孤岛油田优化工艺配套措施治理防偏磨
摘要本文针对孤岛油田井深结构复杂井增多、高含水大泵提液引起的大泵径高冲次、油井腐蚀、油井见聚等因素的影响,抽油机井杆、管偏磨问题严重,提出了多种工艺优化治理防偏磨,提高防偏磨实施效果。
关键词偏磨;多种工艺;优化;配套;治理
1概述
孤岛采油厂目T前共有油井3595口,开井2339口,抽油机井开井2056口,占开井数的88%。由于受井深结构复杂井增多、高含水大泵提液引起的大泵径高冲次、油井腐蚀、油井见聚等因素的影响,抽油机井杆、管偏磨问题严重,据2007年统计为520口,占抽油机井的25.3%,其中85%以上分布在孤岛油田的注聚单元和后续水单元、孤岛油田中一区下馆陶组、垦西油田、垦利油田;杆管损坏井占本单元开井数比例大于40%的单元有:中一区馆3、中一区馆3-6、中一区馆4、中一区馆5、西区馆3-4、垦西垦71断块等。平均免修期254天,其中免修期小于90天的35口井,90-180天的121口井,大于180天的232口井。
2防偏磨治理工作量及效果
2.1总体工作量和费用情况
三年来共实施防偏磨专项治理井417口,陀螺测试5口,总费用2705.47万元。其中抗磨副强制扶正防偏磨技术应用349口,费用1637.41万元,防腐耐磨杆管加重防偏磨技术应用68口,费用1030.61万元(如表1)。
在开展防偏磨防偏磨工作中,孤岛采油厂为确保防偏磨治理工作的有序开展,切实提高治理效果。与采油院防偏磨专家组加强联系,密切合作,严谨设计、严格监督,强化工作协调与跟踪分析,形成了系统有效的管理模式,确保了防偏磨工作的顺利开展。主要做好了以下三方面的工作:
1)加强偏磨井现场描述,提高设计针对性。为提高油井防偏磨设计的针对性,采油厂防偏磨治理小组制定了采油厂防偏磨治理管理细则,对各部门职责进行了明确分工,特别对现场描述进行了严格的规定,确保防偏磨工艺制定的针对性。运行步骤是油井作业过程中发现存在偏磨现象,及时进行现场描述,将现场杆管偏磨描述及相关图片传给工艺所设计人员,由设计人员根据偏磨情况进行工艺初设计,同时将偏磨情况及设计交采油院把关设计,从而提高设计的针对性。
2)加强生产跟踪,巩固治理效果。为确保防偏磨治理的有效实施,对防偏磨井,加强生产过程中的跟踪,主要从油井措施后产液量、生产周期、吨液耗电、悬点载荷、泵效等方面进行了跟踪,并建立了月度效果跟踪台账,根据油井生产状况及时进行参数调整。同时加强防偏磨二次作业井的跟踪力度,及时反馈偏磨信息,为
防垢剂——————————————————————————————————————— 第一节 化学产品及企业标识——————————————————————————————————————— 产品中文名称名称：防垢剂 产品英文名称： 企业名称：北京东润科石油技术股份有限公司 地址：北京市海淀区冠城园3号楼3单元10B 电子邮件地址：bjdrk2009@https://www.doczj.com/doc/8915115430.html, 邮编：100088 电话：0086－010－62031894 传真：0086－010-******** 企业应急电话：0086-022-******** 技术说明书编码： 生效日期：2010 年 5月1 日 国家应急电话：120（急救）、119（火警）——————————————————————————————————————— 第二节 危险组分及性状——————————————————————————————————————— 产品外观：深黄色至棕色液体。 说明：季胺盐、咪唑啉衍生物的甲醇溶液。 主要用途：用于油田生产系统或注水系统的防垢。
危害健康的组份CAS编号大致含量（ｗｔ％）甲醇67-56-1 5 — 8% 异丙醇67-63-0 3 — 5%季胺盐化合物68424-95-3 5 — 10% 聚合磷酸酯类 5 — 10%——————————————————————————————————————— 第三节 危险性概述——————————————————————————————————————— 危险性类别：无意义 侵入途径：吸入食入经皮吸收 健康危害： 皮肤接触：对皮肤有腐蚀性。因接触时间的长短和采取的措施的不同会产生不同程度的烧伤。 眼睛接触：有刺激性。因接触时间的长短和采取的措施的不同会产生不同程度的永久性伤害。 吸入：会刺激呼吸道。吸入高浓度的蒸汽对身体有害，主要症状包括：头晕、嗜睡、头痛、身体丧失平衡性和意识不清。 误服：误服会致命。因含有甲醇会致盲。刺激消化道。没有特别症状。 慢性影响：长时间或重复接触皮肤，会导致皮炎。吸入或误服的慢性影响与前面的急性症状类似。 环境影响：对水生生物有害。 物理和化学及火灾和爆炸方面的危害： 火灾危害：本产品可燃。 爆炸危害：本品遇高热、火星、或火苗，能引起燃烧爆炸。在火场中，受热的容器有爆炸危害。空的容器可能含有残留物，未经适当处理不可重新使用。 分解性。分解后有易燃／毒性气体生成。参见第十节“稳定性和反应活性”。
