注汽系统

注汽系统（精选9篇）

注汽系统 篇1

摘要：热采分层注汽模拟试验系统是稠油开采先导试验基地四套标志性系统之一。分层注汽技术是稠油开采的一项有效工艺措施, 各层分配的注汽量是该技术的关键。为合理选取配汽阀, 达到准确分配注汽量目的, 自主设计研制了集现代计算机技术、现代传感技术、自动控制技术等为一体的热采分层注汽模拟试验系统, 为分层注汽技术研发及现场应用提供试验支持。

关键词：稠油开采先导试验基地,分层注汽模拟系统,测控系统

0 引言

稠油分层注汽技术是针对上述问题研制并开发的, 其技术原理是在同一井段内将油层分成二至三个以上的油层单元, 根据各油层或各组油层的不同特性, 在一次注汽中同时对各层进行分层配汽, 平衡了油层纵向吸汽不均的矛盾。配汽嘴大小决定各层配汽量, 配汽嘴选择是分层注汽技术的关键, 通常是利用分层配汽计算软件优化设计各要要要要要要要要要要要要要要要要油层合理的蒸汽注入量, 并设计相应油层的配汽器。但是由于受到周围环境压力变化的影响, 新老层压力参数无法得到准确的数值;多轮吞吐后的油井, 由于各储层参数发生变化, 无法得到准确的地层参数数值。在以上情况下, 很难计算出准确的实际配汽量, 给配汽工作带来很大困难[3]。

热采分层注汽模拟试验系统正是为解决分层注汽技术各层注汽量选择难题而设计的, 通过模拟注汽温度、压力;地层压力变化, 确定各层注气量大小, 从而确定各层配汽嘴的大小, 为现场应用和油田开发设计提供试验数据。

1 系统组成及功能设计

试验系统建设环境为室内, 选用导热油作为试验介质, 试验温度0~320益;试验压力0~16Mpa。

在上述条件下, 设计的热采分层注汽模拟试验系统由工艺管柱系统、加温系统、加压系统、安全保护系统、测控系统五个部分组成, 实现了模拟分层注汽工艺流程、模拟地层压力变化功能, 系统原理图。

1.1 工艺管柱系统

工艺管柱系统是模拟分层注汽工艺的主体部分, 主要包括7义工艺套管、井口法兰、井口四通、套管扶正装置、阀门以及相应的试验管线。

工艺管柱设计是根据分层注汽工艺技术现场实际应用情况, 在9m长的工艺套管上开4个大小相同的孔, 配以井口4通、调节阀、压力表、流量计。4个孔中, 3个用于三层以下分层注汽模拟试验, 另一个作为扩展孔。根据试验需求, 将分层注汽工艺管柱下到预定位置, 加热导热油到320益, 完成热采封隔器的座封, 通过三个调节出口的调节阀F2、F3、F4开度, 改变配汽嘴与阀之间的压力, 从而模拟地层压力变化, 由PG02、PG03、PG04记录地层压力值, 由流量计FG02、FG03、FG04记录各层的流量。获得以高温导热油为介质的分层注汽试验各层试验数据, 通过汽液转换修正系数软件, 得到所对应的各层注汽量。

由于模拟的是真实注汽压力16MPa~18MPa, 试验过程中必然会导致工艺管柱抖动, 给试验数据带来误差, 同时也影响到试验人员安全。为此, 套管最上端与井口法兰焊接, 固定在试验平台上, 井口法兰再与井口四通相连接;在试验套管的最下端使用外夹式的扶正装置, 保证试验过程中套管在受力状态下不会摆动。套管扶正装置。

1.2 加温系统

加温系统是以导热油电加热炉为主体, 以储油槽、热油箱、电伴热带与管线绝缘保温层等为辅助设备。加温系统主要完成工艺管柱内注油和试验介质预热, 建立温度场环境, 完成封隔器座封, 工艺流程。其流程为:先启动循环泵P-1, 从储油槽里面抽取常温导热油, 通过导热油电加热炉把导热油注满包括膨胀槽、热油箱、试验套管在内的整个试验系统, 关闭阀门F-6, 启动导热油电加热炉, 使导热油在循环泵的驱动下通过导热油电加热炉, 吸收热能, 把导热油加热到使用温度, 从而建立温度场。电伴热带缠绕在工艺套管上, 在加温完成后开启, 用来对系统导热油进行保温。同时, 高温管线表层覆盖有岩棉保温层, 减少管线热量损失。

在加温系统中并没有设计专门的油气分离器, 热油箱在加温系统中替代油气分离器, 不但实现油气分离器的作用, 而且还在加压系统中实现给高温高压泵供油和缓冲压力的功能。热油箱是一个能够承受一定压力的密闭容器 (耐压2MPa) , 系统所产生的大部分空气、水蒸汽和其它气体等都通过热油箱的膨胀管排放到膨胀槽再排出系统, 维持系统的安全、稳定运行, 在加压系统中将进行说明。

1.3 加压系统

加压系统是为模拟实际注汽压力而设计的, 其主要组成设备为高温高压泵和热油箱。其工作原理为:加温系统完成系统循环所需的导热油加热后, 由于导热油电加热炉不能承受高压, 通过电动截止阀把导热油电加热炉与加压系统断开。此时热油箱存满了高温导热油, 高温高压泵将从热油箱供给的高温导热油注入工艺管柱内, 根据工艺管柱出口调节阀开度, 完成分层注汽工艺技术试验或封隔器上下承压试验。

加压系统中的高温高压泵选用的是卧式三柱塞单作用高压往复泵, 由于柱塞泵工作在高温高压状态下, 柱塞泵的温度将很快与介质温度相同, 并随着工作时间不断升高, 使该泵的密封难以满足要求, 传统的冷却方式已不能满足要求。为此我们对该柱塞泵进行了改进, 采用水冷却方式, 冷却系统, 通过循环冷水降低柱塞泵泵体温度, 保证柱塞泵长时间稳定工作。高温导热油直接流过高温高压泵而不需要采取降温措施, 实现了系统同时达到高温和高压的要求。

1.4 安全保护系统

安全保护系统是重要的辅助系统, 它能够保证整个试验过程安全, 主要包括安全阀、膨胀槽及报警控制系统。为减少环境污染, 安全阀一端直接安装在工艺套管三个引出口处, 另一端与膨胀槽相连接, 当系统出现故障, 导致工艺套管压力超过安全压力时, 安全阀起跳, 释放导热油而泄压, 排出的高温导热油直接进入膨胀槽, 避免污染周围环境和高温伤人事故。

膨胀槽是安全保护系统的重要部分, 是安全系统的终端, 与大气、工艺套管、热油箱、导热油电加热炉及储油槽直接或间接相通, 保证系统运行过程中产生的气体及时排出, 避免系统因超压造成危害。同时, 其内存的低温导热油既为系统提供少量导热油补充, 又确保高温导热油与大气隔离, 避免高温导热油与大气接触, 发生碳化变质。

