勾缝、擦缝——→养护

2．找标高、弹线：根据墙上的+1m水平标高线，往下量测出面层标高，并弹在墙上。3．基层处理：将混凝土基层上的杂物清理掉，并用簪子剔掉沙浆落地灰，用钢丝刷刷净浮浆层。如基层油污时，应用10%火碱水刷净，并用清水及时将其上的碱液冲净。4．洒水湿润：在清理好的基层上，用喷壶将地面基层均匀洒水一遍。

5．抹灰饼和标筋：从已弹好的面层水平线下量至找平层上皮的标高（面层标高减去砖厚及粘结层的厚度），抹灰饼间距1.5m，灰饼上平就是水泥砂浆找平层的标高，然后从房间一侧开始抹标筋（又叫冲筋）。有地漏的房间，应由四周向地漏方向放射形抹标筋，并找好坡度，抹灰饼和标筋应使用干硬性砂浆，厚度不宜小于2cm。6．扫浆、装档：均匀涂刷素水泥浆（水灰比为0.4～0.5），要随涂刷随铺砂浆。然后根据标筋的标高，用小平锹或木抹子将已拌合的水泥砂浆（配合比为1∶3～1∶4）铺装在标筋之间，用木抹子摊平、拍实，小木杠刮平，再用木抹子搓平，使其铺设的砂浆与标筋找平，并用大木杠横竖检查其平整度，同时检查其标高和泛水坡度是否正确，24h后浇水养护。7．弹铺砖控制线：预先根据设计要求和砖板块规格尺寸，确定板块铺砌的缝隙宽度。当设计无规定时，紧密铺贴缝隙宽度不宜大于1mm，虚缝铺贴缝隙宽度宜为5-10mm。在房间分中、从纵、横两个方向排尺寸，当尺寸不足整砖倍数时，将非整砖用于边角处，横向平行于门口的第一排应为整砖，将非整砖砖排在靠墙位置，纵向（垂直门口）应在房间内分中，非整砖对称排放在两墙边处。根据已确定的砖数和缝宽，在地面上弹纵、横控制线（每隔4块砖弹一根控制线）。

8、铺砖：为了找好位置和标高，应从门口开始，纵向先铺2-3行砖，以此为标筋拉纵横水平标高线，铺时应从里向外退着操作，人不得踏在刚铺好的砖在由，每块砖应跟线，操作程序是：

a.铺砌前将砖板块放入半裁水桶中浸水湿润，晾干后表面无明水时，方可使用。b.找平层上洒水湿润，均匀涂刷素水泥浆（水灰比为0.4-0.5），涂刷面积不要过大，铺多少刷多少。

c.结合层的厚度：采用水泥砂浆结合层，厚度为25—30mm；铺设厚度以放上面砖时高出面层标高线3～4mm为宜，铺好后用大杠尺刮平，再用抹子拍实找平（铺设面积不得过大）。

d、结合层拌和：25—30厚干硬性砂浆，配合比为1:3（体积比），应随拌随用，初凝前用完，防止影响粘结质量。干硬性程度以手捏成团，落地即散为宜。

e.铺砌时，砖的背面朝上抹粘结砂浆，铺砌到已刷好的水泥浆找平层上，砖上楞略高出水平标高线，找正、找直、找方后，砖上面垫木板，用橡皮锤拍实，顺序从内退着往外铺砌，做到面砖砂浆饱满、相接紧密、坚实，与地漏相接处，用砂轮锯将砖加工成与地漏相吻合。铺地砖时最好一次铺一间，大面积施工时，应采取分段、分部位铺砌。

楼梯间地砖施工：先贴立面砖，后贴平面踏步砖，平面转压立面砖，这样贴坚固耐用，立面砖不容易被踩掉。

9．拨缝、修整：铺完2至3行，应随时拉线检查缝格的平直度，如超出规定应立即修整，将缝拨直，并用橡皮锤拍实。此项工作应在结合层凝结之前完成。

10．勾缝：地砖工程进行完成后进行擦缝、勾缝工作，并应采用同品种、同标号、同颜色的白水泥。

1）勾缝：用1∶1水泥细砂浆勾缝，缝内深度宜为砖厚的1/3，要求缝内砂浆密实、平整、光滑。随勾随将剩余水泥砂浆清走、擦净。

2）擦缝：如设计要求不留缝隙或缝隙很小时，则要求接缝平直，在铺实修整好的砖面层上用浆壶往缝内浇水泥浆，然后用干水泥撒在缝上，再用棉纱团擦揉，将缝隙擦满。最后将面层上的水泥浆擦干净。

11、养护：铺完砖24h后，洒水养护，时间不应少于7d。

12、镶贴踢脚板：踢脚板用砖，一般采用与地面块村同品种、同规格、同颜色的材料，踢脚板的立缝应与地面缝对齐，铺设时应在房间墙面两端头阴角处各镶贴一块砖，出墙厚度和高度应符合设计要求，以此砖上楞为标准挂线，开始铺贴前墙面要洒水湿润，砖背面朝上抹粘结砂浆（配合比为1∶2水泥砂浆），使砂浆粘满整块砖为宜，及时粘贴在墙上，砖上楞要跟线并立即拍实，随之将挤出的砂浆刮掉，将面层清擦干净（在粘贴前，砖块材要浸水晾干，墙面刷水湿润）。

