优化掺水（精选7篇）
优化掺水 篇1
引言
由于我国实际地质特点, 在油田各类油井中稠油井所占有比例达到了30%, 而通过热采掺水工艺进行驱油的采油方式占比约8 0%。通过提高稠油井掺水自动化的生产能力, 保证掺水生产合理使用, 优化油井节能规划, 降低成本, 节能减排, 并对石油生产量提供有力支持, 对油井掺水出油工作进行准确的管控已经迫在眉睫。
从现国内研究的情况看, 油田行业缺少基于中小型油区物联网技术的研发, 油田主要采用P L C技术进行大型自控推广。但随着网络应用技术发展, 特别是物联网技术的灵活性和低成本, 对实现局部小油区的自控生产, 有非常大的优势[1,2,3]。在未来“数字化油田”的物联网构建规划中, 本研究可以起到一定的示范参考作用。
1 基于无线多跳网络的区域性自控物联框架
利用传统自控与网络技术的结合, 提升油田掺水工艺的数字化管控。前端采用嵌入式开发技术, 对仪表、阀门和输送泵进行联动控制总体设计规划, 使管道压力控制在合理的M P A区间, 掺水介质流量根据单井要求灵活控制[4]。在通信链路中, 可利用无线多跳网络技术, 应用无线通讯5.8 G H z处理模块完成无线路由算法, 依据802.11n, 在300Mbps带宽上实现双工通信;开发可扩展无线中继链路带宽算法, 从而满足油井掺水站多媒体信息传输的信道带宽要求。管理应用平台拟采用3D仿真技术, 利用JAVA等语言开发数字化掺水流程, 达到直观、简易的管控界面。应用优化结构示意如图1所示。
(1) 前端开发网关
利用嵌入式和TCP/IP网络技术, 解决工业协议的网络通信, 控制流量控制阀门、电动执行机构等部件;同时根据电磁流量计的波动反馈, 微调阀门的开闭幅度, 解决前端的自控需求。控制前移, 实现了中心软件管理平台的远程控制, 保证了整个系统的安全应急级别。
(2) 无线信道
根据油田油井分布位置, 以及主次突出的特点, 信息传送采取多样化。以3-5公里为界, 进行无线多跳网络通讯的功能性研究[5], 组网形式可以分成两个步骤:一是以无线网桥的形式搭建无线网络。其路由优化和自组网的能力较弱, 只能实现固定通讯链路的数据传输, 优势是稳定的实现点对点的数据传输。二是在第一步的硬件基础上, 构建第二代Wi Fi为基础的多跳网络, 进行路由优化、信道平衡、信道链路优化、自主安全管理等功能模块研发。Wi Fi和无线多跳网络可以相互补充、相互融合, 实现多协议的传输组合, 实现了灵活处理油井掺水节点的故障信道切换、带宽合并等技术应用, 解决了油田特殊环境的生产数据和多媒体的传输要求。
(3) 基于B/S架构的3D管控平台开发
利用J A V A语言的W E B开发技术, 结合组态软件、3D仿真的配套开发技术, 实现远程的管控平台[6]。在实现仪表数据采集、临界报警等功能基础上, 进行远程的流量数值设定和输送泵的联动调节的功能提升研究, 以及对压力、温度、流量等基础数据的分析, 形成关联算法, 进而提高了中心管控平台的联动及应急处理能力。中心管控系统平台只对管道流量进行一次性数值输入, 其他环节系统自动干预, 方便采油工的操作。
2 掺水中心管控平台的优化研究
在前端, 利用传感器、应用网关、采集压力表、电磁流量计等采集的实时数据为基础, 程序控制执行操作机构, 有效触动电动阀门, 控制行程, 形成对流量的实时控制。而中心掺水控制平台研究包括:
(1) 在提升采油矿数字化指挥管理的同时, 以目前的掺水业务为基础, 分析、提炼出业务核心内容, 并给其提供新的管理方法和模式, 提升其管理水平;
(2) 依靠标准数据库, 结合业务管理的实际需求, 形成采油矿的掺水数据资料管理体系, 这是非常重要的基础工作;
(3) 运用先进的软件技术, 开发出能够切实满足业务需要的软件系统, 也是掺水优化的技术关键;
(4) 管控平台总体架构:系统在设计过程中, 一方面使用B/S开发体系, 采用目前先进的三层结构, 分别在数据层、功能逻辑层和表现层, 结合油田的统一数据编制标准, 进行数据库、业务功能、WEB界面设计, 达到逻辑数据源和标准的统一。另一方面利用组态软件的自控开发功能, 对前端仪器、仪表数据采集, 整合控制相关数据和信息, 纳入B/S开发体系, 从而提高掺水应用系统平台的灵活性和网络性;
(5) 管控软件平台主要技术:①物理层——信息系统的数据采集与传输层, 是采油厂源点数据源, 汇总到平台形成掺水控制信息;②功能逻辑层——在业务数字平台, 通过标准数据库及源数据的综合运算, 在应用服务器上有效调用掺水综合管理功能模块, 从而实现掺水、报警、阀控、调度、泵控等处理功能和具体应用。③表现层——该门户系统提供用户验证、应用定制、外部系统接口的功能。门户系统通过对业务逻辑层的定制, 为用户定制三维的应用界面。
3 掺水物联优化的技术应用思路
掺水控制物联信息化是把前端掺水传感器和各类执行机构作为信号源和指令操作对象, 通过前端数据采集、信令转换、传输, 结合中心自控指令进行一级调控;同时利用无线多跳网络进行TCP/IP协议传输, 使中心与前端实现自控指令、图像、视频等信息交互, 保证通过应用平台对掺水数据整理、汇总、分析、处理的同时, 形成对前端掺水执行设备的二级管控。
(1) 前端可采用32位嵌入式应用型网关, 实现本地化仪表与阀门之间的联动微调, 减轻对中心管理平台的依赖, 具有应急处理功能, 提高系统的准确和高效性。前端采集和执行机构的整合原理图, 如图2所示。
(2) 无线通信链路的多跳网络算法技术应用, 提升信道带宽。稠油井的信息占用带宽主要有两部分:一部分为应用网关与掺水管控服务器的双工掺水数据流;另一部分为中心视频服务平台与前端摄像机的视频采集分发的视频流。其中应用网关与掺水管控服务器的双工数据流基本维持在K数量级, 依据100油井的掺水核算标准, 单位时间的占用带宽可以维持在5 M B P S以内。而中心视频服务平台所需的带宽可以根据一个平台的满负荷前端数量5 0%的视频进行同时监看和并发规模进行规划。在无线基站建设中, 为了保证支持多频段信道, 防止干扰, 最大限度的节省光纤铺设或租用成本, 边缘型基站和主干线路基站的通讯信道可采用5.8 G H z频段设备。另外根据基站信号的传播特性, 以及圆极化天线相比传统的线极化天线拥有更多的优良性能, 如在恶劣天气、移动环境、非视距等复杂环境下能提供更好的有效信号连接, 因此作为无线多跳网络中基础通讯部分, 增加功率增益设备, 在无线通道中使用圆极化天线。由于大部分稠油井都分布在野外荒原中, 为了更好地保证无线链路的带宽通信安全, 还需加强避雷、电源防雷和信号防雷的优化处理。