秦皇岛秦热发电有限责任公司#5炉防磨梁加装方案 1.1 膜式水冷壁 锅炉下部密相区内衬由锅炉厂提供，该处内衬最上沿标高为16.10米，炉顶标高为42.70米。从标高16.10米到标高42.70米的膜式水冷壁为水冷壁防磨梁保护及施工范围。该范围内水冷壁由钢管加扁钢鳍片组成膜式壁结构，管径均为57毫米，节距均为87毫米，前后墙宽15051毫米，两侧墙深12615毫米。前后墙膜式水冷壁布置10道防磨梁，两侧墙膜式水冷壁布置12道防磨梁。 1.2 扩展水冷壁屏 炉内共布置42片扩展水冷壁屏，该扩展水冷壁屏耐磨内衬上部标高为16.10米，前后墙扩展水冷壁屏上顶标高为34.58米，两侧墙扩展水冷壁屏上顶标高为42.00米。从标高16.10米到标高42.00米的扩展水冷壁屏为水冷壁防磨梁保护及施工范围。该范围内扩展水冷壁由钢管加扁钢鳍片组成膜式壁结构，管径均为63.5毫米，节距均为87毫米，宽度为522毫米。前后墙扩展水冷壁布置10道防磨梁，两侧墙扩展水冷壁布置12道防磨梁。 1.3 防磨梁布置及结构 该炉防磨梁前后墙由10道防磨梁组成，两侧墙由12道防磨梁组成。 在上述施工范围内从下到上布置方式为：从标高16.10米计，向炉顶方向防磨梁布置间距依次为500mm、1000mm、1000mm、1400mm、1800mm、1800mm、2400mm、2400mm、2400mm、2800mm、2800mm、4133mm。其布置方式见图1。 防磨梁紧贴膜式水冷壁和扩展水冷壁屏安装。每道防磨梁每间隔1米布置一道膨胀缝。防磨梁截面均为梯形结构，上平下斜，其结构和不锈钢销钉布置见图2。 1.4 其它局部区域防磨措施 除加装防磨梁外，前后墙靠炉膛中心线4片扩展水冷壁屏与膜式水冷壁交接角及炉膛四个角处从标高16.10米至第一道防磨梁的下部敷设耐磨耐火可塑料，炉膛出口烟窗下部8片扩展水冷壁屏弯头处敷设耐磨耐火可塑料，炉膛测点处敷设耐磨耐火可塑料。其它易磨损区域防磨措施待停炉检查和壁厚测量完成后确定，其布置方式见图1。
四管防磨防爆检查重点 及预防措施 Document number：NOCG-YUNOO-BUYTT-UU986-1986UT
“四管”防磨防爆检查重点及预防措施 文章来源:锅炉防磨防爆网更新时间：2015-10-21 一、“四管”防磨防爆检查重点 1、水冷壁 水冷壁在十分恶劣的环境下工作，固态排渣煤粉炉水冷壁主要存在结渣和水冷壁高温腐蚀问题，还存在管子磨损、拉裂、高温腐蚀、涨粗鼓包、结垢等问题。 水冷壁重点检查部位：冷灰斗、四角喷燃器处、折焰角区域、上下联箱角焊缝、悬吊管、吹灰器区域。抽查部位：热负荷最高区域的焊口、管壁厚度、腐蚀情况；喷燃器滑板处；刚性梁处；鳍片焊缝膨胀不畅部位。 四角燃烧器、二次风嘴两侧易被煤粉磨损，发现管子被吹损，将吹损管补焊后加装不锈钢防磨板；延伸水冷壁管与延伸侧包墙交界处、炉膛四角、侧水冷壁与前后水冷壁下斜坡交界处易被拉裂和漏风磨损，检查时发现有拉裂迹象，要对此部位进行打磨着色，打水压时重点检查此部位，发现侧水冷壁与前后水冷壁斜坡交界处有漏风现象，用耐火浇筑料抹住；冷灰斗斜坡易被焦块或检修时掉落的异物砸坏，发现超标的硬伤及时换管处理；吹灰器附近是易被吹损部位，及时调整吹灰器角度，以上部位应加大力量重点检查，除仔细检查其外观状况外，还要视情况测量水冷壁管壁壁厚。 2、省煤器 省煤器为锅炉低温受热面，主要存在飞灰磨损和机械磨损、管内腐蚀等缺陷。尾部烟道烟温较低，灰粒较硬磨损较重。 重点检查部位：重点检查靠近炉墙管子及弯头，管卡部位、突出管排的管子、节距不均匀易形成烟气走廊附近管子、防磨护铁磨损松动、脱落处的管子，防磨护铁接口处、有异物卡管阻挡处的管子、外圈管子、经常换管的部位、上部1-3排管子，下部1-2排管子。 靠近后包墙的省煤器弯头最容易被飞灰磨损泄露，每次停炉检修时对此位置的弯头进行测厚并记录，与以前测厚记录进行比较，如果局部磨损量超过0.1mm/年加装护铁，局部磨损超过0.25mm/年，考虑改进结构；管排出列的部位容易被飞灰磨损，发现出列管排及时矫正；悬吊管与管排接触的部位容易造成机械磨损，发现磨损及时调整管卡；安装不当使省煤器弯头与包墙管接触造成机械磨损，处理时要及时调整管排。 3、过、再热器
油田注水防垢剂应用概况 岳前声 向兴金 肖稳发 (江汉石油学院,荆州,434102) 摘 要 论述了油田注水用防垢剂的选用原则;介绍了我国油田注水防垢剂的应用情况,包括常用防垢剂及其特点;影响聚合物防垢剂性能的因素;聚合物防垢剂在油田中的应用。探讨了防垢剂的发展趋势。 关键词 防垢剂 油田注水 水处理剂 聚合物防垢剂 THE GENER A L SITU A TION OF SCA LE INHIBIT OR FOR OI LFIE LD IN JECTION W A TER Y ue Qiansheng X iang X ingjin X iao Wenfa (Jianghan Petroleum Institute,Jingzhou,434102) Abstract The selection principles of scale inhibitors for oilfield injection water were dis2 cussed.The application situation of the scale inhibitors,including the main types and their charac2 terisics,the factors affacting the properties of polymer scale inhibitor,and the application of poly2 mer scale inhibitor in oilfield,was introduced.The development tendency was stated in the end. K ey w ords Scale inhibitor Oilfield injection water Water treatment agent P olymer scale inhibitor 油田注水系统的结垢是一个普遍存在的问题,结垢会给生产带来严重危害。