冬期施工：室内操作温度不低于+5℃。室外操作时，应按气温的变化掺防冻剂，但必须注试验室试验后才能操作。

四、质量检查

1、砖面层的允许偏差及检验方法应符合下表规定：

2、楼梯踏步的宽度、高度应符合设计要求。楼层梯段相邻踏步高度差不应大于10mm，每踏步两端宽度差不应大于10mm；楼梯踏步的齿角应整齐。

3、踢脚板出墙的厚度要一致

在镶贴前，先检查墙面平整度，进行处理后在进行镶贴，避免踢脚板出墙厚度不一致。

四．质量标准 1．保证项目：

1）饰面砖的品种、规格、图案、颜色和性能必须符合设计要求。

检验方法：观察；检查产品合格证书、进场验收记录、性能检测报告和复检报告。2）面层与基层的结合（粘结）必须牢固，无空鼓。

检验方法：检查样板件粘接强度检测报告和施工记录。

3）砖粘接工程的找平、防水、粘接和勾缝材料及施工方法应符合设计要求及国家现行产品标准和工程技术标准的规定。

检验方法：检验产品合格证书、复检报告和隐蔽工程验收记录。4）满粘法施工的饰面砖工程应无空鼓、裂缝。5）检验方法：观察；用小锤轻击检查。2．基本项目：

1）饰面砖应表面平整、洁净、色泽一致、无裂缝和缺陷、接缝均匀，周边顺直，板块无裂纹、掉角和缺楞等现象。检验方法：观察。

2）阴阳角处搭接方式、非整砖使用部位应符合设计要求。检验方法：观察。

3）突出物周围的饰面砖应套割吻合，边缘应整齐。墙裙、贴脸突出墙面的厚度应一致。检验方法：观察；尺量检查。

4）饰面砖接缝应平直、光滑，填缝应连续、密实；宽度和深度应符合设计要求。检验方法：观察；尺量检查。

5）有地漏和排水要求的地面，坡度应符合设计要求，不倒泛水，无积水，与地漏（管道）结合处严密牢固，无渗漏。

检验方法：观察、泼水或坡度尺及蓄水检查。

6）各种面层邻接处的镶边、用料尺寸符合设计要求和施工规范 的规定，边角整齐、光滑。检验方法：观察。

3、踢脚线表面应洁净、高度一致、结合牢固、出墙厚度一致。检验方法：观察检查和用小锤轻击及钢尺检查。

4、楼梯踏步和台阶板块的缝隙宽度一致、齿角整齐，楼层梯段相邻踏步高度差不应大于10mm，防滑条顺直。

检验方法：观察和用钢尺检查。

7）允许偏差项目，见下表

饰面砖粘贴允许偏差和检验方法（mm）

五．成品保护

1、在铺砌板块操作过程中，对已安装好的门框、管道都要加以保护，如门框钉保护铁皮，小推车运输采用窄车，小车腿底端应用胶皮包裹。

2、切割地砖时，不得在刚铺砌好的砖面层上操作。

3、在铺好的地砖上工作时应注意防止砸碰损坏和污染砖面层，严禁在其上任意堆放铁管等重物。

4、严禁在已铺好的地砖上拌合砂浆。六．应注意的质量问题

1．板块空鼓：基层清理不净、洒水湿润不均、砖未浸水、水泥浆结合层刷的面积过大风干后起隔离作用、上人过早影响粘结层强度等等因素，都是导致空鼓的原因。

踢脚板空鼓原因，除与地面相同外，还因为踢脚板背面粘结砂浆量少未抹到边，造成边角空鼓。

2．踢脚板出墙厚度不一致：由于墙体抹灰垂直度、平整度超出允许偏差，踢脚板镶贴时按水平线控制，所以出墙厚度不一致。因此在镶贴前，先检查墙面平整度，进行处理后进行镶贴。

3．板块表面不洁净：主要是做完面层之后，成品保护不够，油漆桶放在地砖上、在地砖上拌合浆、刷浆时不覆盖等，都造成面层被污染。

4．有地漏的房间倒坡：做找平层砂浆时，没有按设计要求的泛水坡度进行弹线找坡。因此必须在找标高、弹线时找好坡度，抹灰饼的标筋时，抹出泛水。

5．地面铺贴不平，出现高低差：对地砖未进行预先选挑，砖的薄厚不一致造成高低差，铺贴时未严格按水平标高线进行控制，铺贴时没铺平，结合层过厚或上人太早。

6、地面标高错误：多出现在卫生间，原因是楼板超标高、防水层过厚、粘接砂浆过厚。

七、安全措施

1、施工用电采取三级配电二级保护，做到一机、一闸、一箱、一漏。

2、切割过程中用力应均匀适当，推进刀片时不得用力过猛，当发生刀片卡死时，应立即停机，慢慢退出刀片，应重新校正后方可再切割。

3、清理基层时，不允许从窗口、阳台、洞口等处向外乱扔杂物，以免伤人。

石油地面建设工艺技术研究 篇3

关键词：石油地面建设 工艺技术 创新

0 引言

伴随着我国新技术和新工艺的不断开发与创新，油田地面建设的工艺技术也取得了可喜的进展，在油田地面建设工艺新技术的应用下，提高了油田产能，提高了油田建设水平。随着油田地面建设进行灵活机动、因地制宜的工艺新技术应用，我国的吉林大情字油田的各项技术指标得以全面达标的开发，推动了油田地面建设整体水平，达到了一个崭新的高度。

1 石油地面建设工艺技术的应用趋势分析

我国目前的石油勘探技术在各种新技术、新工艺的开发下，获得了长足的进展，伴随着人们生活需求和工业化的需求，各种老油田在提升自己的开采空间和潜力，同时也勘探和开发新的油田，但是，由于地质条件和开发环境的各种困难因素制约，使我国油田建设面临较大的难度，为了提高油田产能，采用各种石油地面建设新工艺和新技术，它展现出以下特征和趋势：

1.1 地面建设工艺流程精简度水平提高

由于新型设备和新型仪表的开发和使用，油田地面建设的工艺流程也发生了翻天覆地的变化，它们由原先繁复的工艺性操作转为了简便、精练的流程运作方式，尤其在对油田单井的计量，在原先陈旧设备和仪表的环境下，必须实施以周为计算周期的计量方式，而新型设备和仪表环境下则可以实现在线的计量，利用网络的铺设和传输，进行油田单井和总场站的实时对接，不仅提高了管线的利用度，同时也提高了流程运作的可控性，提升了输油管道的可靠性。

传统的三级油田“布站”模式成本昂贵而效率低下，它不仅要耗费较多的人力和财力，同时也极不利于油田企业的开发产能的提高；而新型油田地面建设工艺技术的应用，可以改变原有的三级“布站”模式，根据工艺需要进行多级“布站”的兼并与重组，实现地面设备资源共享处理，不但提高设备、仪表的利用率，而且节约了建设成本，增加了成本效率值。

1.2 地面建设工艺技术密闭性能提高

油田建设是一项资金投入较大的建设工程，它必须在对油田伴生气进行充分采集的前提下，才能进行建设和开发，而在这一建设过程中，由于一些地域区块内缺乏伴生气，因而在油田的井口要放掉大量的套管气资源，这不但不利于油田开发建设，而且对周围环境造成极大的污染。伴随着新型工艺、新型技术的开发应用，伴随着我国工业节能环保要求的提高，如何进行油田资源的节约、环保的开发利用，并将其转化为产能，已成为重要的研究课题，在我国部分油田井实施的新型增压点密闭混输技术、油气水三项密闭分离技术下，已经实现了地面建设工艺的集输、密闭和采集，替代了传统的油田接转站，提高了模块化的新型效益。

1.3 油田地面建设的数字化程度提高

网络数字系统和相关技术已在我国的工业行业领域里得到了广泛的应用和普及，在油田地面建设领域内也不例外，它通过网络的数字化平台与油田作业操作、管理程序等进行整合，将油田地面建设作业与网络信息手段相连，减少了人为操作的失误，用数字化、自动化的系统运作，成功地提高了油田地面建设管理工作的效率，提高了油田地面建设相关信息的准确度。