(3) 中心管控平台采用3D仿真技术对现场进行模拟, 动态、实时地显示前端各设备的生产工作状况。以单个油井为统计单位, 通过对掺水管路的瞬时流量、累计流量、动态压力、水温、油温等进行数据采集;通过中心管控平台的W E B操作界面, 对掺水动态数据的进行二维和三维数字和模拟显示, 并可设定时间、数值边界等各类条件, 还可设置关键词进行查询、核算、汇总, 还可输出相应的日报表、月报表和年报表等。
总之, 每个掺水油区管辖多个掺水站, 中心管控平台以掺水站为管理单位, 设置操作编辑、查询、修改以及删除等功能, 还要重点加强掺水预警、报警、历史数据管理分析等多个模块的研发。
4 结论
在采油区, 研究区域物联自控技术, 主要基于“物联网”技术, 前端采用微处理器为中心, 形成嵌入式、网关处理的一级自控;中间信道基于无线多跳网路技术;后台利用JAVA和W E B管理开发体系, 形成了二级自动管控的掺水管理系统, 解决了传统的PLC自控技术在采油掺水区域运行成本高、灵活性低、逻辑固化、难推广等问题。本优化方案对油田的其他中小区域自控网络化建设提供了应用参考示范。
参考文献
[1]彭力.基于案例的物联网导论.北京:化学工业出版社, 2012.
[2]石志国, 王志良, 丁大伟.物联网技术与应用.北京:清华大学出版社, 2012.
[3]詹青龙, 刘建卿.物联网工程导论.北京:清华大学出版社, 2012.
[4]尹红卫, 周宠.采油工程生产运行管理系统[J].数字化工, 2005 (09) .
[5]邵惠鹤.工业过程高级控制.上海:上海交通大学出版社, 1997.
[6]侯志林.过程控制与自动化仪表.北京:机械工业出版社, 2000.
优化掺水 篇2
孤东九区稠油含油面积1.2 km2, 地质储量357×104t, 油层为正韵律河流相沉积, 油层平均埋深1360m, 含油饱和度55%, 油层温度60~65℃, 地面原油相对密度0.9755, 黏度1500~6000 m Pa·s, 原油拐点温度68℃, 靠常规开采难度大, 一般采用注汽吞吐和蒸汽驱开发。自1999年以来, 成本较低, 现场管理较为方便的新工艺——泵上掺水工艺在九区稠油的开发中得到了广泛应用。
泵上掺水稠油井与普通油井相比, 在抽油泵上部使用封隔器隔开, 使掺入水与稠油在泵上混合, 与油一起抽出井口, 通过降低稠油黏度, 改善高黏度原油的流动性, 既降低了抽油杆的黏滞阻力, 又降低了井口回压, 从而改善开发效果[1]。该工艺具有投入低, 产出高, 不污染地层、不影响泵效、占井周期短、生产过程稳定的优势, 为提高稠油油藏经济效益的工艺方法。目前, 九区开井56口, 其中泵上掺水稠油井48口, 日产液428 t, 日产油186 t。
2泵上掺水稠油井工作参数不合理
泵上掺水稠油井在生产过程中, 掺水参数的调整与单井的日产油水平有着直接的关系, 关系到能否较好地发挥地层产能[2]。从现场的效果分析来看, 由于掺水参数不合理导致含水上升快, 日产油水平下降, 光杆腐蚀严重, 堵塞管线被迫停井等现象, 严重地影响了九区稠油的综合开发效果。
2015年年初, 注采管理401站技术、管理人员和岗位工人对提供掺水、加温、加压、加温加压的污水与单井的日产液混合等工艺流程的各个环节进行了认真调查。调查表明, 九区的48口泵上掺水稠油井中, 由于掺水工作参数不合理及工艺技术和管理方面的因素造成的油井含水上升快, 日产油水平下降, 光杆腐蚀严重, 堵塞管线被迫停井等掺水效果差的有32井次。
2.1掺水温度
掺水温度不合适, 油井原油温度与黏度成反比, 掺水温度低无法起到降黏作用, 温度过高又造成耗能偏高[3]。
稠油的黏度对温度的敏感性很强。随着温度的升高, 原油黏度将显著下降, 反之, 则显著上升。笔者对不同温度下九区稠油的黏度变化进行了室内试验并绘制了温度-黏度曲线 (表1、图1) 。
从九区原油黏温曲线上看, 九区稠油的拐点温度为68℃, 温度低于拐点, 温度每升高10℃, 黏度约降低一半;超过拐点温度后, 随着温度的升高, 黏度则变化不大。因此, 掺水温度对掺水效果影响大, 过低会导致稠油黏度的异常变化, 影响稠油的流动性能, 温度过高又造成掺水耗能增加。从九区掺水工艺流程看, 九区掺水站有3台加热炉, 经过加热温度可达到75℃, 加压输送至计量站后又经过再次加热温度可达到85℃。而到达单井后, 较近的单井可达到76℃, 而较远的井, 掺水温度只有45℃, 造成掺水效果变化较差, 掺水温度低的井出现杆缓下、断杆、堵管线现象明显增多。因此, 掺水温度不合适是造成稠油开发效果不佳的因素之一。
2.2掺水量
掺水量不合适, 掺水量多导致含水上升, 掺水量少易出现光杆缓下、堵管线等现象, 甚至造成躺井, 采油时率下降。
2015年1月5日至12日, 连续7 d在R3N11井上做试验, 4次调节掺水量, 并跟踪录取资料 (表2) , 证实掺水量对该井影响较大。
从表2可以看出, 该井掺水量在20m3/d时, 日产油能力达到最大化;因此, 掺水量的大小与单井的日产油水平有着直接的关系。掺水量过大, 对油井产生压液、压油现象, 造成单井的混合液量、混合含水上升, 油量下降;而掺水量过小, 又造成回压升高, 光杆缓下的现象, 影响油井的正常生产。通过对其他井进行验证得出相同结论, 并发现同一油井不同生产阶段对掺水量的需求也不同, 故掺水量是否合理直接影响泵上掺水稠油井开发的效果。
由于泵上掺水稠油井工作参数不合理, 造成堵管线、油井停井、躺井等, 影响油井正常生产, 导致躺井率高, 采油时率下降, 给安全生产带来不利影响。
3优化泵上掺水稠油井工作参数的措施
针对影响泵上掺水稠油井开发的主要因素, 注采管理401站技术、管理人员和岗位工人提出并实施了“优化泵上掺水稠油井工作参数, 改善开发效果的对策”, 制定了针对性改进措施。