膨胀槽的设计温度为70益, 温度传感器检测储油槽内导热油的温度, 超过70益即产生报警信号, 提醒操作员检测系统故障。

泄压口在压力达到一定值时开启, 防止因系统故障导致大量导热油或气体涌入膨胀槽产生瞬时高压, 膨胀槽发生爆炸危险。

液位计检测膨胀槽内导热油的液位, 因膨胀槽内导热油必须保证在1/3以上的液位, 一旦液位低于1/3, 即发生报警, 提示给系统补充导热油。

导热油溢出孔与储油箱直接相连, 溢出的导热油直接返回储油槽, 减少环境污染和浪费。

1.5 测控系统

该系统由传感及变送装置、数据采集及控制单元、通讯控制单元、现场显示单元、数字、模拟输出控制卡、手动操作控制单元、监视系统、上位计算机软件等组成。该测控系统能实现自动检测功能、自动控制功能、显示操作功能、自动手动功能等。

2 结束语

以现场分层注汽试验技术应用为依托, 以现代测控理论为指导, 自主研发设计了热采分层注汽模拟试验系统, 能够在模拟不同地层压力的条件下, 完成分层注汽工艺技术室内试验, 选取与现场应用相匹配的配汽装置。同时也可完成对热采封隔器的性能试验, 为新型热采封隔器的研发提供试验数据。该系统的建设, 能够为稠油热采技术研发提供强有力的试验支撑, 为中国稠油开发乃至世界稠油技术进步提供试验支持。

参考文献

[1]刘文章著.稠油油藏注蒸汽工程[M].北京出版社, 1997.

[2]冯勇, 赵金省.稠油分层注汽技术及其应用[J].石油化工应用, 2009, 28 (3) :59-62.

[3]刘花军, 王志清, 黄春燕.分层注汽工艺技术的研究应用[J].石油地质与工程, 2007, 21 (3) :79-81.

注汽系统 篇2

关键词：稠油注汽 井下 隔热补偿装置 研究

1 概述

油田井下注蒸汽用隔热管为D级管，视导热系数λ（0.02～0.006），注汽管柱中的井下补偿器以及与之配合使用的1根Φ114光油管没有采取隔热措施。据试验计算，井筒内散热损失主要来自于井下补偿器及与其相连接的1根Φ114光油管，在稠油井注汽过程中，没有采取隔热措施的井下补偿器以及与之配合使用的光油管产生大量的散热损失，一方面降低了注蒸汽能效，另一方面，井筒内损失热量又导致套管过热，以致产生变形损坏。有关研究结论认为：最大热应力都发生在套管内壁，且超过了N80套管的热弹性屈服极限；当套管周围掏空时，其热应变达到了2%，远远超过材料弹性极限应变值（0.3%），这是导致热采井套管变形损坏的主要原因。

2 原理及结构特点

2.1 设计原理 正常注汽时，注汽管柱内温度在300℃度以上，按正常注汽时隔热管外温度260℃（根据西南石油大学井筒热应力研究室数模计算得出）计算，一根9.5米Φ114光管在注汽过程中的热损失，由单壁导热的热量公式：Q=λH（tb1- tb2）/δ

式中：H——受热面积（平方米）；λ——导热系数，KJ/m·h·℃；tb——相应的壁温，℃；Q——传热量，KJ/h；δ——管壁厚度（米）。

当：tb1=300℃ tb2=260℃ δ=0.007m λ=191（0.5%碳钢查表换算） Φ114光管按9.5m计算，则Φ114光管传热量Q1=λH（tb1- tb2）/δ

=191×3.14×0.114×9.5（300-260）÷0.007

=3711533（KJ/h）

按热注燃油热值40000KJ/kg，单井注汽2000立方米，注汽速度为每小时20立方米计算，每注汽一井次，仅一根Φ114光管热损失燃油当量达9.28吨。而研制和使用具有隔热功能的井下补偿器，则可以降低由此造成的热损失。

2.2 工作原理 在稠油井注汽过程中，随高温蒸气进入注汽隔热管柱，隔热管柱随温度升高而伸长，在井底温度升至200℃前，热采封隔器随管柱下移，当热采封隔器温度升至200℃以上达到座封温度，封隔器开始座封，此时井下温度继续升高，隔热管柱也随之伸长，补偿器移动内管开始工作，随隔热管柱伸长而进入特制的隔热管内，到300℃左右时内管全部移动进入特制的隔热管内，由此保证在正常注汽时补偿器完全起到隔热作用。

停止注汽后，井下温度逐渐降低，注汽管柱收缩，补偿器可移动内管开始工作起到补偿作用，直到温度降至200℃以下，热采封隔器解封。

2.3 连接方法 JRBG隔热井下补偿器连接在注汽隔热管柱下部。补偿器上接头连接隔热管，其下接头连接8～10根隔热管，隔热管下端连接热采封隔器連接。

2.4 结构特点及功能 基于以上分析设计的稠油注汽井下隔热补偿装置具备以下特性及功能。

①JRBG隔热井下补偿器外管为预应力真空隔热管，经测试，JRBG隔热井下补偿器导热系数达到SY/T5324-

94隔热管标准，内管为Φ60高强度油管，补偿器抗拉强度大于40吨。②JRBG隔热井下补偿器导热系数达到常规隔热管标准，避免了传统伸缩与Φ114光管配合使用造成的大量热损失，可提高注汽效果。③避免了大量散热造成的高温，减轻套管因高温变形造成的损坏。④普通井下补偿器一般连接在注汽管柱中部，承受的拉力较大，JRBG隔热井下补偿器连接在注汽管柱下端，承受的拉力相对较小，可避免补偿器使用过程中在井下发生断裂。⑤JRBG隔热井下补偿器具有倒扣功能，在其下部管柱或封隔器遇卡时，可采用倒扣方式提出井内管柱。

3 经济评价

JRBG隔热井下补偿器8800元/根，周转使用15次报废，周转期间修复14次；使用隔热井下补偿器替代了一根隔热管（5000元），折算平均每注汽井次隔热井下补偿器使用成本为2260元。以前的普通补偿器使用3次报废，周转期间修复2次，平均每注汽井次使用成本约为2000元。每注汽井次使用费用两者相差260元。使用隔热井下补偿器每注汽井次可避免热损失燃油当量9.28吨，燃油按3000元/吨计算，每注汽井次可减少能量损失价值27840元。由此计算，使用JRBG隔热井下补偿器每注汽井次可减少能量损失价值：27840元-260元=27580元。

4 现场使用推广情况

隔热井下补偿器2007年取得辽河油田分公司井下工具许可证，证书编号为2006021；产品质量认可证编号为LYGSRK-S2007006；2009年开始在锦州采油厂试验使用90井次，实际使用效果良好，未出现任何质量问题。目前隔热井下补偿器在辽河油田已经广泛推广使用，累计使用达600井次以上。

参考文献：

[1]张晓雷.矿井隔热材料的研制及其性能的试验研究[D].河南理工大学，2012.

[2]史红芳.提高稠油注汽开发质量效果的探讨[J].石油工业技术监督，2012（04）.