1.4 油田地面建设的标准化程度提高

在地面建设新设备、新仪表的应用和开发下，由于这些新设备和新仪表都有其标准的设计模式，在对其进行操作的过程中，自然也是在规范的、标准化的指标控制下进行运作。同时，油田地面建设的新工艺、新模式，也使油田地面建设的程序实现了规范和统一，如：物资采购方面、施工建设方面、设备及材料的管理方面等，在网络系统平台的支撑下，其全程网络式的审批和查询功能，使油田地面建设的模块化管理更为标准和规范，尤其是在对不同单体设备、不同规模的处理模块的设计方面，新型工艺和技术发挥了重要的功效，它在整体模块式的加工制作过程下，缩短了组装施工工期，提升了地面建设管理和施工效率。

2 以吉林大情字井油田地面建设为例进行工艺技术创新分析

鉴于吉林大情字井油田的油藏较深、区块分散的特点，对于其开发要依照整体规划、分步实施的原则实施，地面建设工艺设计也要统筹规划、优化布局、优化站点、简化工艺流程，改变原有的常规集输工艺流程，实现站外无人值守、接转站全密闭的建设目标。

2.1 地面建设工艺系统的优化布局

吉林大情字油田地面建设是一项综合性的系统工程，它集油气集输、处理、供水、供电、污水处理为一体，综合考虑地质条件、开发情况和地面系统等因素，运用优化理论进行统筹布局，其系统规划分为几个重要部分：

其一，总体统筹部署之下的站点合并重组。

为了实现优化集输，该油田地面建设采用以“联合站”为中心、接转站为骨架的框架，进行滚动开发。由于各区块分散、距离较远，因此要由“联合站”完成油气分离、原油脱水的重点核心作业，再用其他接转站完成油田集输任务。

其二，站间互接模式。

在油田地面建设过程中，各站场之间也以互接和连通的模式，在这个模式之下实现了水量的调节，使各站场设备处于均衡的负荷运行状态，改变有的站场设备闲置，而有的站场设备超负荷的现象，建立了高效的注水网络。

其三，系统自动化控制的实现。

该油田地面建设生产管理系统以“联合站”为主、接转站为辅，进行SCADA系统的自动化采集和监控，提升了其建设可行性和经济性。

2.2 各种新型工艺和新技术的应用

由于该油田区块大多比较分散，地质条件复杂、环境恶劣，从地形地貌、条件等方面考虑，可以采用以下几种新型工艺和技术：

首先，新型的多井串接环状掺水密闭集输技术，作为该油田地面建设的主体流程。

其次，“单井”软件计量技术的开发和应用，它通过数字软件进行图形测试和数据计算，对油井“掺液量”进行精准的求解计算，简化了工艺流程，取代了传统的计量间，实现油田单井掺水量的自动调节。

再次，采用了密闭接转站集输新工艺，它通过接转站的优化布局，进行生产区和管理区的合理布置，根据接转站的功能和流程需要，用全密闭的集输流程完成油气分离、外输等任务。

另外，还采用了污水处理多功能压力除油新工艺，这种新工艺通过化学混凝、斜管分离等多功能压力除油设备，在密闭的环境下对含油污水进行高效、短时的沉降处理，大大降低了含油污水的乳化程度，既节约了投资成本，又提升了工作效率。

3 结束语

油田地面建设工艺技术的开发和研究应用，极大地改变了传统的油田地面建设模式，用新型数字化、自动化、标准化和规范化的工艺管理，实现了油田地面建设的流程简化、站点的重组、系统的优化等，运用各种新型油气集输新工艺、密闭技术和污水处理技术，简化地面建设流程，节约了投资成本，降低了对环境的污染程度，极大地提高了油田地面建设效率。

参考文献：

[1]刘跃臣.油田产能建设项目后评价方法改进及应用[J].科技创业家，2013（06）.

[2]曹洪军，孟洁.油田产能项目考核算法的研究[J].信息技术，2014（05）.

[3]尤士东.石油工程地面建设项目工程施工技术发展现状及提升措施[J].化工管理，2015（04）.

[4]汤俊杰，罗存.伊朗地区油田地面建设工程配管设计特点[J].油气储运，2014（10）.

稠油开发地面集输与处理工艺技术 篇4

我国油田资源十分丰富, 但是还有许多地区的油田并未开采, 其主要原因在于开采有一定的难度, 所以我国相关的工作人员需要加强对石油开采技术的改进, 从而使石油资源有更好的开发和合理利用。稠油的开采难度较大, 所以我国目前对其进行开采需要先进的技术作为指导。而现阶段我国在开采稠油的过程中, 一般采用呑吐开发的方式, 致使我国每年的稠油开采量相对较少。

一、稠油呑吐开发的集输与处理

第一, 集输系统的工艺技术。根据不同地区稠油的特点, 将集输系统与注汽系统有机结合起来, 充分发挥稠油开采的优化作用。通过集输系统的工艺技术, 可采取具体的两种技术, 其一是稠油井单管的注汽和采集工艺, 其二是对集油进行计量的技术。

第二, 注汽系统的工艺技术。首先, 过热蒸汽呑吐的技术, 将常规锅炉换成过热的注汽锅炉, 能够有效的实现高温净化作用, 从而能够使其技术的运行更加有效。其次, 燃煤注汽的锅炉技术, 这种技术能够使水质更为稳定, 不但能够满足稠油热采的生产需求, 而且还具有更高的安全性能。

第三, 注汽系统中的节能技术。首先, 通过对湿蒸汽进行计量, 能够使其质量和干度都得到精确的数据。其次, 采用钠离子软化装置可以较好的起到节水的作用, 能够回收94%的水再利用。最后, 合理利用锅炉烟气的余热, 能够提高注汽锅炉2%的热效率, 这明显提高了经济效益[1]。

第四, 稠油处理的技术。首先, 采用二段热化学大罐沉降脱水的处理工艺技术, 可有效提高沉降罐脱水效果。其次, 采用相变原油掺蒸汽加热的装置, 能够有效提高热效率, 减少运行成本。最后, 我国许多稠油油田的含沙量较大, 所以在开采过程中, 需要做到有效的除沙, 采用单旋流除砂-旋流子除泥的装置, 能够净化稠油中的沙子, 使稠油的原油更好。

二、SAGD的试验的成果

随着我国稠油开发的难度逐渐增加, 传统的呑吐方式已经不能更好的满足于油田增产的需要了, 所以, 国家针对某些地区的特殊情况, 采取了SAGD的实验, 通过实验, 我国稠油开采技术货得了很大的进步。