水垢在注水管道中形成,会增大水流阻力,使注水能耗增高,导致设备和管道局部腐蚀;水垢如果在注水地层和生产层形成,还会引起严重的地层伤害,造成油、水井过早报废[1～5]。可见防垢问题是一个非常重要的问题。 1 防垢剂的选择 油田最常见的垢型有碳酸钙(CaC O3)、二水硫酸钙(CaS O4?2H2O)、硫酸钙(CaS O4)、硫酸钡(BaS O4)和硫酸锶(SrS O4),而微量的硫酸锶往往存在于大量的硫酸钡中,很难把它们分开,硫酸钡是最难溶的垢,防止BaS O4垢比防钙垢更困难。 目前,在油田水防垢处理中,用化学防垢法投加防垢剂是最常用的方法。美国研究应用水处理化学药剂始于1930年,日本是从1955年开始的。我国随着70年代引进化肥、化纤和钢铁装置之后,开始研究水处理技术,防垢剂应运而生。我国水处理技术虽开发时间晚,但起步高,发展快,且品种齐全。 为有效地发挥防垢作用必须选择合适的防垢剂。选择防垢剂应考虑以下几点原则: (1)根据垢的成分和水质条件选择。如对CaS O4和BaS O4垢,有机防垢剂比无机磷酸盐有效得多。 (2)防垢剂要和其他水处理剂如缓蚀剂、杀菌剂等配伍性好,否则会降低药效。 (3)在保证防垢效果的前提下,考虑货源、价格等因素。 (4)使用方便,所需设备简单。 2 防垢剂常用种类及其特点[6～10] 2.1 无机聚磷酸盐 此类是最早使用的防垢剂,国外已限制使用。其分子中有一个或多个重复的P O P键存 01 江苏化工 J IANG S U CHE MICA L INDUSTRY 1999年8月 第27卷第4期
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.四角燃烧锅炉水冷壁磨损的原因分析与防磨措施正 式版
四角燃烧锅炉水冷壁磨损的原因分析 与防磨措施正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 电站锅炉中采用四角布置直流燃烧器，一般情况下喷口附近的水冷壁管子容易发生局部磨损。其特征是：局部磨损面积比其它受热面(过热器、省煤器等)管子大；磨损面减薄后在管内高压炉水作用下翻开，呈开窗状泄漏点，造成大量炉水喷入炉膛。如果泄漏发生在上一次风喷口附近，则炉膛火焰马上被水浇灭；如果泄漏发生在下二次风喷口附近，也会因为锅炉保持不了水位而被迫紧急停炉。所以对于单元制机组来说，喷口附近的水冷壁磨损会造成停炉停机事故，给电网的安全带来
威胁。 1喷口附近水冷壁磨损实例 牡丹江第二发电厂HG410/1009型锅炉，四角切圆燃烧，在上二次风喷口右侧的水冷壁上发生过局部磨损曾引起泄漏，泄漏面积(长×宽)170mm×45mm，导致停炉停机事故。 水冷壁规格φ60×5mm，局部磨损发生在喷口右侧第4～8根水冷壁管子上；磨损长度在130～340mm范围内，离喷口较远的第8根管子磨损面积较大，反之则较小；除第8根管子爆管，其余4根管子磨损最深已达1.8～3.0mm；磨损面下线基本与上二次风喷口下倾角度线对应。 一、二次风喷燃器采用1Cr18Ni9Ti不
孤岛油田东区Ng3-4产能块地面工程方案设计 新井地面工程是对新钻井进行配套的工程，地面工程的主要功能是对新钻井的采出液进行收集和外输，并实现地质和工艺上提出的注水、热采等要求。东区Ng3-4区块设计总井数16口，其中热采井10口，更新常规油井2口，水井4口。本文结合区块地理位置、地形地貌，利用相邻区块现有集输管网，设计新区块集输管网，以求经济和效率的最大化。 标签：东区Ng3-4 新井地面工程集输 0 引言 新井地面工程是对新钻井进行配套的工程，地面工程的主要功能是对新钻井的采出液进行收集和外输，并实现地质和工艺上提出的注水、热采等要求。本文根据胜利油田有限公司孤岛采油厂地质所编制的《孤岛油田东区Ng3-4综合调整方案（油藏工程）》和工艺所编制的《孤岛油田东区Ng3-4综合调整方案（钻采工艺）》，结合区块地理位置、地形地貌，利用相邻区块现有集输管网，设计新区块集输管网，以求经济和效率的最大化。 1 设计依据 1.1 区块概况 东区Ng3-4区块设计总井数16口，其中热采井10口，更新常规油井2口，水井4口。区块分布在光明路南北两侧，南部至滨海路南，为棉花地和低洼芦苇地，北部位于孤河路北侧。丰收村以东，地势较为平坦。 1.2 原油物性和设计参数 原油物性： 原油密度：0.962～0.993g/cm3；原油粘度998～4827mPa.s；总矿化度3899mg/L。 设计参数： 生产井数：12口；单晶初期产油：9t/d；年产油能力：3.5×104t/d；注水井数：4口；单晶日注水量：13.2×104m3/d；掺水压力2.5MPa，掺水温度：45℃；生产天数：280d。 2 地面工程方案设计 2.1 油气集输部分