注汽系统 篇3

关键词：湿蒸汽发生器,精益管理,技术改造,注汽锅炉系统效率

辽河油田稠油从投入蒸汽吞吐开发以来, 在稠油开发、注汽系统工艺技术配套等方面已取得可喜成绩, 稠油产量逐年增加的良好局面, 注汽锅炉在油田的稠油开采中发挥着重要作用。对油田专用注汽锅炉的日常生产管理及工艺技术要求也越来越高, 为了确保油田专用注汽锅炉的安全运行, 就必须有一套安全、可靠性好、高效率、高准确度的油田专用注汽锅炉系统和管理方法, 以尽可能降低注汽锅炉系统的热损失, 进而提高其系统效率。

1 要夯实基础, 加强注汽锅炉

的精益管理, 优化管理机制, 摸清查准可降能耗因素, 实现锅炉高效运行

(1) 根据对不同类型锅炉在注汽过程中逐步摸索出最佳的燃烧状态, 针对每一台锅炉摸索制定各自不同的最佳燃油温度、雾化压力并随时调控, 及时清洗油枪油嘴、调整布风器, 使燃料始终处于最佳燃烧状态。

(2) 根据不同注汽井次参数的分析, 在注汽过程中逐步摸索出最经济的运行排量, 达到节约燃料的目的。针对不同注汽井次、不同注汽排量的状况下, 依据不同的燃料消耗筛选出最经济的排量运行, 总结出最经济的注汽模式。

(3) 是降低烟气温度。锅炉燃烧器瓦口老化是影响燃烧的直接原因, 不仅能造成油耗上升, 而且对辐射段、炉管造成危害。只要及时进行烟气监测, 合理解决风量与炉膛火形的矛盾, 就能实现降低单耗的目标。严格执行锅炉对流段、辐射段清灰制度。烟温达到270℃对流段清灰, 累注1万方辐射段清灰1次。每旬度对所有注汽锅炉进行烟气监测, 根据检测结果调整锅炉燃烧状态, 合理配风控制空气过剩系数。并采用“砂打”、“气吹”、“高压水吹”相结合的清灰方法, 同比烟气温度平均下降约16.3℃。

(4) 是减少炉体散热。每月对锅炉辐射段、对流段、过渡段的表面温度进行监测2次, 对局部表温超高的部位及时修补保温层。使整改后的部位表温降低, 有效减少了炉体散热损失。

2 根据辽河油田专用注汽锅炉

系统现状并结合国内外成熟技术, 采取以下几方面的技术改造工作来提高油田注汽锅炉系统效率

(1) 利用油田专用注汽锅炉烟气增加助燃空气温度, 提高油田专用注汽锅炉系统热效率。主要通过一套热交换器, 降低烟气热损失, 提高助燃空气的含热量, 提高油田专用注汽锅炉热效率。

(2) 应用油田专用注汽锅炉辐射段陶纤表面喷涂红外辐射涂料技术, 降低油田专用注汽锅炉的热损失。当油田专用注汽锅炉辐射段的工作温度在650℃以上时, 热传递以辐射为主, 辐射占总传递的90%以上, 当炉膛陶纤表面涂上高温红外辐射涂料后, 在高温下, 炉膛表面的陶纤辐射率提高一倍 (从理论上讲, 辐射率提高一倍即可节能10%以上) 。注汽锅炉炉膛内壁陶纤表面喷涂高温红外辐射涂料后, 可提高油田专用注汽锅炉热效率2.5%~7%, 平均为4.5% (即节油4%~10%) 。

(3) 应用油田专用注汽锅炉对流段免维护声波除灰技术, 降低烟气热损失。该装置是以空气为原动力, 通过特别的声波发生器转换, 将一定强度的声波, 送入运行中注汽锅炉的对流段部位空间, 通过声能量的作用, 使这些区域中的空气分子与粉尘颗粒产生振荡, 破坏和阻止粉尘颗粒在翅片管表面或粒子之间的结合, 使之始终处于悬浮流化状态, 以便烟气或重力将其带走, 达到清灰的目的。使用后油田专用注汽锅炉排烟温度可降低10~30℃, 热效率可提高1%~3%。

(4) 维修改造部分油田专用注汽锅炉对流段翅片管和给水预热器, 提高油田专用注汽锅炉热效率。更换对流段部分翅片管和给水换热器, 将有效提高油田专用注汽锅炉对流段的换热系数, 降低油田专用注汽锅炉烟温, 提高了油田专用注汽锅炉系统热效率。

(5) 引进应用数字化湿蒸汽干度在线监测控制系统, 有效提高油田专用注汽锅炉系统效率。在普通的水火跟踪系统控制下, 由于存在热惯性, 当发现干度变化以后, 运行工没有办法知道需要准确调整多少, 而只能根据平时的经验进行粗略调整, 因此一般情况下注汽平均干度在65%左右, 而且干度波动在15%~20%左右。实现高压湿蒸汽干度在线测量与PLC自动化控制以后, 当油田专用注汽锅炉系统发生偏差时, 控制计算机能够综合考虑偏差量等因素并对被控对象进行定量调整, 可以明显提高注汽干度的稳定性, 干度测量精度可达2%~4%, 干度控制的稳定性方面, 其波动一般可以控制在2%~3%以内, 最大不超过5%。另外, 实现自动化监控以后, 运行干度可以明显提高, 这种提高干度的方法, 在对稠油生产带来有利影响的同时, 不会造成任何损失。该系统采用了全数字化设备与新技术进行组合, 构成了高压湿蒸汽干度在线测量与自动化控制系统。

(6) 改造油田专用注汽锅炉计量仪表系统, 以提高计量准确度, 实现流量数据的自动采集。对我厂油田专用注汽锅炉燃烧控制系统上所有计量仪表全部进行技术改进, 用新型智能磁电式流量计替代原来的水表, 以解决计量不准确的问题。用新型智能涡轮流量计替代原有的普通燃油流量计, 提高计量准确度, 实现流量数据的自动采集。同时以便于对现场情况进行准确的分析。

(7) 采用变频调速控制技术, 实现给水流量的自动控制和油田专用注汽锅炉燃烧运行的双重安全保护, 同时节约油田专用注汽锅炉系统注汽用电单耗。油田专用注汽锅炉系统除自身具有低液位保护、高液位保护和高压保护外, 还增加了柱塞泵停机安全保护, 有效地提高了油田专用注汽锅炉燃烧运行的安全可靠性, 应用变频调速技术后可以大大减少节流损失, 节约电耗, 提高注汽用电单耗水平。

3 结束语

注汽系统 篇4

摘 要：随着改革的深入和社会经济的快速发展，石油员工的文化素养和价值取向在不断提高，传统型的思想政治工作方法必须向科学型的工作方法转化。新形势下的思想政治工作，必须以解放思想为突破口，将传统的道德教育转变成思想道德与科学文化结合起来，树立符合时代新变化和扎根现代化建设实践的新观念。立足企业实际和员工的思想实际，因地制宜、因时制宜，以员工所关心的热点、难点和疑点问题为重点，增强思想政治工作的针对性，提高思想政治工作的时效性。

关键词：思想政治工作；注汽；石油员工

近年来，锦州采油厂热注作业一区不断加强思想政治工作，注重思想政治工作和注汽工作的有机结合，调整工作思路，找准工作重点，以构建和谐作业区为载体，牢固树立和落实党的群众路线，充分调动党员干部的积极性和创造性，倾心打造一流注汽团队。