利用SAGD开发稠油, 其地面工艺存在着较大的难度, 不能采用传统的地面工程配套技术进行SAGD的使用。SAGD进行地面工艺存在许多较难的问题。首先, SAGD开发成功的关键条件是高干度注汽, 其干度一定要在95%以上。其次, 开采出的稠油原油温度会比较高, 而且还会携带沙石等, 所以在进行SAGD开发时, 需要对集输设备慎重选择。最后, 稠油的油和水的密度差不多, 差别较小, 所以实现脱水操作有更高难度, 并且开采的二氧化硅含量不断增加, 对后期的续水工作带去极大的不便[2]。

利用SAGD实验虽然对稠油的开发存在一定的难度, 但是我国也取得了一些较好的成果。首先, 对于SAGD采出液的单井计量可采取两个方式, 其一是换热+质量流量计, 其二是分离器+流量计+取样器, 这两种方式分别适用于试验阶段和开发阶段。其次, 采用SAGD开发地面集输工艺技术, 就不能选用呑吐等一系列的配套设施, 因此需要更先进的配套设备以促进SAGD的开发, 例如:大口径的油井选通装置、高效换热装置等。再次, 由于SAGD采出液的脱水难度较大, 所以选择超稠油通过掺合柴油以辅助脱水的技术, 这能够使脱水效果变得更好。然后, 旋流除油装置主要是针对SAGD采出液进行处理之后仍存在污水含油量过多的问题提出的, 通过这项技术, 大大提高了水和油的分离效果。

三、稠油开发的地面工艺技术发展的方向

随着我国近年来对SAGD开发技术的实验, 我国在稠油开发过程中取得了更大的进展, 目前, 初步形成了适合SAGD开发的地面工艺技术, 但是我国在未来的稠油开发工作中, 还需不断的提高开采技术水平。

首先, 我国稠油开发地面集输与处理工艺技术的发展趋势。第一, 随着原油黏度的不断增加, 传统的呑吐等方式已经不能满足开发的需要, 因此, 我国需要采用先进的科学技术研究新的稠油开发技术, 例如:SAGD就是一项极其重要的技术。第二, 随着我国经济的不断发展, 其能源消耗数量也非常多, 所以我国在进行稠油开采时, 应充分考虑到降低开采成本的问题, 有效的提高经济效益。第三, 环保问题是全球都面临的一个问题, 我国关于环境保护方面做了许多的努力, 所以在进行稠油开采时, 一定要对污水做好处理, 使之减缓环境的压力[3]。

其次, 我国稠油开发地面集输与处理工艺技术的未来发展方向。第一, 加强对SAGD开发的地面配套设施的研究, 更好的发挥SAGD开发稠油的优势。第二, 对开发过程中产生的废物提高循环利用的能力, 有效的做到节水和节能。第三, 积极对稠油开发的结构进行调整, 降低稠油开发的成本, 提高经济效益。第四, 合理利用地区的有效能源。

结论:通过对SAGD成果的分析可知, 我国进行稠油开采采用呑吐的方式是十分正确的, 并且能够促进我国对稠油的进一步开发。稠油的开采难度相对较大, 所以对其开发的工艺技术还有待加强, 本文提出了稠油开发地面工艺技术发展的方向, 能够有效的促进我国在稠油开采方面的技术性改进。我国通过对稠油进行开发, 促进我国资源的合理利用, 并且为我国经济增长指明新的发展方向。

参考文献

[1]翟波, 赵海燕, 陈仙江.风城油田超稠油开发地面集输工艺技术[J].中国科技信息, 2014, 1 (15) :105-106.

[2]李刚, 张春凡.辽河油田稠油蒸汽驱和SAGD集输与处理工艺技术[J].石油规划设计, 2013, 1 (20) :138-139.

关于采油地面工艺的分析 篇5

一、单井采油与三次采油地面工艺综述

我国目前的采油药品和采油设备众多, 而各个油田的类型和实际的地质情况也不尽相同, 如果都采用相同的地面设计工艺必然满足不了实际的石油勘探、开采需求。这就需要根据不同的油井分别构建不同的地面工艺形成“一井一法”提高石油的采油率, 减少不必要的浪费, 提高经济效益。目前我国的单井采油正处于由二次采油向三次采油的过渡, 使地面采油工艺不断的优化, 降低了单井的操作成本, 为单井的地面建设工艺提供了全新的发展途径。

三次采油工艺是一项重要的地面采油工艺, 是现在采油地面工艺的主要手法。它在单井采油和多井采油中都有广泛的应用。我们以单井采油为研究对象, 对三次采油地面工艺进行分析。三次采油地面工艺:通过化学、气体、生物注入以及超声波、热回收等办法实现油田的高效率采油。是对一次采油、二次采油的一个明显改善, 它通过化学物质的添加例如:向井内注入惰性气体挥着活化剂, 使岩层以及水、油、气的性能来发生改变, 从而提高采油率。

二、三次采油地面工艺的适应性分析

1、整体结构的对比适应性分析

三次采油地面工艺能够根据不同的油井特质充分内的发挥效能。针对于我们所倡导的“单井单法”, 三次采油地面工艺主要有两种结构形式:一是, 将管线铺于地面下而其它所有所需设备全部固定房内的水泥基上的固定站。二是, 通过软管实现分单元放置设备相互连接的撬装配注站。当然, 两种形式根据单井的实际条件可以互相搭配使用。

两种形式存在着较明显的差异:撬装配注站建构时间短、投资成本交固定站要低很多, 能够根据单井采油的实际需求及时的调试, 根据现场实际需求解决调试过程中出现的问题, 保障工艺质量的可靠性。其再利用性能也比固定站要高, 但是与规模庞大的固定站相比, 其规模效应显然比不上固定站。

2、主要组成设备的适应性分析

三次采油地面工艺组成系统较多, 通过对其主要组成设备的适应性分析来发现其不足之处并加以改进。

(1) 罐群系统:包括熟化罐、搅拌机等设备, 这些设备配合作业, 使聚合物混合液进一步熟化溶解, 从而使母液的浓度和粘度都达到工艺需求标准。为了确保熟化的理想程度可以采用同管进出母液, 简化工作流程, 或者直接对组成部件的结构加以改装:如对电动机叶片进行改装, 从而提高搅拌机的功率或者直接去掉母液存储罐, 使母液熟化透彻而又不被分解。