循环流化床锅炉的防磨措施 1 引言 循环流化床(CFB)锅炉是近几年在我国发展起来的一种新型燃烧设备，而循环流化床燃烧技术的发展以其高效率低污染的高性能更是突飞猛进。在环保要求日趋严格的今天，CFB锅炉已成为当前最有前途的燃烧设备，但是CFB与其它锅炉相比，磨损比较严重，本文对此问题进行讨论。 2 磨损机理及防磨措施 磨损在工程上常被理解为由于机械原因产生的颗粒剥离脱落引起的材料表面所不希望的逐渐变化，如减薄，开裂。锅炉常见的磨损即高速的灰粒子从不同的角度冲刷碰撞炉墙或受热面而引起的种种变化。有资料介绍，磨损量与烟速的3.22次方成正比，并随灰粒子的浓度增大而增大。单从理论上讲，降低磨损应从降低烟气流速，减小灰粒子浓度和减小粒子的颗粒直径入手。 下面从炉墙和受热面两个方面入手来介绍锅炉常见的磨损部位及处理办法。 2.1 炉墙 2.1.1 床体燃烧室部分因颗粒直径大，物料浓度高对炉壁造成的磨损最严重。若风室和床体为非水冷壁结构，因炉墙太厚造成的热应力和物料的磨损常常导致墙体内表面产生脱落和出现裂纹。通过把拐角处用圆角代替方角的方法很好地解决了这个问题，如图1所示。为保证床体的温度，床体的上部常保持一定高度的卫燃带，在炉墙与水冷壁的结合处磨损较严重，如图2(a)所示。原因是该处的截面形状发生了变化，导致烟气在此形成涡流区，加速了管子的磨损。我们顺势利导，把水冷壁下部的炉墙做成和膜式壁一样的截面，使炉壁在竖直方向上没有截面变化。如图2(b)所示，磨损大大减轻了。 图1
图2 2.1.2 旋风分离器出口的顶部由于烟气速度高且对炉顶是正面冲击，故此炉墙的脱落异常严重。在烟气速度、颗粒的直径和硬度都不可变的情况下，只能考虑更耐磨的炉墙材料来解决。如硅线石或棕刚玉等。 2.2 受热元件 针对锅炉受热面的磨损，我们从结构和工艺上进行一些探讨。 2.2.1 结构方面：采用一些常规的防磨结构：如在管子表面加装防磨套管或在易磨损部位加大壁厚；用Ω管或方形管等。都在循环流化床中得到了大量的应用，并收到了良好的效果，而一些特别的部位却需要特 别地对待。 (A)炉膛中的屏式受热面 当屏如图3所示布置时，经观察发现弯头部位磨损相当严重，因屏式受热面横向间距很大，用常规保护结构是不可能的，后来采用了图4形式，在弯头处加装了耐磨合金板做成的保护罩，效果不错。芬兰ALSTROM公司生产的410 t/h的CFB锅炉的屏结构如图5所示，炉膛内不出现弯头，每一片过热器屏都有独立的两个集箱。这种结构单从防磨观点上看不失为一种好办法，显然它的缺点是使系统变得复杂，成本 提高。 图3
油田污水处理工艺的设计 摘要：在油田的开发过程中，油气田废水增加严重污染了生态环境。油田污水含有油破乳剂，盐，苯酚，硫和其他环境污染物质，石化工业是高浓度碱渣废水的来源和组成。本文就油田污水处理工艺存在的问题浅论，并着重对油田污水处理工艺进行分析。 关键词：田污水处理；污水处理工艺 1油田污水处理存在的问题 1.1重力沉降和过滤 重力沉降除油率小，解决短期停留时间，除油效果不好。由于水力停留时间短，密度小的颗粒与水流出；罐底污泥不能及时排出，污泥厚度达到设置的喷嘴附近，落絮体颗粒容易流出来的水，悬浮物不能得到有效的解决，使过滤装置的水质量差，导致一个滤波器不能有效地发挥作用，水质波动使污水达标排放不稳定。固体的过程中根据实际情况适当调整以使其达到标准。 1.2低温含油污水处理 随着石油勘探的不断深入，操作温度含油污水处理技术发展和促进生产的流体。由于温度低油水分离效果不好造成水油浓度。所以我们现在必须行动了废水处理工艺进行调整，以适应低温污水处理。 1.3稠油污水处理 油田污水处理和回收并不简单。对低渗透油藏和稠油区块注入水的质量要求非常严格，可以添加水或蒸汽使大部分的污水排放到环境。稠油污水处理仍面临矿山废水的问题，由于其前端油水分离效果不理想，使污水油含量和泥质含量高，水和废水含有大量的人工合成和形成胶体物质，生化需氧量和化学需氧量的比例是非常低的。目前，油田采出液含水率已达90%以上，生活废水约80000立方米，而排放率只有30%左右。提高采油污水处理率和使用有效的深度处理工艺解决了污水排放问题。 1.4三元复合驱油技术 石油被称为工业发展的血液，随着我国工业技术的迅速发展，大多数油田已进入三次采油阶段。在油田行业三元复合模式是最典型的采矿方法，尽管这一技术是优秀的，但它是水，但水含有大量驱油剂，表面活性剂、石油和化学组成。如何解决这些问题，成为了水处理领域和石油领域面临的新课题。 2油田污水处理工艺分析
油田防垢技术简介 闫方平 一、油田结垢现状调研及原因分析 目前，我国大部分油田采用了注水补充能量的开发方式，油田注入水通常有三种：一是清水，即油区浅层地下水；二是污水，即与原油同时采出的地层水，经处理后可回注到油层；第三种是海水；也有将不同水混合注入的。国外一些油田如North Sea oilfield普遍采用注海水的方法。随着注入水向油井推进，使油井含水率不断升高，最终导致油井近井地带、采油井井筒、井下设备、地面管线及设备出现严重的结垢现象；此外，当系统的温度、压力和pH值等发生变化时，地下储层、射孔孔眼、井筒、井下泵、地面油气集输设备管线内也会形成结垢；同时，如果采用回注污水的开发方式，还可能导致注水泵、注水管线及注水井底结垢。结垢物主要为钡、锶、镁、钙的硫酸盐或碳酸盐，同时由于CO2、H2S和水中溶解氧的存在，还可能生成各种铁化合物，如碳酸铁、三氧化二铁、硫化铁等。 结垢通常造成生产管线或设备堵塞，增加修井作业次数，缩短修井作业周期；同时，结垢还易造成油层堵塞、产液量下降和能源浪费，阻碍了原油的正常生产，严重时还会造成抽油杆拉断，油井关井，甚至报废，造成很大的经济损失。 国内外大量油田清、防垢实践表明，根据油田实际情况，对油田水结垢、防垢的机理进行系统研究，进而采取相应的防治措施可以减轻或消除结垢对油田生产的不利影响。 1、油田结垢现场调研 一般来讲，对一个油田结垢问题的研究总是始于现场调研，目前国内外已有很多结垢现场调研方面的报道。其中，国外以前苏联、国内以长庆油田的研究最为系统全面。