3.1控制掺水温度
根据九区稠油黏度-温度曲线, 68℃为九区稠油的拐点温度, 即为最合适的掺水温度。为确保每口单井都尽可能调整到合适的掺水温度, 经过负荷计算, 对加热炉投用位置和能力进行重新配置, 于2015年1月中旬对掺水工艺流程进行改造, 停运掺水站的1台加热炉, 并在较远的8口单井上设单井加热炉 (图2) 。
从改造后的掺水工艺流程看, 九区掺水站的2台加热炉, 经加热后温度达到60℃, 单井加热炉加压到达计量站经过再次加热达到75℃, 到达较近的单井温度达到69℃, 较远的单井经过单井加热炉的再次加热也达72℃;从而保证了每口单井的掺水温度都达到 (70±2) ℃, 并将其作为各班组强令性指令执行, 使原来处于拐点温度以下的18口掺水温度均达到拐点温度以上, 使原来6口超过75℃以上的井调整到 (70±2) ℃, 确保了井口掺水温度全部达到拐点温度以上, 保证掺水井的正常生产, 实现了经济高效掺水。
3.2合适的单井掺水量
从调查统计中得知, 同一油井不同生产阶段对掺水量的需求有较大差异。蒸汽吞吐井焖井一段时间后, 其油层剖面可分为热水带、热油带、冷油带 (图3) 。
随着稠油井吞吐周期的递增, 稠油井注汽下泵开抽后排水阶段延长, 产水量增加, 峰值采油阶段缩短, 产油量下降, 衰减采油阶段延长, 产油量增加。因此, 采取了结合单井井况分阶段合理调节掺水量, 分3个阶段进行掺水量的优化, 摸索出合适的单井掺水量。
1) 注汽下泵后开抽阶段。开井生产阶段, 由于热水带中基本上是水, 生产初期表现为出水而不出油;因此, 只需开井前, 选用较大排量的水进行反洗井, 待井筒内的死油完全替出后开井生产。此时主要是排水阶段, 不需要掺水生产, 待油井出完水后再掺水生产。
2) 含水下降, 产油量上升及峰值采油阶段。排水阶段结束后, 热水带即消失, 油层里只有热油带和冷油带 (图4) 。出油初期, 考虑到主要是热油带出油, 温度较高, 采用地面掺水伴输即可。随着流体的产出, 带出部分热量, 温度逐渐降低, 含水逐渐下降, 此时应采用泵上掺水生产。
为了寻求合适的掺水量, 进行了掺水调节试验, 摸索出最合理的掺水量。掺水量越大, 循环量越大, 混合液的温度越高, 但同时会增加运行成本。在保证高黏度原油正常生产的前提下尽可能的小。在5口井上进行试验, 摸索出单井最佳掺水量。试验中发现掺水量与产量直接相关 (表3) , 掺水量合理可最大限度地发挥地层产能, 提高日产水平。
经过反复的试验总结, 得出了合理的掺水量经验公式, 即
3) 采油量衰减阶段随着热油带逐渐减小, 主要是冷油带生产 (图5) 。
此阶段单井采油量逐渐衰减, 单井的含水上升速度加快。此时要提高掺水温度, 采取挤降黏剂等措施以单井掺水量的20%~25%逐渐下调掺水量, 延缓含水的上升速度。
注采管理401站技术、管理人员和岗位工人, 将优化泵上掺水稠油井工作参数的做法在九区稠油井上推广, 并进行了规范管理, 取得了较好的效果。
1) 严格控制掺水温度在 (70±2) ℃范围内, 纳入制度化管理, 与班组达标升级管理挂钩。
2) 因井制宜, 确定合理的单井掺水量, 建立单井掺水台帐, 实现掺水效果最佳化。
3) 根据掺水结构调整的实践, 将其标准化, 制定九区稠油开发掺水管理规范, 形成制度化、规范化管理。
4实施效果及效益评价
经过对泵上掺水稠油井工作参数的优化, 九区稠油开发效果明显改善, 稠油产量上升, 掺水成本明显下降, 且有效消除了冬季安全生产隐患。主要表现在以下5方面:
1) 取得了良好的增油效果。工作参数优化后, 由于杆断、杆缓下造成的躺井与优化前相比减少12口, 油井产量由优化前的186 t/d上升到248 t/d, 增油62 t/d, 含水由原来的86.3%下降到79.6%, 下降5.7百分点, 累计增油1850 t。
2) 有效降低了掺水量。九区掺水量由原来的1263 m3/d下降到1018 m3/d, 降低了245 m3/d, 有效降低了掺水成本。截至2015年12月底, 累计节省掺水量2.3×104m3, 实现了九区稠油井泵上掺水开发的增产增效。
3) 降低了稠油井躺井率, 提高了采油时率。泵上掺水稠油井躺井率由原来的8.4%下降到5.1%, 降低了3.3百分点;采油时率由原来的94.5%提高到96.8%以上, 提高了2.3百分点。
4) 取得了较好的经济效益。增油、降本效果比较明显, 稠油产量上升, 掺水成本明显下降。累计增油1850 t, 累计节约掺水量2.3×104m3, 掺水成本由原来的1263 m3/d下降到1018 m3/d。目前掺水成本为3.6元/m3, 扣除投入改造成本9.4万元, 共取得经济效益54.38万元。
5) 取得较好的社会效益。根据掺水工作参数调整的实践, 将其标准化, 制定了九区稠油开发掺水管理规范, 形成制度化、规范化管理, 使员工有了掺水操作规范, 大大降低了职工的劳动强度;同时, 消除了安全生产隐患。通过工艺改造、工作参数的调整, 减少了堵管线、油井停井、躺井等现象及安全生产故障的发生, 降低了油井躺井率, 提高了生产时率, 确保了原油生产的顺利进行。
摘要：泵上掺水稠油井掺水工艺因具有投入低, 产出高, 生产过程稳定, 不影响泵效, 不污染地层的特点, 较广泛用于油田区块上。通过对孤东油田九区稠油区块的48口泵上掺水井进行调查分析, 由于掺水工作参数不合理及工艺技术和管理方面的因素造成的稠油井含水上升快, 日产油水平下降, 光杆腐蚀严重, 堵塞管线被迫停井等掺水效果差的有32井次, 影响正常生产。针对影响泵上掺水稠油井开发的主要因素, 注采管理401站技术、管理人员和岗位工人提出并实施了“优化泵上掺水稠油井工作参数, 改善开发效果的对策”, 制定了针对性改进措施, 取得了较好的增产降耗效果。到2015年12月底, 累计增油1850 t, 累计节省掺水量2.3×104m3, 取得直接经济效益54.38万元。
关键词：泵上掺水,稠油井,工作参数,增产降耗
参考文献
[1]万仁溥, 罗英俊.稠油热采工程技术[M].北京:石油工业出版社, 1996:35-38.