(2) 喂入系统:喂入系统通过螺杆泵、调速器、变送器等实现对熟化母液的远距离传输。就目前单井采油的实际作业而言, 要想真正发挥三次采油的地面工艺实效就要将高架罐改为螺杆泵, 通过PLC的自动控制功能实现螺杆泵的稳定运转。

(3) 注入系统:注入系统方式主要分为单井单泵、多井单泵两种方式。在实际操作过程中单井单泵现实除了强大的优势, 它能够根据单井自动的调解注入液的压力和注入量, 并将按规定浓度混合的母液和化学添加剂注入单井, 而多井单泵就很难保证采油地面工艺设计参数的准确性。

(4) 自动控制系统:通过自动控制系统能够实现对单井采油地面工艺设备的自动控制, 当设备出现故障时能够及时的反馈报警, 对设备的运行进行实时监控, 实现数据的有效处理。

三、单井注聚注入工艺的适应性分析

单井注聚工艺成为三次采油工艺发展的重要变革方向。但是随着实际的应用发现, 注聚工艺工程建设规模过大, 前期投资必然提高, 设备不能做到高效、多次利用, 尤其是非撬装式的配注站前期建设周期过长, 不能满足提高产油率的实际需求。这就要求在单井采油地面工艺设计时, 各设备站尽量采用模块化连接, 避免固定站模式, 实现成母液的专用分流, 提高采油效能。

通过一系列的分析我们看到了在单井采油中三次采油地面工艺的强大技术优势, 其将来也必将有更广阔的的发展方向, 集约化、小而精、灵活度高的模块将是单井采油地面工艺的主要发展方向。采油地面工艺的设计要以经济效益为最终的驱动核心, 加强技术的改革, 对油井实现实时监控, 能够根据实际的情况作出方案的优化与调度, 逐步实现单井调驱、污水聚合物驱等工艺, 不断的去开拓新领域, 提高技术手段和采油率。为单井采油地面工艺的设计开拓更广阔的空间, 促进三次采油工艺设计的优化与进步。

结束语:

在单井采油地面工艺的设计中, 单井单法、单井单泵的设计方法能够根据油井的实际情况做到优化设计, 提高采油率, 降低采油过程中的浪费情况。在单井采油的地面设计工艺中我们要不断的开拓进取、对其系统与设备构成不断的分析改良, 为单井采油提供更为强大的技术支持。

参考文献

[1]尹志红, 李大鹏, 巩艳芬, 鹿强.人工举升方式技术适应性组合评价[J].科学技术与工程, 2011 (08) .

采油地面工艺技术分析 篇6

1. 结构分析和适用性分析

从整体的结构来看, 三次采油地面工艺技术固定站式和撬装备注站式, 固定站式是指将装置中的阀和电动机等装置在固定的房内的水泥的结构上, 管线等埋在地面以下, 撬装制设备是指把所有的设备都放在撬装底座和房内, 各单位之间用软管和金属管线进行接通, 不过也可以根据具体的情况, 可以将固定站式和撬装备注站式进行有效的结合利用, 提高效率。撬装备注站式是利用水泥撬块等作为建房的根基, 相比于固定站式的彩钢房来说, 撬装备注站式的难度较低, 并且进行的周期比较短, 利用撬装备注站式可以减少地面的基础设施, 建设彩钢房只需要在彩钢房内建设地基便可以。但是对于固定站式来看, 它的规模较大, 设备也比较庞大, 不适合进行撬块化结构的利用。根据所有的实地分析, 固定站式主要适合于规模较大的区域, 而撬装备注站式适合于国内和国外三次采油工艺技术的实施, 因为撬装备注站式的周期短且成本较低, 有很好的未来发展前景。

2. 适用性和分析利用

三次采油地面工艺分析主要是由聚合物分散溶解装置, 注入系统, 工艺自动调控系统组成的, 聚合物分散溶解装置针对聚合物的溶解控制的很好, 供水时误差较小, 它所配比的液体浓度较为精确, 聚合物分散溶解装置的组成比较复杂, 设备庞大且流动环节繁琐, 这给现场的管理造成了一定的难度。注入系统是指将熟化好的聚合物母液输送到注入站中, 注入系统主要的作用就是将聚合物母液和化学剂等通过增压阀增压, 自动的进行混合使用, 然后注入到井中, 我国现在大多采用单井工艺, 因为单井工艺的规模较小, 容易采用撬装备注站式实现三次采油。

二、采油地面工艺技术

1. 水平井开采技术

1980年以后, 我国开始研究水平井开采技术, 并且在水平井开采技术中成功取得了进一步的研究发展, 成功探索了不同类型的水平井适应性筛选方法, 砂砾岩稠油油藏水平井开采技术, 还包括对油藏技术的研究探索和测井等主要的技术探讨, 并且对水平井实施了限流法压裂和暂堵法分段压裂, 在油田的实施方面取得了很大的成功。

2. 稠油开采技术

自从1950年以来, 我国便在新疆克拉玛依油区成功发现了稠油, 并且在10年后开始利用火烧油层的方法进行小井组实验, 直到1990年, 我国已经在中国的十二个盆地中发现了七十多个稠油区域, 自从1980年以来, 我国稠油的开发利用便走向工业化, 经过我国专业人员几十年以来的实践利用, 采用国外先进技术, 将设备自行的进行利用已经成功的稠油开采技术。

3. 砂层油藏开采技术

1990年之后, 我国的油田的含水量在逐渐的升高, 最典型的是大庆油田, 为了达到生产目标和产水量不断上升的目的, 我国专业人员发展并研发出“控水稳油”的技术, 成功的将大庆油田稳定生产原油接近二十年, 并且成功的减少了油田的含水量, 并且控制了不合理的注水量的大量增长, 我国采用了一系列的配套技术来回升地层的压力:例如水淹层测井技术, 这项技术是以薄层做为重点, 还有地面工程技术, 重要对象是解决水质的处理和节能的处理。还有重点为了提高油的产量和水井的利用率, 还有套管保护和大修技术, 都是国家为了油田的发展策划的很多方案。

三、调查研究油田工艺技术以及工艺质量的方面

新世纪机械制作有限公司对于我们国家之外的油田对三次采取油田地面的工法设施的需要情况, 在工法技巧以及工艺质量的方面作出了很深入的研究以及合作。比如阿曼油田三元复合驱的项目。因为阿曼油田处在阿曼沙漠的地带, 地理位置以及气候劣势, 并且这个油田采取壳牌公司治理模型, 对于当场设施的工法以及产品的品质、自动化程度以及现场HSE治理水准都有比较苛刻的需求。比如除了必须的人工的操控电气开关之外, 全部设施自动化的运作, 到达没有人守候的状况;聚合物干粉以及溶液需要和空气之中的氧隔绝, 把化学降解下降到最低下的程度。