总体来看，现场调研内容主要包括结垢形成的位置、垢物的成分、结垢成因的初步研究和结垢对生产的影响等，调研手段主要有观察描述、统计分析、垢物的分析鉴定等，有的油田甚至为研究油层内结垢而专门钻了检查井。 从大量的现场调研成果来看，主要得到以下认识： (1) 在地下储层、井筒、地面油气集输设备管线以及地面注水设备管线内均可能产生结垢，结垢可能发生在各种采油井（自喷井、抽油井或气举井）中，但最多的是抽油井。 (2) 结垢易于出现的位置有近井底地带、套管、油管、抽油杆、电潜泵、井下设备、原油收集和处理系统等。 (3) 油层内结垢主要出现在近井地带。 (4) 结垢沉淀物，总体上看成分很复杂，其中既含有矿物的成分，同时也含有有机物的成分，有机杂质(以烃类为主)的含量最多不超过25％；根据西伯利亚石油科学研究所对萨莫特洛尔、梅吉翁、特列霍泽尔、玛尔蒂米亚—捷捷列夫、乌斯奇—巴雷克及西苏尔古标等油田结垢沉积物的研究
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 锅炉防磨防爆检查安全技术措施 (通用版)
锅炉防磨防爆检查安全技术措施(通用版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 一、锅炉防磨防爆检查小组组织机构 组长：张磊 副组长：刘继明周荣志严瑞锋 组员：沙英军王志福王晓明赵洪波韩江信 宫磊高宏宇黄传亮焦毅刘强王广喜毛义水 二、技术措施： （一）受热面检查的技术措施：（执行人：） 1、对锅炉各部受热面进行清灰、清焦。 2、工作组成员在受热面检查过程中使用强光手电，燃烧室区域并架设4台强光照明灯。 3、搭设燃烧室铝合金检修平台对炉膛区域受热面进行检查。 4、工作人员采取眼看、手摸的方式对受热面管子进行检查。 5、在易发生磨损的水冷壁吊挂管两侧、高温再热器迎风面两侧、竖井烟道前部包墙管拉稀管两侧、低温再热器垂直段两侧等烟气走廊
区域搭设脚手架对受热面管子进行检查。 6、二名工作人员为一个检查小组，采用交叉检查的方法进行检查。即一名人员从左侧检查至右侧，另一名人员从右侧检查至左侧。最大限度的减少异常管段的遗漏。 7、对异常管段必要时采用测厚仪测量及卡尺测量的方法进行检查。 8、对检查发现的异常情况做好记录并进行相应处理。 9、根据化学或金属监督部门要求进行取样检查。 10、水压试验检查。 11、对下述重点部位进行仔细检查：（执行人：） （1）炉膛人孔门、看火孔、冷灰斗、燃烧器周围、吹灰器孔周围、折焰角部位水冷壁管。 （2）各种受热面管束可见弯头部位，包括弯头内弧面。 （3）各受热面管束吊卡、支吊架、管夹部位。 （4）靠近左右两侧的边墙管部位。 （5）管排定位滑动块、U型承重块部位。 （6）各部人孔门、吹灰孔附近管子。 （7）各部位防磨盖板、阻流板、均流板检查。
防磨防爆汇总
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防磨防爆采取的措施总结 内蒙古京泰发电有限责任公司一期2×300MW燃煤空冷机组工程，采用东方锅炉（集团）股份有限公司自主开发研制的单炉膛循环流化床锅炉。其类型为亚临界压力、一次中间再热、自然循环、单炉膛、汽冷式旋风分离器、循环流化燃烧、平衡通风、固态排渣、燃煤、钢架为双排柱钢结构、全悬吊结构。 做好锅炉防磨防爆工作，是提高机组可靠性、降低非计划停运的重要措施，是发电企业一项重中之重的工作，它涉及锅炉、金属、化学、热工、焊接等专业，关系到机组设计选型、制造、监造、安装、调试、运行、检修、监督等过程和环节，是一种非常庞杂、专业性非常强的系统性工作。我厂两台机组从设计开始直到机组投产运行，对防磨防爆工作都极为重视，结合同类型机组运行经验，针对锅炉防磨防爆的薄弱环节采取了不少有力的措施。 一、检查检修方面： 1.受热面 1.1“贴壁流”引起的磨损 循环流化床锅炉在运行过程中其床料分两种方式循环：一种是床料上升至顶部进入分离器后下到回料器，重新返回炉膛，这种循环叫做外循环；一种是床料在炉膛中间上升到炉膛顶部再沿炉膛边壁下降到密相区，这种循环叫内循环。其中内循环对水冷壁的剧烈磨损有很大影响。床料及飞灰顺着炉膛四周的水冷壁快速下降形成“贴壁流”，贴壁流对水冷壁管造成严重磨损。目前研究表明物料对管壁的磨损速率与其速度、浓度及粒度关系为： E = k·U3·d2·μ 式中：E──磨损速率，μm/100h； k ——灰特性系数 U──物料速度，m/s； d ──物料颗粒直径，m； μ──物料浓度，g/(m2·s) 式中可以看出，磨损速率与物料速度成三次方关系，与颗粒直径成平方关系，与物料浓度成正比。同时可以看出，越靠下部，贴壁流的速度越快，受“贴壁流”的影响也就越大。 1.1.1加装防磨梁 由于贴壁流的流速对水冷壁管磨损影响最大，因此只要降低了贴壁流的流速，磨损速率就会极大幅度的降低，为此京泰公司引入了多级防磨梁技术。增设9级防磨横梁，贴壁流在下降过程中遇到了阻挡的横梁，使流速降低，并且在这一过程中，部分颗粒改变了流动方向，致使贴壁流的颗粒也减少，因此磨损也会进一步减少。但随着运行周期的增长，陆续暴露出一些防磨梁设计上的不足。由于第四、五级防磨梁之间的跨度较大，防磨梁的减速效果较差，加上炉膛四角烟气叠加，浓度较大，因此第五级防磨梁炉膛四角部位磨损较严重。针对这样的磨损特点，在第四、五级防磨梁之间后墙水冷壁角部增设了1m长的防磨梁。加装后效果明显，第五级防磨梁后墙水冷壁角部防磨情况得以缓解。 2012-2013年随着机组增容、掺烧煤泥后，检修检查中发现后墙水冷壁防磨梁根部出现了局部快速磨损，前墙水冷壁大面积整体均匀磨损。针对循环流化床锅炉“贴壁流”的磨损特点，虽然增设了9级防磨梁来对贴壁流进行减速，改变方向，减缓磨损，但下降物料并不是严格按照防磨梁逐级下落。贴壁物料在重力作用下，从不同的高度、颗粒自然分选落下，贴壁流的厚度从上向下逐渐变厚，大量物料未经过上几级防磨梁减速直接掉落到处于过渡区的第八、九级防磨梁后反弹，引起防磨梁根部水冷壁管的冲刷磨损。加之两组水冷蒸发屏的阻挡，使靠近水冷蒸发屏的贴壁流形成了叠加，物料浓度进一步增大，因此水冷蒸发屏下部的防磨梁反弹冲刷磨损更严重。针对这样的磨损特点，在两组水冷蒸发屏下部分别增设了