[2]陈德春, 薛建泉, 孟红霞, 等.稠油井油套环空泵上掺水降黏举升工艺[J].河南石油, 2003, 5 (4) :55-58.
教育教学怎能“掺水” 篇3
一、虚假的教案
一些教师平时备的教案和上课用的教案是两回事。教师平时备课全是照抄买好的《优秀教案》;而讲课根本不按照教案的内容去讲。抄教案的目的只是为了应付上级部门的检查。如果有人不照《优秀教案》抄写, 按自己的思路、主张备课写教案, 某些学校就会给教师写上“备课不认真、态度不端正”等评语。教师不去钻研教法, 不去挖掘教材, 而是抄现成的教案, 学校不鼓励教师自己写教案, 而是图教案外表的整齐划一, 以博得检查者的欢心, 这样教师固然省了不少力气, 学校固然可以把管理做到步调一致、井井有条, 可是教育却掺了不少水分, 能真正提高教育教学质量吗?
二、虚假的教学研究
为了突出某校在教改方面有“显著”成绩, 一些学校常常申报一个又一个的研究项目。为了使这些项目通过检查验收, 往往一节验收课要排练十几天。教师一遍又一遍的讲, 学生一遍又一遍的听, 听课教师还要一遍又一遍的纠错, 生怕出现纰漏, 直到学生将教师讲的内容背得滚瓜烂熟, 师生配合默契方可罢休。为博得好评, 把教育变成排练节目, 把讲课搞成演戏, 不知要演给谁看?其实假戏永远真不了。笔者听了许多小学的课, 面对教师的提问, 学生总能对答如流, 仿佛全体学生都是神童。平时一些“学困生”也完全成了“尖子生”, 课堂上教师还装模作样地表扬:“你很棒, 你马上会走出困境。”实际是这样吗?笔者调查了许多“学困生”, 他们说, 是老师硬逼着他们背会, 而且课堂上不许乱说。这种“创新教改”难道不是掩耳盗铃、自欺欺人吗?
在“应试教育”的作祟下, 一些学校喊着“素质教育”的口号, 却肆无忌惮地大搞“应试教育”。频繁考试、次次排名、回回张榜、屡屡请教家长、常常奖罚教师。在这种压力下, 教师们便把矛头指向学生:大搞补课, 大上晚自习, 大留作业, 书山题海累得学生喘不过气来。而且为了彰显“素质教育”, 还要求学生对外口径一致, 不能给学校丢脸, 如果上级领导问起就说我们不补课, 作业也不多。这种虚假的教育不但有损孩子身体健康, 而且污染了孩子纯洁的心灵, 教会学生老于世故、勇于说谎, 严重违背了教育规律。
牛奶掺水量的快速检测方法 篇4
1 实验原理
氟离子在机体的代谢过程中只有极微量的氟通过乳汁排出,所以牛奶中氟离子的含量仅为(1.95～15.8)×10-6 mol/L[1]。各种牛奶掺假的手段均为增加牛奶的体积,其基本方法是兑水,随兑水量的改变,奶中氟离子的含量会随之发生变化,根据奶中氟含量的变化,判断鲜奶是否掺假。并根据当地水中氟的含量,估算所兑水的比例或重量。
2 材料与方法
2.1 仪器
PHS-2 C型精密酸度计,PF-1型氟离子选择电极,232饱和甘汞电极,磁力搅拌器,中速定性滤纸,分析天平。
2.2 试剂
2.2.1 实验用水
实验用水均为去离子水。
2.2.2 氟化物标准储备液
将氟化物于105 ℃烘2 h,冷却后称取0.221 0 g,溶于纯水中,并稀释至100 ml,贮于聚乙烯瓶中备用。此溶液1.00 ml=1.00 mg。
2.2.3 氟化物标准使用液
将氟化物标准储备液用纯水稀释成1.00 ml=10.0 μg氟化物的标准溶液。
2.2.4 总离子强度调节缓冲溶液
称取58 g氯化钠、57 ml冰醋酸和3.48 g柠檬酸三钠,在500 ml烧杯中用纯水溶解后,用10 mol/L氢氧化钠溶液调节pH值至5.0～5.5,转移至1 000 ml容量瓶中用纯水稀释到刻度。
2.3 采样
2.3.1 奶样
在奶牛场随机选择5头奶牛,奶牛所产奶均为成熟乳,直接采集鲜奶250 ml,迅速在冰箱中冷却至室温,测定当日室温为26 ℃。
2.3.2 水样
养牛场自备井水,前期测定氟化物浓度为0.337 5 mg/L,也是奶牛每天饮用之水。前期测定桶装纯净水氟化物浓度为0.023 00 mg/L。
2.4 测定步骤
2.4.1 氟化物标准系列溶液Ⅰ的测定
准确吸取氟化物标准使用液Ⅱ(10.0 μg/ml)0.0、0.3、0.5、0.6、0.7、1.0、1.5、2.0 ml于100 ml容量瓶中,分别加入25 ml离子强度调节缓冲液,并用纯水稀释至刻度,摇匀。此标准系列的浓度分别为0.00、0.03、0.05、0.06、0.07、0.10、0.15、0.20 mg/L。分别取上述标准溶液系列50 ml倒入100 ml的聚乙烯烧杯中,插入氟离子选择电极和甘汞电极,加入搅拌子搅拌,在不断搅拌下读取平衡电位值。测定时依由稀到浓的顺序,每次测定之前,需用纯水冲洗电极,并用滤纸吸干。每个标准溶液分别测3次,将得到的电位值E(mV)求平均值。电位值E(mV)、log C经SPSS 13.0统计软件处理,获得回归方程。
2.4.2 氟化物标准系列溶液Ⅱ的测定
准确吸取氟化物标准使用液Ⅱ(10.0 μg/ml)1.0、2.0、6.0、10.0及氟化物标准使用液Ⅰ(100.0 μg/ml)2.0、4.0、10.0 ml于100 ml容量瓶中,分别加入25 ml离子强度调节缓冲液,并用纯水稀释至刻度,摇匀。此标准系列的浓度分别为0.1、0.2、0.6、1.0、2.0、4.0、10.0 mg/L。按上述相同条件读取平衡电位值,计算回归方程。
2.4.3 奶样的测定