结束语

三次采取油田地面的工法设施通过很多年的探索以及优化, 尤其是装置配注站台的制定成功以及一直改善。工艺性能指数的保证能力获得了很大程度的进步, 到达了国际化的水准, 为了每个油田经过三次采取油田的工法提升采收率提供了依靠的保证。

摘要：我国的经济建设正在快速的发展中, 人们的生活越来越离不开石油, 近几年来, 随着我国人们的经济需求越来越高, 我国对石油的开发利用也越来越大规模化, 我国提升了我国的采油地面工艺技术, 主要目的在于提高开发石油率, 并且对采油设备进行规划和有效的管理, 本篇文章通过对采油地面工艺技术的分析, 及时的发现我国采油地面工艺技术的限制与不足, 并且不断的完善地面工艺的水平。

关键词：采油地面,工艺技术,分析

参考文献

[1]张永成, 李学军.科技创新与时俱进——大庆油田设计院发展三次采油地面工艺技术情况综述[J].油气田地面工程, 2001, 06:1-3.

[2]赵玉华, 王洁, 周霞.大庆油田“九五”聚合物驱油总体规划设计地面工艺技术方案[J].油气田地面工程, 2000, 03:1-3.

[3]李树清, 秦玉新, 王奉生, 刘祥忠.南堡油田NPC1-19井气举采油先导性试验工程地面工艺设计[J].石油工程建设, 2009, 02:27-30+3.

地面H80施工工艺分析 篇7

1 技术性能分析

H80环氧涂料表干较快, 面漆、底漆、罩光漆干燥时间为2h至5h, 其面漆、底漆以罩光漆硬干时间为24h, 其涂料全干时间为7d。相比较其他涂料, H80环氧涂料硬度具有其优越性, 并且面漆、底漆以及罩光漆的冲击强度可以达到50kg·cm。另外, 采用画圈法进行检测, 其附着力为1级, 并且经过检测其涂料弹性可达1mm。应用该涂料需要配有专用稀料, 并将甲料、乙料组合在一起, 按照比例进行充分混合, 搅拌均匀后对混合料中的杂志进行滤除, 完成上述步骤后, 静置0.5h后使用。从技术性能上分析, H80环氧涂料显示出了强大的优势, 因而被应用在诸多领域, 发挥了重要作用。

2 施工要求

只有在合理的施工工艺的支持下, 优质涂料才能够发挥其最优异的性能, 作为地坪涂料中性能较为良好的H80环氧涂料, 想要真正发挥其优异特性, 就需要以良好的施工工艺作为基础。在进行底漆施工以前, 需要确保施工界面的清洁, 去除地面的水泥砂浆以及油脂类杂质, 保证地面没有不良附着;施工界面, 即水泥地面要求不起砂, 且坚硬平整, 不会存在裂痕以及脱皮和空鼓现象, 一旦出现上述不良现象, 则必须予以处理, 达到施工要求后方可施工;若施工界面为光滑的地板砖地面或者水磨石地面, 则必须对其进行处理, 将光滑面打磨为粗糙面后方可施工;另外界面的平整度应当满足2m靠尺≤3mm, 且界面不会出现明显的渗漏以及积水现象;施工过程中应当保证施工环境的相对湿度<95%, 以此确保施工界面不会出现明显返潮;且保证施工环境温度>12℃, 从而提高H80环氧涂料的固化程度, 提高涂膜性能。总结H80环氧涂料地面施工顺序为:首先应当进行基层处理, 继而进行底漆的涂刷, 完成上述步骤后满刮腻子并涂刷面漆, 待面漆干后进行罩光漆的涂刷, 并静止固化完成施工。在底漆、面漆以及罩光漆的涂刷中, 一般会采用刷涂或辊涂的方式进行施工, 而腻子施工则采用刮刀刮涂的方式进行施工, 砂浆层则依照实际情况选择刮涂或镘涂。具体施工方式为如下。

2.1 对基层进行处理

在H80环氧涂料的地面施工中, 对基层要求极为严格, 施工基层应当尽可能选择标号较高的豆石混凝土或者砂浆。以某厂房H80地面施工作为实例, 该厂房地面基层为300号细石混凝土, 施工前将基层进行分割, 每一分格的尺寸规格为12m×12m, 分格缝宽为1cm、深为2cm, 将弹性材料嵌入格缝中, 因为混凝土结构体积会随温度的改变而发生变化, 为了避免由于体积、温度变化而产生裂缝, 因此采用该种方式, 以此保证H80地面涂料的使用质量。另外必须保证基层不存在裂纹、空鼓以及起砂等病症, 且平整不存在油污、油漆等杂质, 若基层不牢固或者存在尘土、砂浆疙瘩、孔洞等则需要进行事前处理。基层表面应干燥, 表面含水率不大于10% (可用目测、手试等方法测定, 摹层应没有任何水迹及潮湿痕迹, 表面坚硬, 呈灰白色状, 用铲刀刻划现白印即可) 。

2.2 底漆的施工

基层清理干净经检查合格后, 先用较稀的底漆刷一道。要求涂刷均匀、饱满, 不得漏刷。底漆配料比例为:甲料:乙料=1:0.9-1.1并根据使用情况加入适量的稀释剂 (专用稀料) 。

2.3 腻子的施工

做完底漆后待底漆表面不沾手可以上人操作时, 进行满刮腻子, 腻子应抹刮平整、均匀, 深浅一致。腻子配料比例为:甲料:乙料:滑石粉=1:0.9-1.1:1-4。配腻子时, 先将适量的滑石粉倒入甲料中搅拌均匀, 再倒入乙料搅拌, 为便于操作, 腻子可适当地配稀一些。搅拌好的腻子静止存放0.5h再使用。

2.4 面漆的施工

待腻子干后用砂纸打磨平整即可涂刷第一道面漆 (面漆涂刷道数可根据设计要求) , 一般涂刷3-4遍。待前一道面漆表面干燥后 (室温在25℃以上时需20h) 再刷后一道面漆。面漆配料比例为:色漆甲料:乙料=1:1-1.1。

2.5 罩光漆的施工

待最后一道面漆表面干燥后刷罩光漆一道, 罩光漆配料比例为:甲料:乙料=1:1。H80环氧涂料可根据需要配制成各种颜色, 罩光漆的甲料中不掺加颜料, 配面漆的甲料中可根据设计要求掺入适量的颜料。H80环氧涂料可以刷涂或喷涂, 在地面涂料施工中我们对用毛刷和纤维滚筒涂刷的地面进行比较后认为:涂料地面的施工应用滚筒滚涂为宜, 这样可以避免刷纹, 而且均匀。