Q/SH1020 1452-2013 代替 Q/SHSLJ 1452-2002油田采出水处理用防垢剂通用技术条件 2013-07-05 发布 2013-07-15 实施
Q/SH1020 1452—2013 前 言 本标准按照GB/T 1.1—2009给出的规则起草。 本标准代替Q/SHSLJ 1452—2002《油田采出水处理用防垢剂通用技术条件》。 本标准与Q/SHSLJ 1452—2002相比，除编辑性修改外主要技术变化如下： ——增加了“凝点”检测要求； ——增加了“有机氯含量”技术要求； ——删除了“专用于防硫酸钙垢的防垢剂”的技术指标。 本标准由胜利石油管理局油气采输专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：胜利油田分公司技术检测中心。 本标准主要起草人：陈 松、周海刚、孙凤梅、郑 重、王炳升、董晓通、代海鹰。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为： ——Q/SL 1452—1988、Q/SHSLJ 1452—2002。 I
Q/SH1020 1452—2013 1 油田采出水处理用防垢剂通用技术条件 1 范围 本标准规定了油田采出水处理用防垢剂（以下简称防垢剂）的技术要求、试验方法、检验规则、标 志、包装、运输、贮存及 HSE 要求。 本标准适用于碳酸钙、硫酸钙垢型防垢剂的采购和质量检验。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件， 仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文本。 GB/T 510 石油产品凝点测定法 GB/T 601 化学试剂 滴定分析(容量分析)用标准溶液的制备 GB/T 603 化学试剂 试验方法中所用制剂及制品的制备 GB/T 6678—2003 化工产品采样总则 GB/T 6680 液体化工产品采样通则 GB/T 8170 数值修约规则与极限数值的表示和判定 Q/SH1020 2093 油田化学剂中有机氯含量测定方法 3 技术要求 防垢剂的技术要求应符合表 1规定。 表 1 技术要求 项 目 指 标 外观 均匀液体 pH 值 ≥2.5 凝点 a ，℃ ≤-10 水溶性 与水互溶呈均匀液体 碳酸钙垢 ≥80% 防垢率（10mg/L） 硫酸钙垢 ≥85% 有机氯含量 0.0% a 对于一般地区，要求凝点不高于-10℃，对于特殊地区，凝点应不高于当地最低气温。 4 试验方法 4.1 外观 在光线充足情况下目测。 4.2 pH 值
油田污水处理方法 随着各种科学技术的出现以及发展，我国在油田的开采上已经出现了许多种可以提升油田的采收率的方法。在技术不断更新的过程中，我国对油田的采收率确实是有了一定的提升，但是应用的技术所产生的聚合物污水也随着采收率的提升而增加。何为污水呢?污水又被称为采出水，而且污水根据不同的属性也存在不同的分类，即就其储层来分的话，则为侏罗系污水以及三叠系污水，再者由于这两种污水的油层物性的不同，因此在对这两种污水进行处理的时候不同使用同层回注的方法，否则很可能会导致地层出现结垢或者被堵塞的现象。而且也因为各种开采技术的运用，如今油田的采出水大部分都具有黏度较大、油滴粒径小等特点，增加了处理难度。为了更好的发挥出油田污水的价值，在对油田注水的时候，在对污水的处理上要务必达到处理标准。 一、国内外研究现状 目前，国内外皆对油田的开采非常重视，特别是对其采出液，也就是污水进行了大量的研究，为了更好的解决污水问题。据研究表明，如今大部分油田的采出液除了都含有聚合物外，还包含了其他的原油、三元复合的盐溶液以及矿物质等，特别是聚合物污水，这种污水中由较高的矿物质含量、多种细菌以及化学成分。就污水中的聚合物来分析，大部分的污水中的聚合物一般分为悬浮、分散、乳化以及溶解这四种，其中最难处理的就是乳化类的聚合物。通过一定处理后的污水去向有以下几种，其一，聚合物污水达到污水排放标准后，将其进行排放处理;其次，对其进行二次利用，作为驱油实验的水资源;再者就是当聚合物污水中的离子量达到一定的含量后，可以将其注入到油田储层中。以上后续处理措施中，就如今建设环保社会理念来说，对污水实现二次利用是可以在很大程度上改善油田采出液现状的一个措施。 二、油田注水工艺的基本概述 为了进一步提升油田的采收率，有效的对油田进行开发，采用油田注水的开采方法是较为稳妥的方法。为了保证开采出的油田的质量，防止出现渗透、水窜的现象出现，在开采过程中对油田进行注水的时候可以采取中渗透层注水或者低渗透层注水的方式，使用此种方式可以有效的避免整体性注水的状况发生。分层注水工艺可以很大程度上使得油田的注水率得到提升，进而提高油田的采收率，为整个社会的油田开采进度的提高有着促进作用。 