取25 ml奶样置于100 ml的聚乙烯烧杯中,加离子强度调节缓冲液25 ml,按上述相同条件读取平衡电位值,将测得电位值代入回归方程计算出氟离子浓度,再换算出奶样中氟离子实际浓度。
2.4.4 牛奶掺水量测定
鲜牛奶按比例兑入养牛场水及纯净水,掺水比例5%、10%、15%、20%、25%。掺水5%即取23.75 ml牛奶加1.25 ml水,以此类推。纯净水中氟化物的含量很低,掺入奶中直接测定的,电位值差变化不明显,为了更准确测出奶类兑纯净水的情况,纯牛奶中先加入0.1 ml氟化物标准储备液,然后再按比例兑入纯净水。按上述相同条件读取平衡电位值。
3 结果
3.1 标准曲线
空白溶液的电位值为-360 mV。标准系列Ⅰ回归方程为E=-250.927+53.150 log C,相关系数r=1.000。标准系列Ⅱ回归方程为E=-245.421+59.496 log C,相关系数r=1.000。
3.2 纯牛奶测定结果
纯牛奶的氟含量为0.02983～0.03397 mg/L,平均浓度为0.03151 mg/L。见表1。
3.3 掺水牛奶测定结果
选择4号鲜奶按5%、10%、15%、20%、25%的比例掺入养牛场水及纯净水,测定结果见表2。由表2可以看出,随着掺水量增加,电位值相应发生改变,二者存在明显的剂量-反应关系。
注:a 纯奶中加入0.1 ml氟化物标准储备液。
4 精密度
选择4号鲜奶分别加入氟标准溶液0.5、1.0、2.0 μg,在相同条件下按相同的方法,每份样品分别测5次,相对标准偏差RSD在1.70%～3.94%。
5 讨论
奶类卫生问题在我国发生过多次,在很大程度上影响了人民的健康。为了解决上述问题,除了加强管理外,针对奶的源头找到一个快速、便携、经济、精确的检测手段是十分关键的。根据牛奶中氟含量很低和掺水的特点,我们探讨以奶中氟含量作为掺假指标,使用氟离子选择电极法测定氟含量的变化,判断鲜奶是否掺假。
利用氟离子选择电极法的良好选择性,有大量的食品检测工作得以开展,包括茶叶、蔬菜、水果、啤酒、水质等的测定[2,3,4,5,6]。
目前文献中报道的牛奶中氟化物的测定方法有2种,方法1:在牛奶样品中加入pH=3.2、最后体系浓度为0.1 mol/L的柠檬酸,使牛奶的蛋白质沉淀下来,离心后取上清液进行测定;方法2:在牛奶样品中加入同样体积的1.0 mol/L HClO4溶液,室温放置5～10 h,进行预处理,然后直接在该介质中进行电位测定,测得2份牛奶样品中氟化物的含量分别为2.06×10-6 mol/L、2.12×10-6 mol/L。本文是在牛奶样品中加入pH值=5.0～5.5的总离子强度调节缓冲溶液,由于蛋白质不产生沉淀而无需离心分离。从而避免了在分离沉淀过程中因残留溶液分离不完全而使测定结果偏低。同时加快了检测的速度,成批检测时较适用。本研究结果显示,纯牛奶中氟化物的含量很低(0.029 83～0.033 97 mg/L),与文献中报道的一致[1]。刘德育[7]也曾不经分离直接测定强化奶中的氟含量,其方法是在牛奶样品中加入pH值=5.2的较低浓度的柠檬酸溶液(最后体系浓度为0.033 mol/L),从测定结果的比较可以看出,蛋白质的分离与否对游离氟含量的测定结果不产生影响。本实验在牛奶样品中加入离子强度调节剂,测得结果与刘德育测定强的牛奶样品本底氟值0.21 mg/L有一定差距,有待进一步研究。
本实验结果显示奶中所兑水的水氟无论高于或低于奶氟时,所测得电位值差都会随着兑水量的增加而增大。因此,基层卫生监督人员及奶厂收购人员对奶源进行监督和管理时,可以此为参考依据,在预先测得本地奶类及水源所含氟化物的基础上,制定出不同掺水量所对应的电位值差量表;根据电位值差的改变,可判断牛奶是否掺假和兑水,及兑水量的多少,防止奶类掺假现象的发生。
参考文献
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低产油田低能耗掺水集输技术探讨 篇5
1 低温集输理论分析
1.1 结蜡对低温集输的影响
以含水90%，凝固点为35℃的原油作为研究对象，分别在35℃、38℃、40℃和45℃温度下，以流速为0.5 m/s运行5 d，对比其结蜡情况，见表1。
我们对不同集油温度管线现场取样进行对比，二者集输温度分别为37℃和20℃，同时运行11 d，结蜡情况见表2。
分析存在这种现象的原因在于原油的结蜡存在一个高峰期，与低含水原油输送类似，温度一般在30～45℃，在接近凝点或更底温度下输送时，管道中的结蜡比较轻微。
在结蜡高峰期，油流黏度不大，分子扩散作用强，蜡结晶浓度高，晶粒互相碰撞粘结、沉积的机会多，横向移动作用增强，形成了结蜡高峰区。在高温区结蜡不多，因为此温度时高于蜡结晶析出温度。而在凝点附近的较低温度下，油流黏度大，分子扩散很弱，不利于形成大的蜡结晶;管壁附近剪切应力较大，容易剪切掉黏附力较弱的结蜡层，导致该区间的结蜡强度较弱。因此，我们认为原油在凝固点以下集输时，管壁上结蜡相对较少，不会对集输造成主要影响。
1.2 原油凝固点对低温集输的影响
原油的凝固点是以纯油为基础进行测定的，从概念上来说原油的凝固点是指在规定的冷却条件下油品停止流动的最高温度。
原油是一种复杂的混合物，油品的凝固和纯化合物的凝固有很大的不同。油品并没有明确的凝固温度，所谓“凝固”只是做为整体来看失去了流动性，并不是所有的组分都变成了固体。当油品中含有一定乳化水之后，改变了原油的流动性，使得原油在低于凝固点时仍能够继续流动。因此原油在含水的情况下凝固温度比实际凝固点有所偏移。这种偏移量与原油组分和含水量有较大关系，一般说来含水率越高，含水油的“凝固点”就越低。