一、以人为本，教育助推，切实筑牢思想政治工作的根基

思想政治工作是做人的工作，只有最大限度的发挥人的潜能，才能实现热力注汽各项工作齐头并进，争先创优。因此，必须牢牢抓住思想政治工作这个“把手”，坚持正面引导，才能筑牢思想政治工作的根基。

（一）用先进的思想教育干部

坚持双周五开展中心组学习及政治理论学习制度，把职业道德、理想信念、爱岗敬业的教育，作为一项经常性工作来抓。按季度制定切实可行的学习计划，结合社会主义核心价值体系、“三严三实”专题教育、“重塑中国石油良好形象”大讨论活动等，对社会主义核心价值体系全文、习近平总书记相关论述进行重点深入学习。围绕党员干部在“不严不实”方面的具体表现及危害召开专题讨论会并撰写心得体会，切实解决问题、化解矛盾，进一步引导广大党员干部树立正确的价值观。

（二）用传统教育净化思想

增强思想政治工作的针对性，通过典型示范、“支部书记精品党课”、重温入党誓词、党员义务献工、最佳主题党日等活动对大庆精神、铁人精神进行再学习。在此基础上，总结历史积累，凝聚员工智慧，提炼核心理念，总结出“‘一为起跑线，‘1为顶梁柱”、“从‘最小化做起，求‘最大化功效”、“四精四心”、“五化五力”等一整套完善的理念体系。

（三）用法制教育助推廉政

为进一步提高干部廉政意识，避开“高压线”，作业区以中央关于反腐倡廉建设的相关精神、《中国共产党员廉洁自律准则》、《中国共产党员纪律处分条例》、《廉政中国》系列电教光盘等为常规学习内容，在全区各级领导干部、重要岗位人员、普通党员干部中开展“坚定理想信念，做风清气正好干部”主题教育活动，实现“两课两播促廉洁”，确保每名干部心中警钟长鸣。

二、夯实基础，健全机制，确保思想政治工作落到实处

如何调动每名党员干部的主观能动性，推进注汽工作安全和谐发展，是当前思想政治工作的迫切课题。用制度管人，用目标管事，向管理要效益，是我们作业区的基本方法。只有通过加强制度建设，强化组织领导，才能逐步把思想政治工作落到实处。

（一）建立健全领导机制

多年来，为使思想政治工作经常化、制度化、规范化，作业区结合思想政治工作出现的新情况、新问题、新特点，成立了思想政治工作领导小组，在领导力量上始终做到班子调整时抓思想政治工作的力量不削弱，工作任务重时抓思想政治工作的劲头不放松，人员变动时抓思想政治工作的分管领导不空缺，始终把加强思想政治工作同注汽生产工作放在同等重要的位置。

（二）建立齐抓共管机制

为确保思想政治工作落实到位，由党群工作组牵头，机关各组互相配合，相互促进，把思想政治工作融入到注汽生产工作的各个环节，做到融会贯通，在解决干部员工思想问题上下功夫，在促进全区工作上求实效。形成了机关各组各负其责，齐抓共管，众人划桨开大船的思想政治工作生动局面。

（三）健全思想政治工作考评机制

建立健全并落实各项制度就等于紧紧抓住了思想政治工作的“牛鼻子”。作业区先后出台了《思想政治工作谈话提醒制度》、《政治学习制度》、《中心组学习制度》、《目标管理考核办法》等相关制度。并按照既定的制度进行考核奖惩，达到激励和约束干部的目的。

三、创新方法，虚功实作，灵活多样地抓好思想政治工作

思想政治工作必须同干部的工作和生活实际相结合才有生命力。实践中，我们采取灵活多样的方法创新思想政治工作，结合工作特点，突出做好“活、乐、严”三个字。

（一）“活”，就是方法灵活，形式多样

在思想政治工作实践中我们认识到，做好新形势下的思想政治工作必须与时俱进，不断创新思想政治工作方法。通过在作业区简报《热力时空》简报开辟思想政治学习专栏，“午间10分钟”、“班车小课堂”、“阅读·智慧·青春”读书活动等使思想政治工作能够常态化。

（二）“乐”，就是喜闻乐见，寓教于乐

为了陶冶思想情操，丰富干部职工的业余文化生活，我们组织干部员工开展了“青春·责任·奉献”主题演讲活动、“健康杯”职工排球赛，“‘一站到底读书交流会”等。这些活动的开展，陶冶了干部员工的思想情操，增强了干部员工的事业心和责任心，促进了作业区队伍建设不断发展。

（三）“严”，就是严格纪律，从严带队

作业区党总支认真贯彻落实各项工作，并把细致入微的思想政治工作和严格管理相结合，将思想政治工作与作业区的目标管理考核相结合，作为业绩评定、奖励惩处的主要依据。认真开展班站评优对标检查，对查出的问题按照各项考核制度抓好落实，认真查出，严肃处理，从制度上确保各项工作的严肃性。

注汽系统 篇5

在油田开采过程中, 主要的采油方式为蒸汽吞吐, 在这一方法中, 注入蒸汽的品质和数量对于油田的产量有着十分明显的影响, 所以要保证油田热注数量的充足和质量过关, 必须逐步提高油田注热的综合利用率, 推进注汽系统节能降耗增效。

2 当前影响注汽系统热利用率的问题和措施

通过研究发现, 在生产中能够对油田热注利用率发生影响的因素有四种:分别为锅炉本体热损耗、伴热系统热损耗、锅炉放空热损耗、注汽管网热损耗。针对这四种热耗产生的原因进行综合分析[1], 找出热耗产生的原因, 并对措施进行了相应的总结。

2.1锅炉本体热损耗

注汽锅炉本体存在热损耗, 消耗分为三类:一种是在排烟过程中产生的热浪损耗;一种是锅炉自身损失的热量;另一种是燃料燃烧不充分导致热量损耗[2]。

2.1.1锅炉自身的散热损失

锅炉热量损失主要是排烟和自身散热, 高温红外辐射保温技术是节能技术发展的结果, 是新型锅炉节能技术。高温红外辐射保温技术通过对炉膛内耐火层喷涂高温红外辐射涂料, 从而提高锅炉的耐火层以及高温下炉体的黑度。

高温红外辐射保温技术喷涂工作完成、锅炉累计运行638h后, 对锅炉进行检测, 通过检测得知:锅炉排烟的温度是219℃, 锅炉表面温度降至55℃, 而燃料燃烧不充分造成的热损失为0.4%, 这其中的热量损失是10.1%, 炉体散热损失为1.6%, 由此将正平衡热效率提高到85.1%。经过对研究结果的数据进行分析, 得出:

(1) 通过新技术的使用, 热效能提高了2.7%;不仅炉体散热损失减少, 锅炉在辐射段的热能力提高, 当锅炉的燃烧更加充分的情况下将热能使用效率提高了1.5%。

(2) 通过这一技术的应用, 锅炉自身的温度下降了25℃, 降幅31%, 说明锅炉保温性能有极大的提高。

(3) 通过对CO的检测, 证实CO含量降为原来的33%, 这些都表明高温红外辐射涂料能够有效的提高燃烧效率。

(4) 通过对锅炉热能消耗的研究得出热负荷升至10.71 MW, 提高了1.7%。

2.1.2锅炉排烟损失

排烟热损耗所占比例为锅炉本体总热损耗的80.14%, 这是注热最大的影响因素。要降低排烟过程中热量的损耗, 最重要的途径就是要减少排烟温度, 同时提高排烟热能的利用效率。所以经过对注热效率影响因素的相关研究和分析, 能够得出排烟温度是注汽效率影响因素中最主要的, 因此要针对注汽锅炉特点, 对锅炉进行逐步的优化, 提高燃烧利用率, 增强吸热能力, 通过推进注热热能的使用效率, 提高热能利用技术等方式不断的推进热耗的减少[3]。

3 伴热系统热损失

锅炉注汽系统中热耗损失主要有三部分, 分别为注汽锅炉自身燃烧燃油系统的伴热用汽、开抽油井输油管线的伴热用汽, 站内锅炉房值班室及各计量站、集油站冬季取暖用汽。这三大类的热耗增加有效的提高了渣油配比温度与具有较低换热能力的浮头式换热器发生矛盾量。因此要解决这些问题就要提高管理人员的技能素质培养, 通过人的操作来消除设备的缺陷, 因此要做好以下几方面的工作:

(1) 在注热系统中要不断优化集输参数, 在注汽的过程中要根据不同气候和季节的特点确定运行中的不同参数, 然后再通过相关的规章和制度结合实际的生产情况进行分析, 对各个油井进行实地考察分析, 从实际情况出发对低产油井和边远井、高粘度油井管线进行伴热, 对高产井和高含水井等的高温度井的伴热进行关闭, 这样可以有效的节约热能, 通过检测得知, 仅这两项措施就能提高热能利用效率1.43%。

(2) 在生产中经过逐渐加强注汽站和计量站和集油站在冬季进行取暖用汽的管理, 将室温控制在20℃左右, 这样可以兼顾职工供暖和杜绝浪费。

4 锅炉放空热损失

注汽锅炉的停炉放空是对能源的巨大浪费, 经过计算每次的浪费大体为20t, 换算做燃料油约为1.3t, 随着时间的累积, 对热能的消耗就十分巨大了。通过对锅炉放空的原因分析, 应该采取以下措施:

(1) 对注汽的方案进行优化, 最大程度的减少放空;

(2) 充分利用转轮间隙, 对供水、供电、供气及供油系统进行保养和维修, 确保锅炉正常运行;

(3) 要促进热能综合利用率, 要不断的改进锅炉的吹灰系统, 通过新型技术微爆吹灰技术, 促进运行中不断提高吹灰效果, 防止灰尘累积在表层造成放空的问题[4,5]。

5 注汽管网热损耗

在管网热损耗中, 其中管线和单井的伴热对于管网的热能使用效率影响最大, 针对这种情况进行分析, 可以得出提高热能使用效率的方法, 在提高使用效率同时降低管网损失方面需要完成下列几项工作:

(1) 要使用节能环保的材料, 对保温方法进行优化;

(2) 要增强注热管网的保温, 避免发生裸管现象;

(3) 要进行动态调配低压伴热蒸汽, 减少运行过程中的热能消耗;

(4) 加强平时的热能管网管理, 防止跑气、漏气的情况;

(5) 逐渐提高注汽方案, 通过优化其系统不断促进吞吐成功率[6]。

6 结束语

通过这些措施的实施, 可以极大的提高油田注汽系统综合热利用率, 目前油田注热效率已经提升到85.1%。经过不断推广优化注热方法, 增强管网改造和大力推进新型材料的使用, 确保配置的合理安排, 注热系统热能的综合利用效率将会显著提高。因此, 油田注汽系统整体热效率的提高为油田节能降耗、高效生产提供了坚实的保障。

摘要：随着经济的发展, 节能降耗增效是油田注汽系统的重要发展方向, 围绕如何提高注汽系统热利用率从而达到节能降耗、降本增效的目的, 油田技术人员进行了很多节能技术的研究和推广应用, 通过各种新技术的探索和应用, 目前油田注汽系统的热能使用效率已经由原来的82.4%提高到85.1%。而在站外, 通过油田热注方案的推广, 不断的推进网路的改进和扩大新型材料的应用等, 热能利用率已经由得到大幅提高, 效果十分明显。

关键词：注汽锅妒,热利用率,微爆除灰,远红外涂料

参考文献

[1]王晗, 丁波, 贾正舍.等.稠油蒸汽吞吐生产过程节点能耗分析及对策[J].节能技术.2006 (03)

[2]方云.稠油热采注汽锅炉节能降耗技术[J].油气田地面工程.2008 (03)

注汽系统 篇6

地面工程设计方案与油藏开发方案、采油工艺方案紧密结合, 优化总体布局, 简化地面工艺, 保证齐40蒸汽驱工业化开发建设取得较好的整体经济效益。齐40块蒸汽驱2006年工业化转驱后, 区块产量逐步攀升, 核实日产油量由1193吨最高上升到1931吨, 连上7个百吨台阶。2010年以来, 汽驱井组陆续进入突破阶段, 产量呈下降趋势。2011年根据油藏所处新的开发阶段, 确定了“以动态调控为主、油井措施为辅”的工作思路。

现场实际生产过程中, 与油藏方案配套的地面方案也随之发生了很大变化, 虽然在实践中逐步完善和改进, 基本满足了生产实际需求, 但只是粗线条的管理。如何创新和完善热注系统工艺技术, 以适应蒸汽驱动态油藏变化的实际情况, 如何扩大锅炉注汽能力的可调控区间, 如何提高锅炉使用效率, 实现高效优质注汽, 如何优化地面工程设计, 解决蒸汽驱初期注汽量与中后期注汽量差异大及注75%干度以上蒸汽向注热水转换的问题等, 为蒸汽驱热注系统地面方案设计, 乃至稠油开发提供可借鉴的技术支持。

1 存在的问题

辽河油田稠油热采已有20多年的历史, 先后开发出了一系列适合稠油生产的热采技术, 并研制出了许多热采专用产品和装置, 如球形、Y形及T形等干度分配器, 两相流计量装置, 饱和水蒸汽干度分析仪等, 为稠油油田蒸汽驱开采提供了理论和技术的支持, 使所开展的稠油生产及有关蒸汽驱先导试验获得了理想效果。辽河油田齐40块蒸汽驱是股份公司重大开发试验项目, 在世界范围内首次实现中深层 (埋藏深度900米以上) 稠油蒸汽驱, 开创了世界同类型油藏规模实施蒸汽驱开发的先河, 蒸汽驱开发在地面工程技术方面缺少可以借鉴的经验, 因此, 蒸汽驱热注系统按需注汽及动态调控技术研究变得尤其重要, 将为蒸汽驱工业化延伸提供坚实的地面技术保障。生产中后期也暴露出很多生产问题:适应蒸汽驱动态油藏变化的热注系统工艺技术的选择。扩大锅炉注汽能力的可调控区间, 怎么提高锅炉使用效率。研究多台注汽锅炉连网后运行不稳定的技术难题。研究蒸汽计量分配技术, 适应蒸汽驱动态调整。实现满足油藏平面、纵向立体调控需求。解决多台锅炉连网后相互干扰的原因, 解决等干度分配问题。研究蒸汽驱注汽量动态调控实施难度大的问题, 保证各井组间灵活调配注汽量。注汽压力变化时, 各井组注汽效果相互不受影响, 满足油藏要求。