三、油田污水的概况及处理方法 3.1 污水特点 由于油田的属性与平常的水质有差别，因此油田产生的污水与日常中产生的污水也有一定的不同，相比于一般的污水，油田污水中含有的成分种类较为繁多，比如原油、固体颗粒、盐类、化学试剂等，而且在对油田开发的过程中每一道工序都会产生污水，所以说油田污水的来源也是很复杂的。再者因为我国的油田分布的地理位置以及地质有相对的差异性，所以不同位置的油田在开采过程中使用注水方式、改造方式等开采工艺不同，进而就造成了污水愈来愈复杂，越来越难处理的现象出现。污水的复杂性可以从以下几方面来分析：其一，就污水的高油量来说，油田产生的污水中的含油量较高，其中原油，主要的存在性质就有四种，即溶解油、分散油、漂浮油以及乳化油;其二，就污水中的土体颗粒来说，污水中的颗粒的直径一般是2—101um大小的，而且多以细小沙粒状、粉砂以及黏土颗粒几种形式存在;其次就是污水中的盐类了，污水中含有的盐量较高;最后则是污水中有许多的微生物，这些微生物大多是腐生菌，或者硫酸盐还原菌。而且，目前的油田开采中的现象显示，我国的油田产生的污水量已经远远的超过了其注水量，而且还有逐渐上升的趋势，很大程度上阻碍了油田的注水效率，也不利于油田采收率的提高，所以对油田污水采取一定措施进行处理解决刻不容缓。
新疆油田石西污水处理工艺方案设计 我国大部分油田开采都采用注水方式,随着开采时间的增加,原油含水量逐年升高,后期可达90%以上,含有大量注水的原油进入联合站经脱水处理后产生大量含油污水,其主要污染物为油水分离过程中剩余的矿物油和生产过程中投加的高分子聚合物、表面活性剂及无机盐类,同时还含有一些悬浮物和泥砂。采油污水通常经过处理、达到行业标准后回注到地下。回注水中部分是为了满足石油开采的生产需要,部分则属于无效回注。 污水先进入调储罐内,经过自然沉降去除大部分水中浮油和悬浮物,上部污油定期回收,出水 后加入净水剂、混凝剂等多种药剂进入多功能反应器反应,经搅拌、沉降等工序,上清液分为两部分处理。一部分水进入过滤器经过三级过滤后回注。另一部分水则进入生物综合反应器进行生物反应,反应器出水至污泥浓缩罐,在罐内进行污泥浓缩沉降,上清液进行澄清池,达标外排。污泥则由泥浆泵提升至带式压滤机进行脱水处理。 主要设备选型 ①调储罐 设置两座1000m3调储罐,管直径为13.75m,垂高为7.93m。罐内设有中心筒、收油槽、出水槽、溢流管,并设有加热盘管,用于加热污油定期回收。 在调储罐旁边设置一座泵房,内设有2台提升泵,1用1备,单台泵性能参数 为:Q=250m3/h,H=60m,n=2900r/min,N=75KW,配防爆电机。 ②多功能高效反应器 设置2座多功能高效反应器装置(HYS150/0.6型),它是带压设备,罐内反应是一种物理与化学相结合运用的工艺过程。HYS150/0.6型装置主要特点: 1.多功能高效处理反应器集反应、沉降于一体,加药反应在装置内部反应筒内完成。 2.多功能高效处理反应器去除油、悬浮物有明显效果。 3.压力处理设备的效率高、相对体积小、占地面积少。 4.运行安全可靠,操作维护简单、方便。 5.压力密闭隔氧,有利缓减污水对金属设备内部腐蚀。多功能高效处理反应器是我们通过多次调研及经验总结,充分利用射流卷吸的作用,达到合格处理目的。本装置已经成功应用在车排子联合处理站和石南21污水处理站。 ③过滤器 污水经过物化反应后分两部分处理,一部分水(约1000m3/d)进入过滤器经过核桃壳、石英砂等三级过滤后,出水达到回注要求,可以回注。 进水指标:含油≤10mg/l,悬浮物≤10mg/l,COD≤600mg/l。 出水指标:含油≤8mg/l,悬浮物≤3mg/l,COD≤400mg/l。 ④生物综合反应器 另一部分水进入生物综合反应器进行生物反应,在厌氧或缺氧的条件下,厌氧微生物大量繁殖 并利用它们特有的生命过程,将有机物分解并生成甲烷和二氧化碳等最终产物;而在氧气充足的 条件下,好氧微生物大量繁殖,利用它们的代谢过程,将水中的有机物氧化成二氧化碳、水、硝酸盐、磷酸盐和碳酸盐。 生物综合反应器突破常规的厌氧、好氧分段处理模式,通过厌氧-好氧反应器的组合,建立优化的生物反应器,通过负荷合理分配,实现系统高负荷及投资和运行成本优化;通过各反应单元的构造设计与目标控制及微生物的固定化,在生物反应器系统内实现微生物生态系在不同单元的独立分布和多元生物结构以及相应的调控技术,保证系统高效和具有脱氮脱硫的功能及抗冲击负荷的
锅炉防磨防爆检查安全技术措施示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
锅炉防磨防爆检查安全技术措施示范文 本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 一、锅炉防磨防爆检查小组组织机构 组长：张磊 副组长：刘继明周荣志严瑞锋 组员：沙英军王志福王晓明赵洪波韩江信 宫磊高宏宇黄传亮焦毅刘强王广喜毛义水 二、技术措施： （一）受热面检查的技术措施：（执行人：） 1、对锅炉各部受热面进行清灰、清焦。 2、工作组成员在受热面检查过程中使用强光手电，燃 烧室区域并架设4台强光照明灯。 3、搭设燃烧室铝合金检修平台对炉膛区域受热面进行