借鉴实验室测定凝固点的方法，可以测定高含水情况下原油的凝固温度，对含水率分别为80%、85%、90%的稳定原油乳状液测定的凝固温度，见表3。
由表中可以看出，高含水原油体系的失流点比纯油的凝固点低2～4℃，说明高含水原油体系有利于低温集油。高含蜡原油凝固温度的高低，本质上取决于其蜡晶网络结构的强度，任何对蜡晶网络结构的影响都会影响到凝固温度。试验室测得数据由于扰动小，在实际生产中，液面移动的剪切会破坏已形成的或正在形成的蜡晶网络结构，这些结构只有在更低的温度下才能重新形成，从而实际运行过程中原油凝固温度还会降低。我们认为这种凝固温度偏移的现象是特高含水原油体系可实现低温集油的主要因素之一。
1.3 流态对低温集输的影响
我们发现原油在集输过程中，由于输送条件的不同，会出现分层、混合和悬浮等不同的流动状态，不同的流动状态对集输温度的影响较大。但流态受流速、管径、摩阻、黏度、扰动等诸多因素的影响，判断比较困难，到目前为止还没有成熟的理论计算公式，但仍然可以通过其流动现象进行分析。
对于分层流来说，油在管道上部流动，水在下部流动，油中部分水被沉降下来，并且温度越高，油水分层的速度越快，油中含水越低。从试验测得的数据来看，在高于原油凝固点5℃的情况下，油水分层后油中含水在2%左右，凝固点为35℃的原油，在40℃下出现油水分层2 min后，油中含水见表4。
当温度略低于凝固点时，油中有颗粒状物出现，并主要聚集于油水界面，在水的带动下，可以安全输送，当温度进一步降低，油部分凝结成块，出现挂壁现象，难以安全输送。从实际生产运行来看，分层流低于凝固点3～4℃仍可以安全输送。
对于混合流来说，油和水混合较为均匀，在高含水的情况下油之间相互碰撞的机会变少，易形成W/O/W拟乳状液，此时油珠粒径粗大的非真正乳状液，但摩阻和黏度也能显著降低。这种情况下当温度低于凝固点时油中有颗粒状物出现，液体有挂壁现象，但不影响安全输送，低于凝固点6～8℃块状凝结物开始出现，混合流低于凝固点的极限值目前还无法确定，理论上来说该状态下含水率越高，扰动越大，集油温度越低。
对于水悬浮流动来说，在流动过程中，即使油相开始凝结，也会形成块状分布在游离水中，由于愈靠近管壁处，液流的速度梯度愈大，使油粒因在外层处受到较大的剪切，而向管中心运动，因而在管壁周围形成一个外层水环，使得油水混合体系仍然可以在管道内流动。从现场经验来看，该种流动状态通常在含水达到95%以上形成，可实现低温集输的温度也最低，在低于凝固点10℃左右油相开始大量聚集，阻碍集输。
2 低温集输输送界限的判定
通过以上分析可以看出，高含水原油可以实现低于凝固点输送，从而打破了一直以来原油在高于凝固点输送的管理局限，是否在凝固点之上集油已不能作为输送界限的判别标准。然而由于原油输送的界限影响因素较多，即使是同一阀组间不同的环的产液、环长、含水都不相同，输送界限也不一样，同时应当对能耗进行综合考虑来确定原油合理的集输界限。经过现场实践，我们探索出一套适合于大庆外围油田的输送界限判别方法。
一是以井口回压变化作为判断标准，来确定环的输送极限。
二是以整体系统的总能耗最低为目标，提出能耗最低的最佳运行参数。将采油、集油、处理、外输作为一个有机的整体系统，研究其中各节点的能量消耗及其相互转换的规律，找出影响系统能耗的关键因素，建立能耗优化诊断平台，与环的输送极限相结合，提出合理的掺水量和掺水温度，指导现场运行。
三是对新油田设计参数进行调整。环状掺水流程的进站设计温度由凝固点以上3℃调整为低于凝固点3℃。
3 多种低温集输方式的应用
3.1 不掺水集输
主要针对平均单井产液量不低于6 t/d，含水率不低于80%的油田，不掺水集输即停掉环中的掺水，通常通过流程切换，使产液量高不低于10 t/d的井作为首端井，带动整个环不加热集油。
该种方式在龙虎泡油田、敖古拉油田得到推广，龙虎泡、敖古拉油田原油特性见表5。以油井回压做为判别标准，累计实施29个环，回油温度低于凝固点3～5℃。
3.2 周期掺水集输
主要针对产液量相对较高，含水达到70%～80%，但不能满足长期不掺水集输要求的环，以油井回压作为判断标准，定期开启掺水冲环。
以新肇油田为例，新肇油田原油物性见表6。新肇油田建有阀组间11座，全油田综合含水率70%。根据新肇油田的实际生产规律和管理经验确定停掺水界限，当回油压差或回油压力高于界限值时开始恢复掺水，掺水24 h后停掺。从2008年开始实施周期掺水，掺水周期7～90 d不等，周期掺水最低回油温度达17～19℃。
3.3 掺常温水集输
主要针对单井产液量不高于2 t/d的油田，通过降低掺水温度，增加掺水量使环中含水达到95%以上，从而实现低温集油。
新站油田新三转油站所辖井平均单井产液量1.9 t/d，环平均产液6 t/d，含水54%左右，掺常温水集输期间，掺水量由27 m3/h提高到50 m3/h，环平均含水达到97%。最低掺水温度达到31℃，最低环回油温度达到24℃，目前掺水温度稳定在32℃，回油温度28℃，油井油压没有明显变化。新站油田原油物性见表7。
3.4 降温集输
主要针对单井产液量在2～6 t/d，无法实现不掺水集输的油田，通过优化诊断平台确定合理掺水量和掺水温度，使集油温度低于凝固点3℃进站。