2 蒸汽驱热注系统按需注汽的做法

2.1 注汽管线连网试验情况

注汽锅炉给水泵采用柱塞泵, 柱塞泵的往复运动使锅炉产生的蒸汽流也有轻微的波动, 当2台注汽锅炉或多台注汽锅炉连网上每台锅炉必然相互影响, 产生流量、压力或干度的波动现象。针对注汽锅炉自身特点及以往注蒸汽生产的运行经验, 此次注汽锅炉连网主要采取如下措施:1) 选择精细调节阀, 确保注汽量微量准确调节;2) 避免在锅炉出口处2台锅炉相连, 选择在锅炉出口200—300m处相连, 且均选择在φ114主干线上相连, 有效利用管线自身容积做为波动的缓冲;3) 选择双向涡街湿蒸汽流量计, 可测得管线中2个方向的流量值, 同时显示蒸汽的温度和压力参数, 单个流量计实现多种功能, 减少管道附件安装, 从而减少对蒸汽流的扰动。连网注汽管线上设置双向涡街湿蒸汽流量计, 可测得管线中2个方向的流量值, 同时显示蒸汽的温度和压力参数, 并将信号通过无线远传至注汽站内。

2.2 蒸汽计量分配橇设计

目前已完成了蒸汽计量分配橇设计研发, 并完成了现场应用测试。通过设计蒸汽计量分配橇, 以适应蒸汽驱动态多变的注汽井调整。现场已应用多套蒸汽计量分配橇, 运行效果良好。

3 应用效果

目前已完成了台注汽锅炉的注汽管线连网施工工作, 安装连网注汽管线180米, 完成了3座注汽站连网试验。该3台注汽锅炉共负责14口汽驱井的注汽。连网注汽管线上设置双向涡街湿蒸汽流量计, 可测得管线中2个方向的流量值, 同时显示蒸汽的温度和压力参数, 并将信号通过无线远传至注汽站内。

3.2目前已完成了蒸汽计量分配橇设计研发, 并完成了现场应用测试。

通过研发蒸汽计量分配橇, 以适应蒸汽驱动态多变的注汽井调整。现场已应用多套蒸汽计量分配橇, 运行效果良好。3.3 2014220

3.3 2014年实际实施注汽井动态调220个井次。

蒸汽驱热注系统按需注汽及动态调控技术研究与应用项目推广后, 降低注汽系统的燃料消耗, 降低稠油开采成本, 实现高效优质注汽, 具有广泛的推广前景。

4 结语

辽河油田蒸汽驱, 在世界范围内首次实现了中深层 (埋藏深度900米以上) 稠油蒸汽驱, 开创了世界同类型油藏规模实施蒸汽驱开发的先河。稠油蒸汽驱开发在地面工程技术方面没有任何经验可以借鉴, 地面工程建设为蒸汽驱工业化应用提供了坚实的地面技术保障, 其技术水平在全国乃至世界上都处于领先地位,

4.1 采用蒸汽驱热注系统动态调控技术后, 自动控制系统更加的自动化、数字化, 更加节约能耗, 操作更为方便。

4.2 通过三座站注汽管线连网, 为注汽调控地面实施增加一新的途径。

4.3 蒸汽计量分配技术的应用, 满足蒸汽驱井位多变、注汽量波动范围大等动态调整。

参考文献

激波吹灰系统在注汽锅炉上的应用 篇7

1 清灰技术现状

辽河油田热采注汽锅炉对流段主要采用干冰清灰技术。干冰清洗系统首先将液态二氧化碳制作成一定规格的干冰颗粒或干冰方块, 然后高密度干冰颗粒或细粉随着压缩空气冲击到被清洗物体表面, 产生“冲击力”、“微爆炸”和“龟裂”三个方面的作用, 清除污垢, 锅炉清灰非常彻底[2]。但是干冰清灰也同样存在很多问题。

1) 锅炉连续运行周期短。根据统计注汽锅炉干冰清灰周期为20 d, 而且每次清灰需要停炉数小时。

2) 影响注汽时率。当热采注汽锅炉在未完成某一口井的注汽量时, 其排烟温度过高, 就必须停炉进行一次干冰清灰, 从而会降低注汽时率。

3) 浪费燃料。随着锅炉的连续运行, 锅炉的烟温不断升高。烟温越高, 注汽锅炉的热损失越高。不能及时将烟温控制到最低温度, 就会大大浪费燃料。

4) 清灰费用高。每次的干冰清灰费用近万元, 这无疑增加了注汽成本。

综上所述, 需要研究新的清灰技术来弥补干冰清灰技术的不足。

2 激波吹灰技术原理

2.1 工艺流程

激波自动清灰装置主要由空气压缩机、截止阀、分配系统、减压过滤器、汇流排、电磁阀、激波发生器、激波发生器喷口和微电脑自动控制系统组成, 见图1。

2.2 技术原理

激波发生器罐体内的高压气体瞬间释放, 产生猛烈的膨胀, 经过冲击管的调制, 可在喷口产生强劲的冲击激波, 同时伴随产生的声能、高速气体的冲击动能、气流的清洗效应, 共同作用在受热面的积灰层上, 有效清除受热面上的积灰[3]。

1) 高速气体的冲击动能、气流的吹扫效应, 使依附在受热面表面的积灰、结焦因受气流机械外力作用直接脱离。

2) 空气激波的“弱爆”效应, 产生的高能脉冲, 对积灰产生一种先压后拉的作用, 使积灰破裂。

3) 同时伴随产生的较强劲的喷口声波, 产生振动、扰动和波动效应, 通过入射、折射、反射导入积灰内部使积灰、结焦产生疲劳断裂和破碎倾向。

2.3 技术特点

吹灰效果突出, 可以随时随地连续清灰, 使锅炉一直保持高效率运行状态;提高了注汽锅炉的热效率、降低了锅炉燃料单耗, 从而达到了节能降耗的目的;同时减少了停炉吹灰次数, 节省了大量人力物力;对人体无害, 无噪声污染和烟尘污染;维修简单, 无需停炉, 操作运行与维护费用低廉, 优化的设计使任何维护、维修均可在几十分钟内完成;系统运行能耗很小, 操作简单, 微电脑自动控制, 使其操作的可靠性和自动化程度均得到了极大提高;整体炉外安装, 无易损件;设备可靠性高, 故障率低, 安全性高。不会给设备带来腐蚀, 对换热面不构成损伤, 对锅炉工况没有任何影响。