检查。 4、工作人员采取眼看、手摸的方式对受热面管子进行检查。 5、在易发生磨损的水冷壁吊挂管两侧、高温再热器迎风面两侧、竖井烟道前部包墙管拉稀管两侧、低温再热器垂直段两侧等烟气走廊区域搭设脚手架对受热面管子进行检查。 6、二名工作人员为一个检查小组，采用交叉检查的方法进行检查。即一名人员从左侧检查至右侧，另一名人员从右侧检查至左侧。最大限度的减少异常管段的遗漏。 7、对异常管段必要时采用测厚仪测量及卡尺测量的方法进行检查。 8、对检查发现的异常情况做好记录并进行相应处理。 9、根据化学或金属监督部门要求进行取样检查。 10、水压试验检查。
一种油田管道用防垢剂的合成及性能评价 【摘要】以自由基聚合的方法合成聚环氧琥珀酸钠，并将其用作一种油田管道防垢剂。研究了各合成条件对聚环氧琥珀酸钠防垢性能的影响，得到了合成聚环氧琥珀酸钠的最佳工艺条件。同时进行了不同投加量的样品防垢性能测试，结果表明：在合适的投加量下，自制样品对硫酸钡垢、硫酸锶垢的防垢率可达99%，最后，初步探讨了聚环氧琥珀酸钠的防垢机理。 【关键词】聚环氧琥珀酸钠；防垢性能；硫酸钡垢；硫酸锶垢 Synthesis of Oilfield Inhibitor and Its Scale Inhibition Performance LI Chen-xi （Xinjiang Petroleum Investigation Design And Research Institute，Karamay Xinjiang 834000， China） 【Abstract】Polyepoxysuccinic acid（PESA）was synthesized in virtue of free radical polymerization，which is used as oilfield inhibitor. The effects of synthesis conditions on the performances of PESA were discussed and the optimal process condition was obtained. The scale inhibition performance of synthesized sample with different dosage was also tested. The results show that： with the appropriate amount， the inhibiting rate of barium sulfate scale and Strontium sulfate scale reached 99%. The mechanism of its scale inhibition was also primarily discussed. 【Key words】Polyepoxysuccinic acid； Inhibition performance； Barium sulfate scale； Strontium sulfate scale 0 引言 共聚物类防垢剂是国内外主要研究的热点，并涌现出一大批以聚丙烯酰胺、聚马来酸-丙烯酸类为代表的防垢剂产品，但在实际使用中都存在用量大，且仅对低离子浓度的硫酸钡和硫酸锶垢有防垢效果、对高离子浓度的硫酸钡和硫酸锶垢防垢效果不理想的缺点。 聚环氧琥珀酸（PESA）作为一种新型的绿色水处理剂[3-4]，具有良好的防垢性能、无磷无氮、易生物降解等特点[3]。国内学者从20世纪90年代末开始在PESA 的合成方法[5]、防垢性能[6]、防垢机理[7]等方面开展了相关研究。但对PESA应用于油田管道防垢的研究报道还较少，本文以自由基聚合的方法合成了聚环氧琥珀酸钠，并测试了合成样品对硫酸钡和硫酸锶垢的防垢性能，结果表明：在合适的投加量下，合成样品对硫酸钡垢、硫酸锶垢的防垢率可达99%，是一种性能优良的油田管道用防垢剂。 1 实验部分
烟道防磨安全措施 批准 审定 审核 编写
2017年3月16日 #2炉烟道防磨安全措施 1、概述： 此次工程计划将对#2炉部分烟道进行防磨处理，为保证该项工作的安全文明实施，特编制本安全措施。 2、危险点分析： 2.1 火灾事故 2.2 起吊伤害 2.3高空坠落伤害 2.4物体打击伤害 2.5触电伤害 2.6 无票作业风险 2.7无监护擅自开工风险 2.8 擅自变更施工范围风险
2.9人员有被封闭在烟道内风险 3、安全措施： 3.1防止火灾事故的措施 3.1.1电、气焊作业时必须使用接火盆，做好防火措施，如电、火焊作业下方有大量的建筑脚手板或易燃易爆材料等，采用防火隔离板隔离或者将易燃物移开，在易燃物料附近进行焊接时，最小水平距离不得小于5米，禁止在装有易燃物品的容器上或在油漆未干的结构或其他物体上进行焊接。 3.1.2在使用电焊机时，应提前检查焊把线是否破皮裸露，作业停止时应关闭电源，取出焊把线。现场作业使用的电焊机外壳应有良好接地。电焊机的裸露导电部分和转动部分以及冷却用的风扇，均应装有保护罩。电焊设备应使用独立的专用电源开关，其容量应符合要求。电焊工作使用的导线，必须使用绝缘良好的皮线。有接头时应压接牢固，并包有可靠的绝缘，不能有裸露碰撞产生火花。作业前现场配备足够的灭火器、消防桶装水，应放在就近、易拿地方，并且每天必须检查灭火器是否充足有效。 3.1.3气割作业现场氧气瓶、乙炔瓶、减压器、回火防止器应检查合格，气瓶垂直放置并固定。每一气瓶上应套有上下两个厚度不少于25mm的防震胶圈。氧气瓶和乙炔瓶的距离不得小于8m，氧气瓶和乙炔瓶到焊接作业点火源的距离不应小于10m，气瓶周围15m内无堆置的可燃物品。氧气瓶和乙炔瓶及其管路禁止与电线相接触；气瓶露天放置的，应有帐棚或轻便的板棚遮护，以免受到阳光曝晒。