“十一五”期间，我们以理论研究和现场试验为先导，根据不同油田的特点编制了个性化低温集输运行方案，形成了不掺水集输、周期掺水集输、掺常温水集输和降温集输等多种适合高寒地区低产油田高凝原油低温集输技术，该技术通过在大庆外围油田推广以来，累计节气6 490×104m3。
4 结论及认识
通过大庆外围油田对低温集输技术的不断探索，为多年来低产油田低温集输工作提供了技术支持，也使油田能耗分配进一步得到优化。形成了一套低产油田环状掺水流程低温集输办法，为低产、高凝原油油田的节能降耗提供了实践借鉴，并得到以下几点认识：
1)高含水原油可在凝固点以下集输，且管壁结蜡不会对集输造成主要影响。
2)原油含水后凝固温度发生偏移，在高含水状态下原油凝固温度低于其凝固点。
3)混合、悬浮的流动状态比分层流可实现的集输温度更低。
4)应当以井口回压变化和能耗综合指标来确定合理的低温集输界限。
对环状掺水流程井在生产中的认识 篇6
关键词：环状掺水流程,问题,建议
一、生产现状
所谓的环状掺水流程, 就是在油田老区采用新井或改造井“就近挂接已建集油管道”的一种集油工艺, 生产中我们简称“环井”。环井又分为并联环状掺水流程井和串联环状掺水流程井。
目前, 该区块共有油井1304口, 环状流程井842口, 并联环63个, 串联环299个。新投产井的管线和老改井的管线, 都已改成环状掺水流程。
环井在设计中节约了地面管线的投入成本, 这是显而易见的。据统计, 三次加密区块的环井与二次加密井相比, 吨油耗气可下降32%。从这两方面可以看出, 环井对降低集输系统的能耗是有很大贡献的。
二、存在问题
(一) 回压高不利于生产
1、回压高易堵井。
环状掺水集油工艺, 本身就是2口或更多井共用一条集输管线, 在管径不变、流量增加的情况下, 压力是会有所升高的。并且, 随着管道使用年限的增长, 加之低温集输的影响, 管道结蜡严重, 部分集油环井生产时井口回压过高, 集输困难, 极易造成堵井, 影响油井的正常生产。
2、回压高易冻井。
该区块2010年新投产的三次井均为环井, 在投产过程中, 有近10%的井在投产初期因回压高无法正常启抽。新井中有半数的油井油套压在0.6Mpa-0.8Mpa之间, 其余油井的套压也在0.4Mpa-0.5Mpa左右, 套压低的井很少。这种高的油套压生产状况对原油集输是很不利的, 不但易堵井, 并且, 在冬季也极易掺不进去水。我们中转站的掺水压力一般为1.4Mpa, 中转站到计量间会消耗一部分压力, 计量间到井口压力会更低, 所以如果回压在1Mpa的油井, 掺水压力与回压相差不大, 掺水是很困难的, 所以冬季就会发生冻井事故。
虽然双管掺水流程的油井也有回压高的情况, 但毕竟是少数现象, 全矿高回压的双管流程井也只有10口左右, 所占比例是很小的, 也是极个别的情况。但环状掺水流程的油井回压高的现象极为普遍, 这对生产是有很大影响的。
3、回压高使产量下降, 电流上升。
回压高会导致流体在通过管径横截面时, 流体的流量减少, 流体的能量损失增加, 流速减弱, 计量间的计量值就会下降;并且回压上升后, 使得井底压力升高, 井底流压上升, 降低了生产压差, 油井产量就会有所下降。
回压上升后, 抽油机井在上冲程时, 作用在泵的活塞上的压力增大, 上行载荷增大, 电机输出功率增加, 因此造成抽油机井在上冲程时的电流上升。同时, 由于油井日产液量下降, 油套环空内的液面上升, 流压上升, 使得抽油机井在下冲程时下行阻力增加, 下行增加了电机的输出功率, 因此造成抽油机井在下冲程时的电流增加。
4、单流阀坏易倒灌。
在并联环井的每个分支管线都有一个单流阀, 它起到防止液体倒流的作用。如果这个单流阀出现问题, 这个环的其他油井如果压力高于这口井, 液体就会由压力高的方向向压力低的方向流动, 就会在井口产生倒灌。这种现象在日常生产中也会偶尔发生。
以上的三点, 对正常生产都会有很大影响, 并且在日常生产中时有发生。
(二) 资料录取难度大
1、玻璃管量油波动大。
该区块环井平均是一个环2.3口井, 有的环井数多些, 4口-5口井;有的环井数少些有2口井。我们目前对玻璃管量油的环井, 主要是合量一个环的所有井的产液量, 一般用合计的总数减去其他井的正常液量, 得到要核实的井的液量。但是, 我们每一口单井的产液量都会有小幅波动, 产量越高或一个环所带的井数越多, 那么波动就越大, 所要核实的油井的精确程度也就越低。对于这样的井核实泵况, 我们先从功图和流压资料来分析, 再结合现场憋泵。核实产液量一般会把所处这个环的其他井停机, 单独计量核实井。停机不但影响了正常生产, 而且, 冬季停机量油也不符合生产实际, 这给我们泵况的核实工作带来了更大的难度。
低压测试资料为每个月1次, 量油资料为每个月3次。如果我们只能从低压测试资料来发现问题, 那么泵况变差井的发现一定会滞后。
2、功图计量误差大。
环井量油除玻璃管量油外, 还有一部分是功图量油。但生产中我们发现, 功图计产存在缺陷。软件设计中只考虑了泵况正常的情况下, 通过功图面积计算产量。但有些井的功图在泵况正常时是供液不足的图形, 但在泵况变差时, 图形变圆, 面积较原来变大, 计算出的产量与实际情况相差很大。
从图1可以看出, Y井泵况目前不好, 功图显示管微漏, 并且流压上升。但从功图计产的结果看, 产量上升幅度很大, 漏失越严重反而产量计算的越高。