3 现场实施情况及效果分析

3.1 现场应用实施情况

在辽河油田7台注汽锅炉应用了激波清灰技术, 具体情况见表1。

3.2 效果分析

3.2.1 延长清灰周期

分别对7台锅炉实施自控清灰技术, 实施干冰清灰平均周期为20天, 实施后平均周期为60天, 应用自控清灰技术后的清灰频次是应用前干冰清灰频次的1/3。

3.2.2 降低平均烟气温度

分别对7台锅炉实施自控清灰技术前后, 统计了平均烟气温度, 应用自控清灰技术后的锅炉平均烟气温度比应用前降低了15℃左右, 进而提高热注锅炉热效率1%左右。

3.2.3 节约清灰费用

7台锅炉投入费用150万元。实施后锅炉累计运行时间为4153天。实施后清灰周期、实施前干冰清灰周期分别为60天、20天。干冰清灰费用为9700元/次, 因此节约干冰清灰费用=[4153/ (60-20) ]×9700=100.7×104元。

由于排烟温度每降低12~15℃, 排烟热损失减少1%, 所以其平均排烟热损失至少减少 (15/15) ×1%=1%;又因为蒸汽的热量大约有40%是从对流段吸收的, 所以总的热损失会减少40%×1%=0.4%。即活动后锅炉总的平均热损失比标准上限减少了0.4%, 即节约燃料百分率为0.4%。锅炉燃油单耗为62 kg/t, 燃油单价约0.3万元/t。因此节约燃料费用=[ (62×891 055×0.4%) /1000]×0.3=66.3万元。所以产出费用=100.7+66.3=167万元。经济效益=产出-投入=167-150=17万元

从以上可以看出, 7台锅炉自控清灰技术改造后, 除回收了投入的费用150万元, 另外还获得了17万元的经济效益。

虽然目前看经济效益有限, 但是投入的成本已经收回, 按照项目实施后近三年来的产出推算, 今后每年将获得经济效益五十余万元, 实施激波清灰技术后锅炉运行情况见表2。

4 结论

注汽锅炉安装激波吹灰装置后, 注汽锅炉不用停炉, 即可完成吹灰全过程, 避免了拆装对流段护板的工作量, 可根据烟温高低随时进行吹灰, 减轻了员工的劳动强度, 提高了注汽质量, 节约了注汽成本。

参考文献

[1]刘继和, 孙素凤.注汽锅炉[M].北京:石油工业出版社, 2007:178-185.

[2]中国石油天然气总公司劳资局组织编写.注汽锅炉[M].北京:石油工业出版社, 1997:18-20.

注汽系统 篇8

从现状看, 在我国有三种干度测试方法, 第一种是利用电导率测量的方法, 简单地说就是去测量炉水电导率和注汽锅炉进水电导率。运用注汽锅炉蒸汽干度测试这种方法在不标定的情况下就可以实现在线的检测。因为它是根据调到率的不同来计算电阻率, 并且不需要对承压部件进行改动。第二种是运用标准的孔板去测量差压。它是根据以往总结出来的经验的公式去进一步的判断出蒸汽的干度。但是由于这个方法的出发点是流动的模型理论, 而且在测量的过程中需要大量的设备费用。因此在一定程度上它还是存在一些漏洞。第三个是通过蒸汽焓不变的原理去测量干度。它的局限性在于它只能在蒸汽压力在2MPa以下和蒸汽干度大于95的情况下采用。

以上三种方法中第一种方法最实用, 但是还存在着一些弊端。例如:运用电导率的测量计算干度的系统中, 对于一些刚安装的仪器运行的稳定性不是那么的精准, 并且在长期的运用传感器过程中, 它会不断的出现结垢现象, 这会直接影响到数据的准确性。而且对传感器的清洁需要时间这样就在一定程度上影响着使用。还有一个问题是电导率在测量过程中的误差, 因为电导率会随着测量介质温度的变化发生一定的变化, 给水温度和炉水温度的不同导致的误差降低了电导率测量的精准度。另外一个是因为摸索不定的气候和进水水源的不稳定导致进水电导的不稳定性。

了解了以上的几个问题后, 为了研制出高标准, 高精度的在线干度测试仪, 本论文设计出油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统。

二、油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统

1. 注汽锅炉蒸汽干度控制系统具备的设备

(1) 控制系统中的传感器具有抗干扰性能强, 工作起来相当稳定还具备多种报警功能等优点。

(2) 注汽锅炉蒸汽干度控制系统中使用的换热器为不锈钢材料, 这样可以保证其效率高, 体积小还有抗腐等多方面的优点, 在一定程度上带来了巨大的效益。

(3) 为了能够更精准, 对于计算的控制部分使用了可编程控制器, 它源于著名公司的sle500。这个设备具备着操作简单易懂, 运算能力超强并且它的工作稳定性强等好处。

(4) 触摸屏采用的是Rockwell公司的Panel View Plus.这种先进的设备可以适应现场的各种不好的工作环境并且可以独立完成显示记录。

(5) 这种方案它具备四种运行数据的工作状态分别是给水流量、蒸汽的温度、蒸汽的压力、火量。利用停止, 启动报警等状态量可以提供大量的参考数据。

2. 关于油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统的运作原理

(1) 在初期, 换向干度显示会屏蔽。因为在换向阀的初期管道里及换热器中炉水与进水的混合在一定程度上影响检测的精准性。在以往大量的调试经验中它只花费屏蔽显示时间是10到15分钟。但是注汽锅炉一般运作的时间不会过于频繁, 所以可以利用启炉的同时去切换换向阀以便减少屏蔽的显示时间。

(2) 干度测试系统流程主要包括五个, 电导传感器、人机界面的组成、换热装置、电动阀及电导控制器。利用这五个去计算炉水和进水的电导率然后进一步的去计算它的干度值。这种方法完全不用标定装置便可以单独实现在线测量。

(2) 在换向阀的控制过程中要把注汽锅炉启动开始的时间到发出信号驱动电动阀换向所设定的时间控制在两到三周的时间。如果太长它会使换热器运用中结垢过多以至于清洗不利。如果太短的话它的操作过程就会过于冗长从而直接影响到设备的使用寿命。因此可以在程序中去设定炉水与进水的数据更换, 使得在短时间内仍可以正常的操作。

(3) 在干度闭环控制的参考范围内, 在热采工艺和注汽锅炉这两个特定条件下, 可以使用调整较小的范围方式来达到微调效果。而且在达到稳定的需要条件下它可以适当的去延长时间常数。如果超出调整后的数据可以利用声光进行报警, 依次做好记录。

(4) 对于进水与炉水在时间上滞后的问题可以考虑在程序上去加数据来拖后时间有利于使干度的计算变得更加的精准。它就是利用数据堆积的方法来延长进水的电导数据, 来达到在同时间炉水和进水的电导率的比较。

3. 分析油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统的效果

第一在操作的过程中会产生大量的结垢, 它通过不断的去溶解并及时的冲洗达到系统构件的清洁。并且通过调整系统前端的电动阀门的方式来达到炉水与进水之间的互换效果。

第二由于炉水与进水之间会有老化和结垢等问题, 这种方案可以使炉水与进水之间巧妙的交换, 然后不断的探索出问题的关键所在。结合相应的一些硬件来合理的优化系统的配置。这种简单方式有利于操作人员的使用。

第三是运用换热装置去调整注汽锅炉的炉水与进水的温度差所造成的电导率的测量偏差。在换热装置情况下, 注汽锅炉的炉水与进水运用对流换热。

第四是利用先进稳定的操作系统和控制技术、优秀的工业级产品, 使得在操作过程中性能强结构稳定, 以至于在非常恶劣的环境下也能够工作。并且油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统具有多方面的声光报警的功能, 给复杂的操作简单化。

结语

在辽河油田锦州采油厂成功的运用油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统这种方案。运用这个方案后一年之内暂未出现因探头的污染使监测精度下降。并且在运用过程中它的测量误差有所减少, 大大降低了现场监测的劳动。油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统给社会带来了很大的影响。

参考文献

[1]于亚明.油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统解决方案[J].中国仪器仪表, 2013, 05:53-55.