3 注意事项

H80环氧涂料中底漆可以对基础进行补强, 还可以稳固基础残留的尘粒, 使得涂层同基层之间的附着力明显增强。另外底漆还能够封闭界面残留碱性物质。而刮涂腻子可以进行界面的找平, 其实是进一步加工基面, 方便面漆的刷涂。目前地坪漆的性能都有所提高, 很多都不需要进行罩光漆的涂布。这是因为地坪漆的涂膜越厚, 其材料的透氧性也会越差, 而增加罩光漆明显使得涂膜厚度增加。依照施工需要可以选择在干燥的地面施用罩光漆, 以增加地坪的使用寿命以及光泽度。另外需要注意, 进行组分混合时保证材料的均匀。在材料中增加固化剂从而增加H80涂料的剪切力, 使得环氧涂料乳化成更小的颗粒。搅拌使用手持式搅拌机, 匀速搅拌数分钟, 并保证搅拌机转速在400~800转/min之间。严格控制施工时间, 依照涂料适用期以及人员数量对漆料进行调配, 避免超额调配使得材料出现固化, 而产生材料浪费, 尽量做到随用随配。

在施工前需要对材料进行样板的制作, 从而保证材料适应性符合施工需要。并且在施工前需要对施工人员进行事前的培训, 保证施工人员的施工技术符合施工需求。由于H80环氧涂料需要混合搅拌两种组分, 因而在配料时填料以及颜料会出现软沉淀现象, 因此在配料前需要充分搅拌两种组分, 使之混合均匀。施工过程中应当保证施工环境温度, 当施工环境温度低于5℃时应当停止施工, 或者采用适当的方式提高环境温度, 从而保证H80涂料施工质量。由于H80环氧涂料的化学特性使得其施工过程中会产生有害气体, 因而施工现场必须通风良好, 且施工人员在施工过程中应当按照规定佩戴手套、穿拖鞋, 并佩戴口罩。由于H80环氧涂料为易燃品, 因而在施工现场尤其在配料场, 应当严禁烟火, 保证施工的安全。初步施工完成后, 应当注意保护成品, 所有进入施工现场的人必须穿拖鞋。

4 结束语

H80环氧涂料在不断的实践中, 其施工技术得以完善。由于该涂料的耐磨性、耐腐蚀性良好, 且具有防油渗漏性, 因此在诸多领域中发挥了重要的作用, 获得了良好的使用效果。因此在未来的地坪涂层使用中, H80环氧涂料会进一步发挥其优异的特性, 并在不断的实践中不断完善。

参考文献

[1]涂料工艺编委会.涂料工艺 (第三版) [M].北京:化学工业出版社, 1997.

五里湾一区地面工艺完善性研究 篇8

五里湾油田位于陕西省延安地区和志丹县、榆林地区靖边县境内, 因受树枝状河系的侵蚀, 形成了黄土梁状丘陵沟壑地形-梁峁密布、沟壑纵横, 地形极其破碎而复杂。最大冻土深度950-1030mm。主要发育中生界侏罗系延9和三叠系长6含油层系。三叠系长6油藏是五里湾油田的主力油藏, 油藏埋深在1800—2000m之间, 为一套湖成缓坡三角洲沉积砂体。岩性以深灰绿色细粒硬砂质长石砂岩为主, 成分及结构成熟度都较低。加上后期成岩作用强烈, 岩性致密, 是一个特低渗、异常低压、低丰度的“三低”岩性油藏。

经过近几年的开发, 该区共有8座接转站、2座转油点、24座计量增压点、3座注水站, 油水井589口, 其中采油井437口 (实开井418口) , 注水井152口。动态特征整体表现为四升一降。即开井数、日产液、日产油、综合含水上升, 动液面下降。平均泵效30.68%, 平均动液面1564米, 检泵周期667天, 采油时率98.84%。

二、目前工艺技术现状及存在问题

(一) 地面集输现状

油田基本分布在连续岭峁和支沟两侧, 无大的游峁可以利用的特点, 形成了以“油井直接进转油站 (点) 流程为主、井口增压为辅、区域增压转油为补充”的工艺流程, 即二级半布站模式。

(二) 二级半布站模式的优缺点

优点:

1、简化流程, 减少布站数量。

在保障生产要求的前提下, 减少井场建设数量, 合理布局配套系统, 降低建设和运行费用。

2、多站同管线输油, 降低地面建设投资。

将数条管线合为一条, 实现多站同管线输油, 进一步简化流程, 降低地面建设投资。

3、增加管线内的油流量。

多站同管线输油, 增加管线内液量, 防止因管线长时间无介质的流动, 而导致管线降温加快, 介质粘度增加, 从而液体流动阻力加大, 导致外输压力升高, 缩短设备使用寿命, 增加维护费用。

缺点:

1、树枝状串接接转站集油技术, 随着产建及开发状况的变化, 在局部区域输油表现站间矛盾增大。

2、增压点采用产进、外输同步加热, 提高了加热炉的使用效率。采用产进加热, 造成了油气进站后的二次挥发, 使站点油气浓度增加, 使站点的安全隐患加剧, 油气损失增大。

3、油气混输工艺的完善。该区属典型的溶解气驱油藏, 1996年开采至今, 目前作业区站、点加热, 造成了油气进站后在二次分离, 使站点油气浓度增加, 油气损失增大。虽然全区有16个站点使用了油气混输泵输油, 回收了一部分气体。但仍不能将伴生气全部回收, 各站点的气量还存在不同程度的放空, 降低了站点的安全系数。

4、计量系统能力不足。

目前全区共有34个计量点, 进入站点计量的井数为416口。其中计量负荷较重的站点占11.7%, 井数占23.39%。主要有南一转、南二转、南五转、南六转, 这4个站点的计量井数都在20口以上。单量能力不足, 平均计量率为81.4%。

南六转:计量系统超负荷运行, 导致油井计量率低下, 为此, 需新建增压点以彻底解决扩建油井计量问题, 建议新建站点布站于98-29井组, 外输可直接进南六转干线走靖二联;

南五转:建议恢复该站内的另一套计量系统, 从而解决本站的计量率的问题;

南二转:南二转有二套单量系统, (计量本井区的分离器负责24口、另一具9口) , 建议该部分井组进液至另一套单量系统, 提高计量率;

南一转:建议在132建翻斗流量计计量系统一套, 对上游12口油井进行单量, 提高一转区块计量率。

5、开发层系不同, 造成整个系统结垢。

南一转流程的油井有侏罗系的延9层、三叠系的长2层、长6层三个油层, 延9、长2与长6层流体性质不配伍, 虽经脱水处理, 仍导致站内系统结垢严重, 局部管线因结垢出现缩径, 严重影响站内的正常生产。建议在93-38 (15方/天, 67%含水) 井组建立日脱水量10方的脱水点一个, 剩余油直接泵入进站管线。