3、井口无取压装置。
我矿一些环井的井口无取压装置, 对液量的核实本就误差较大的井而言, 不能取压、憋泵也就更不能准确的判断泵况了。我们只有通过可以取得的资料, 如含水、电流等, 依据经验来判断井的工作状况。
(三) 热洗难度大
1、水泥车工作量大。
该区块平均油井热洗周期是112.4天, 环井的平均热洗周期是107.5天, 可见环井的热洗周期明显低于掺水热洗的井。由于环井的管线相对于正常掺水井的管线易结蜡的特点, 热洗周期很短, 且要求热洗质量较高;并且, 一个集油环除环头井外均无热洗流程。所以, 这类井只能用水泥车进行热洗。日常生产中, 我们对一些卡泵井、需压井更换井口设备、掺水热洗质量不好的井, 才用水泥车处理。环井的增加, 无疑增加了水泥车热洗的工作量, 我矿需要水泥车热洗的环井有544口, 年热洗1855井次。如果一个班组一天洗4口井, 需要洗464天。
2、热洗受环境因素制约。
水泥车热洗受环境因素制约主要表现在雨季。进入雨季后, 道路稍泥泞, 对于水泥车这种大型车辆, 都无法进入油井场地。有些油井位于村屯或耕地中, 如果道路不符合要求, 我们都无法进行正常热洗。这样的情况, 必然会影响到环井的热洗计划, 而我们只能是提前或延后热洗的日期, 这当然是不利于油井生产的。
三、几点建议
第一, 对高回压井拆环。
第二, 对环井加强热洗管理, 增加热洗时间及次数。
参考文献
高凝油掺水管网阻垢工艺现场试验 篇7
目前, 成熟的水处理剂配方对通常条件下的结垢问题虽有较好处理效果, 而一旦应用于高温高压条件下, 阻垢剂就无法达到阻垢缓蚀控制目标;因此, 需开展此方面研究, 解决高凝油掺水管网的腐蚀结垢问题。
1 结垢机理
针对油田油井地面掺水管网系统结垢问题, 通过水质和垢样分析明确结垢原因, 对垢样进行微观形态分析揭示结垢机理并确定阻垢工艺技术。采取室内静态及动态模拟试验, 筛选复配适用于高凝油掺水管网系统的高效阻垢剂[1]。
以油田地面掺水管网为对象, 采集现场掺水及管壁垢层, 测量分析掺水中各项水质指标:总残渣量、总溶解固体量、钙硬度、总硬度、总碱度、总矿化度, 以及石油类、SO42-、Cl-、溶解氧和CO2的含量。垢样组成分析项目包括:含水率、氧化钙含量、酸不溶物量、灼烧碱量、石油类和总铁含量, 利用电子扫描电镜 (SEM) 和X射线衍射 (XRD) 观察垢样表面微观形态和主要化学组成, 明确结垢原因并根据结果选择阻垢方法。通过对高凝油掺水管网的污水水质和垢样成分分析, 确定了高凝油掺水管网结垢的主要类型是以碳酸钙为主的钙垢和以残渣为主的油质污垢, SEM和XRD结果显示垢层的生成方式为晶格增长型 (图1) 。
针对腐蚀结垢原因, 筛选复配出具有阻垢、缓蚀和分散功能的阻垢剂, 阻垢剂主要由聚磷酸盐、锌盐、有机磷羧酸、有机膦酸和乳化分散剂组成。该阻垢剂阻垢效果好、钙容忍度高、热稳定性优良, 并与油田水中化学物质配伍性较好。动态模拟实验结果表明, 即使在95℃高温下阻垢率和缓蚀率均能保持98%以上。
2 现场试验
在实验室完成了药剂筛选及复配试验, 对复配阻垢剂阻垢性能进行评价后开始进行现场应用试验。根据实验结果进行现场选址, 并设计制造配套试验设备, 调整现有管路, 架设试验对照管线, 完成了试验装置的安装及调试。
针对高凝油掺水的典型结垢, 采用的阻垢工艺集投加阻垢剂与性能评价于一体, 设置对照管线来测定阻垢率以真实地反映阻垢剂的应用效果。利用自主设计制造的阻垢装置在现场进行了为期3个月的中试试验。评价结果表明, 投加阻垢药剂后管线的结垢厚度不超过原来的35%, 阻垢缓蚀率达到96%, 中试结果验证了方案能够阻止油田掺水管网结垢腐蚀的有效性。
可以在不改变原有掺水管线基础上加装该阻垢工艺, 通过投加药剂减少系统的结垢程度, 延长管线清洗周期, 为生产管理提供有力的技术支持, 进而减少因结垢带来的经济损失, 保障生产正常运行。
3 效果
管网及加热炉的结垢速度不到原来的三分之一, 降低管网压力1%左右, 加热炉酸洗由每年1次可改为3年1次, 管线酸洗由3年1次改为10年1次, 平均加热炉热效率提高5%以上。平均每年节约酸洗费13万元, 减少更新管线费用、加热炉费用10万元, 年节约天然气10.1×104m3, 价值6.2万元, 扣除加药费1.5万元, 合计节约资金27.7万元。
4 结论
1) 新型阻垢剂的研制使用, 解决了一般阻垢剂在高温环境中阻垢率低和易分解等缺点, 适用于油田水高钙、高含油以及含有多种聚合有机物的特点。
2) 自主设计的阻垢装置打破了传统的挂片法或拆卸原油管线法, 利用对照管线评价阻垢效果, 不会对掺水系统造成破坏, 集投加阻垢剂与阻垢效果评价于一体, 使装置占用空间小, 作业效率更高。
3) 新型阻垢工艺经济可行, 能够有效解决高凝油掺水管网的结垢问题。
摘要：针对油田高凝油掺水管网系统特定水质, 分析了掺水系统污水的水质特点和垢样组成成分, 明确其腐蚀结垢原因。通过开展药剂配方的筛选复配, 筛选出了具有缓蚀、阻垢和乳化分散功能的高效阻垢剂, 为验证其现场应用效果, 完成了现场试验工艺设计和加药装置的制造安装, 开展了油田掺水管网现场阻垢试验, 设计了高凝油掺水管网缓蚀阻垢方案。通过现场试验, 减化了管道及加热炉的结构, 降低掺水压力1%左右, 提高加热炉热效率5%以上。
关键词：高凝油,掺水管网,阻垢,节能
参考文献