[2]牛占涛.浅谈油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统[J].化工管理, 2013, 12:163.

注汽系统 篇9

关键词：集散控制,逻辑控制,Modbus通讯技术,注汽站

随着注蒸汽热采技术在稠油油田的应用,注汽量的逐步增大,DCS(集散控制系统)、PLC(可编程逻辑控制器)等控制设备在注汽站内应用得越来越广泛。为了实现生产现代化,实现统一管理、统一监控的目标,把注汽站内各个控制系统通过Modbus技术连接在一起,将站内所有数据进行集中处理、备份、趋势浏览等。以辽河油田蒸汽辅助重力泄油2号注汽站为例对系统硬件配置、连接、组态、通信冗余进行了描述。

1 Modbus技术简介

Modbus协议是应用于电子控制器上的一种通用语言。通过此协议,控制器相互之间、控制器经由网络(例如以太网)和其他设备之间可以通信。它已经成为一通用工业标准。有了它,不同厂商生产的控制设备可以连成工业网络[1],进行集中监控。

此协议定义了一个控制器能认识使用的消息结构,而不管它们是经过何种网络进行通信的。它描述了一控制器请求访问其他设备的过程,如果回应来自其他设备的请求,以及怎样侦测错误并记录。它制定了消息域格局和内容的公共格式。

当在一Modbus网络上通信时,此协议决定了每个控制器须要知道它们的设备地址,识别按地址发来的消息,决定要产生何种行动。如果需要回应,控制器将生成反馈信息并用Modbus协议发出。在其他网络上,包含了Modbus协议的消息转换为在此网络上使用的帧或包结构。这种转换也扩展了根据具体的网络解决节地址、路由路径及错误检测的方法。

控制器能设置为两种传输模式(ASCII或RTU)中的任何一种在标准的Modbus网络通信。用户选择想要的模式,包括串口通信参数(波特率、校验方式等),在配置每个控制器的时候,在一个Modbus网络上的所有设备都必须选择相同的传输模式和串口参数。所选的ASCII或RTU方式仅适用于标准的Modbus网络,它定义了在这些网络上连续传输的消息段的每一位,以及决定怎样将信息打包成消息域和如何解码。

2 集中控制系统构成

集中控制系统是基于Web技术的网络化控制系统,在网络构造上采用了三层网络结构(管理网Ethernet、过程控制网SCnetII、SBUS控制站内部I/O控制总线),能轻松实现与多种现场总线标准和各种异构系统的综合集成。系统通过Modbus协议将注汽站的所有控制子系统连接到JX-300XP控制系统,实现统一管理、统一监控。这些子系统主要为智能供电系统、水处理控制系统、锅炉控制系统、汽水分离控制系统。

2.1 智能供电系统

智能供电系统安装在配电间内,用于监测各个设备的供电电压、电流、功率等。由于配电间只有特殊工种才能进入,不方便对设备的用电情况进行监控和分析,所以需要将智能供电系统接入集中控制系统。

2.2 水处理控制系统

水处理控制系统采用欧姆龙CP1H系列PLC,主要功能是完成水处理过程中阀门的顺序开关及水质监测。

2.3 锅炉控制系统

辽河油田蒸汽辅助重力泄油2号注汽站内拥有10台50吨/小时直流注汽锅炉,每台锅炉都拥有独立的PLC(欧姆龙CP1H系列)控制系统。该控制系统能够实现每台锅炉的各种模拟量(温度、压力、流量等)的采集、设备的顺序控制以及错误报警、紧急停炉等功能。但是由于10台锅炉的燃油全部由一条管线供给,单独的控制系统无法实现燃油管线的压力控制,导致供油压力忽高忽低,造成部分锅炉无法正常燃烧,因此必须将10台锅炉的控制系统同时接入集中控制系统中进行统一管理与控制。

2.4 汽水分离控制系统

汽水分离控制系统采用欧姆龙CP1H系列PLC,主要功能是监控注汽温度、压力、流量、干度、注汽阀门的开度等。当注汽时多个分离器会采用同一条注汽管线,每台分离器独立地控制系统不能监控总管线上的数据,因此必须将10台汽水分离器的控制系统同时接入集中控制系统。

3 系统搭建

3.1 硬件部分的搭建

SP244智能卡件支持Modbus-RTU(二进制)、HostLink-ASCII(二进制)、Mitsubishi FX2系列、自定义协议(波特率≤19200bps)等多种通讯协议。每块SP244卡提供一个RS232接口[2],最多可以连接4个智能设备,连线方式为:SP244卡的送脚对第三方设备的RS232口的接收脚,SP244卡的接收脚对第三方设备RS232口的发送脚,地对地连接。其接线端子如图1所示。

由于各个子系统距离中控室内的JX-300XP系统距离都比较远,因此需将各个子系统的PLC(或单片机)的RS-232口通过转换模块转换成RS485口[3],然后通过专用电缆连接到SP244上。根据现场子系统的数量我们将其连接到8块SP244上,如图2所示,并分别赋予地址1～31。

3.2 软件部分的搭建

采用Advan Trol-Pro(V2.50)软件对串口通讯进行组态。首先,设置通讯协议(Modbus-RTU协议),包括串口参数及扫描周期等。其次,定义与每一个子系统中数据相对应的变量。每个子系统中的数据都对应着一个寄存器,通过Advan Trol-Pro的SCX语言命令定期扫描这些寄存器,得到动态的数据,将读取的数据赋值给之前定义的变量后,便得到了子系统中的原始数据。然而子系统中,呈现给管理人员的数据很多都是经过计算的,所以需要用Advan Trol-Pro的FBD语言命令对数据进行相应地处理。

4 结论

在辽河油田蒸汽辅助重力泄油2号注汽站项目实施一年多来,DCS与其他控制系统之间的通讯从未出现过问题,充分证明了Modbus协议的稳定性。项目实施后,工作人员的工作量大大降低,在中控室就可以监控各个车间的生产情况。Modbus协议作为目前自控领域使用最广泛的通讯语言之一,在本项目应用过程中充分地体现了其侦错能力强、数据传输量大、实时性好等特点,实现了生产的统一监控,统一调度。

参考文献

[1]邱公伟.可编程控制器网络通讯及应用.北京:清华大学出版社,2000:78—79

[2]李肇庆,韩涛.串行端口技术.北京:国防工业出版社,2004:26—62