三、经济效益评价

通过对南一转、南七转等6个站点的改造, 日增加外输气量5258方, 按目前市场价1.25元/方*5258方=6572.5元/天, 一年按330天计算, 年创经济效益=6572.5×330=216万元。

四、下步认识及建议

1、充分利用陕北特有的地貌落差, 使用油气密闭混输技术, 对有条件的增压点、接转站实施自压密闭外输或来液直接上泵的混输技术, 降低干线的系统压力和节能效果;

2、充分考虑利用丛式井组集中的优势结合井场所在的地势落差建简易计量点来解决目前站点计量负荷。如我区提出利用95-29井组居中且地势较高的有利地形增建增压点, 增压点投用后使南六转的单量井数由26口↓14口, 2008年的产建、扩边井投用后, 该站油井又将达到26口之多, 为彻底解决南六转计量负荷过重问题, 建议在98-29井组扩建增压点外输可考虑直接进南六转干线走二联;

3、加强做好沉降罐的脱水管理和站点的加药管理工作, 迟缓管线的结垢想象;

摘要：靖安油田五里湾一区属低渗透油田, 经过不断探索, 在适合三叠系油田开发的采油工艺方面已形成独特的工艺技术, 本文就该区在地面采油、注水工艺配套及针对所开发的长6油田伴生气回收等采油工艺进行研究, 为进一步提高经济效益提出一些见解。

地面处理工艺 篇9

1 地面集输工艺现状

榆科油田共有采油井46口, 开井33口, 日产液584 t, 日产油104 t, 日产气989 m3, 含水81%。注水井13口, 开井7口, 平均日注水224 m3;有污水回灌井2口, 开井1口, 平均日注水480 m3。单井集油工艺采用传统的三管伴热流程, 原油在榆一站集中处理后直接外输, 污水经简易处理后回灌地下。油田现有3座计量站, 2个配水间, 值班员工35人。

该区块原油物性:密度0.875 7 g/cm3, 黏度45.04 m Pa·s, 凝固点34℃, 含蜡11.8%, 含胶质沥青质20.39%。

水性分析:污水腐蚀速率0.243 mm/a, 总矿化度16 399 mg/L, 水型Ca Cl2。

随着油田的滚动开发, 到2017年油田日产液将达777 t, 日产油85 t, 日产水692 m3, 原油综合含水将达到89%, 日有效注水量635 m3。

2 存在问题

2.1 地面工艺陈旧, 系统能耗高

榆科油田自投入开发20多年来, 一直沿用的是传统的三管伴热集油流程模式, 年自用燃料油450 t。

三管伴热集油工艺是常规的原油集输工艺, 存在能耗高、投资大, 后期易腐蚀穿孔的弊端, 尤其到老油田开发后期, 油井含水越来越高, 采用传统的三管伴热集油方式热量大部分被水吸收, 热量浪费严重。

2.2 管网老化严重, 系统运行成本高

由于三管伴热管线腐蚀穿孔, 年均修补伴热管线穿孔50多次, 补漏及清赔维护费高达200万元, 且呈逐年上升趋势, 每年因为泄漏穿孔等降低生产时率, 影响产量约130 t, 见图1。

2.3 用工劳动强度大

由于油田采用的是以井、站为核心的分散式管理, 点多面广, 员工巡检人员的管理面积大, 一旦管线泄漏, 挖沟、修补等工作强度高。

3 地面集输工艺简化优化

根据地质部门对油田的产量预测, 以及油田地面集输系统存在的不适应油田发展的具体问题, 对榆科油田的地面集输工艺进行针对性的调整, 采用适合该油田发展特点的新工艺、新技术, 达到节能降耗、降本增效的目的。

3.1 站外单井采用端点掺水、环状集油输送工艺, 降低用热量

充分利用站内污水热能, 所掺污水经掺水泵升压和掺水换热器升温, 使掺水温度从42℃升高到55℃后, 通过掺水阀组进入站外的单井掺水环, 根据榆科油田的单井分布情况, 将所有单井分为4个掺水环, 冬季掺脱后污水生产, 夏季根据生产实际实施单管集油工艺。

3.2 采用复合塑钢管线替代普通钢管线, 降低腐蚀

由于复合塑钢管线比常规的钢管线具有良好的防腐保温功能, 在对老油田进行管线更换时, 采用这种管线能更好地保证管线的正常运行, 实现节能降耗。

3.3 站外单井量油采用示功图量油方式

油井采用井口示功图量油 (图2) 的方式, 取消原来的四座计量站, 在榆一站内建一个阀组接收各掺水环的来液, 进入站内处理系统。

示功图计量技术是以实测地面示功图数据为依据, 结合油井工况自动诊断技术, 分析计算出泵功图, 确定泵的有效冲程, 计算油井产液量。

3.4 注水采取井口远程计量控制技术, 简化配水工艺

根据集输系统工艺简化方案, 油井采用环状掺水集油工艺改造, 取消计量间, 注水工艺流程作相应改造。为减少投资, 利用已有的注水干线和单井注水管线, 采用枝状串联流程, 注水井口安装油水井监控采集终端, 实现远程自动调控注水量, 井口压力、瞬时流量、累积流量等数据自动上传、存储, 减少了配水间节流损失和人工调节水量, 减轻员工劳动强度。

3.5 对站内生产工艺流程进行简化优化, 做到流程密闭简短节能

通过实施站外单井的掺水输送, 原油进站温度控制在45~50℃, 既保证了油井的正常生产, 降低井口回压, 也保证了站内三相分离器不用加热, 实现正常脱水生产。

4 应用效果

通过对老油田开发后期单井集油工艺优化调整, 站外油井的井口回压由原来的1.8~2.2 MPa降为0.3~0.6 MPa, 站内原油的脱水温度由原来的58~60℃降为45~50℃, 脱后原油含水控制在0.5%以下, 污水含油在100 mg/L以下, 节能效果显著。

1) 采取环状掺水集油工艺和示功图量油技术对榆科油田站外集输系统进行简化后, 取消了3座计量站, 可减少现场操作人员8人, 每年可节约人工费50万元。

2) 简化生产工艺后, 生产耗能降低, 每年可节约燃油300 t以上,

3) 每年可减少因管网腐蚀穿孔造成的维修费用、青赔费用60万元。

4) 管网腐蚀穿孔得到了很好的解决, 提高了开井时率, 预计年增加产油量130 t。

5 结语