气化小油枪少油点火技术在张家口发电厂的应用

第一篇：气化小油枪少油点火技术在张家口发电厂的应用

气化小油枪在张家口发电厂的应用 摘要：当前电力供需日益紧张、煤质大幅波动、电力体制改革不断深入的新形式下，发电厂的主要任务已从过去保证机组安全稳定运行转化到要求机组安全经济运行。客观情况要求我们向科技要效益，向节约要效益，向管理要效益。张家口发电厂紧紧围绕“安全稳定、节能降耗”这一主题，深化管理，开拓创新，不断探索发电厂节能管理新思路。本文主要介绍气化小油枪点火稳燃技术的工作原理和系统结构，并介绍该技术在大唐国际张家口发电厂8x300Mw机组煤锅炉的应用情况。结果表明，作为一种应用于电厂锅炉启动以及低负荷稳燃的新型节油技术，气化小油枪点火稳燃技术具有显著的经济效益和社会效益。关键词 锅炉 点火 稳燃 节油

1前言

少油和微油小油枪点火及稳燃装置在燃煤电站大型锅炉上的广泛应用，已被证实是目前大型锅炉真正作到，实际意义上的能大量节约锅炉启动和低负荷稳燃用油的最有效手段。它有点燃煤粉的能力强、对燃煤的适应范围宽、系统结构简单、改造工作量少、使用方便、维持工作量小、初投资低、维护费用极小、安全可靠、节油效果特别显著等优势。它与等离子点火稳燃技术相比，更具有实用性。

“气化小油枪点火及稳燃装置”又优于采用普通方式雾化（机械）的强配风“少油和微油小油枪点火及稳燃装置”。气化小油枪雾化采用压缩空气，它有雾化油粒微小（50μm以下）、燃烬率高、油压波动范围小、小油枪出力稳定、配风方便、不易堵塞、点燃能力更强等优点。目前“气化小油枪点火及稳燃装置”在燃煤电站大型锅炉上应用台数是最多的，对于燃用烟煤、贫煤、劣质煤的大型锅炉，应用均很成功。因此大型锅炉为真实的作到大量节约启动、停止和低负荷稳燃用油，采用“气化小油枪点火及稳燃装置”是较优的选择。2气化小油枪燃烧器原理

气化小油枪燃烧器工作的工作原理：先利用压缩空气的高速射流将燃料油直接击碎，雾化成超细油进行燃烧，同时用燃烧产生的热量对燃油进行初期加热，扩容，后期加热，在极短的时间内完成油的蒸发气化，使油枪在正常燃烧过程中直接燃烧气体燃料，从而大大提高燃烧效率及火焰温度。气化燃烧后的火焰刚性极强、其传播速度极快超过声速、火焰呈完全透明状(根部为蓝色，中间及尾部为透明白色)，火焰中心温度高达1500-2000℃,可作为高温火核使进入一次室的浓相煤粉颗粒温度急剧升高，破裂破碎，并释放出大量的挥发份迅速着火燃烧，燃烧能量逐级放大，达到点火并加速煤粉燃烧的目的，大大减少煤粉燃烧所需引燃能量。从而实现锅炉启动、停止以及低负荷稳燃。压缩空气主要用于点火时实现燃油雾化、正常燃烧时加速燃油气化及补充前期燃烧需要的氧量；高压风主要用于补充后期加速燃烧所需的氧量。

气化小油枪工作原理图

3设备及系统简介

3.1 锅炉概况

张家口发电厂5至8号炉为东方锅炉厂设计制造的的型号为DG1025/18.2-Ⅱ4型中间再热、自然循环、燃煤汽包炉，锅炉点火油枪为锅炉厂设计制造的机械压力雾化点火油枪。该类型油枪是东方锅炉厂设计、生产机械压力雾化油枪，油枪流量为1.55t/h-2 t/h。此类型油枪在机组启停过程中耗油较大。3.2制粉系统及煤粉燃烧器

制粉系统采用正压直吹送粉系统，四角切圆燃烧。配6台ZGM95中速磨煤机，5台运行，1台备用。每台炉燃烧器共布置煤粉喷嘴24只，燃烧器每角均布置3层油枪进行点火或助燃.煤粉原始设计及参数见下表

燃用0号轻柴油，油质数据见下表

燃油系统母管油压为2.2~2.6MPa 4气化小油枪改造方案

4.1机务部分

4.1.1本次少油点火系统造用少油点火煤粉燃烧器替换1号磨煤机原四只煤粉燃烧器。4.1.2 利用原炉前油系统，在油母管上连接各油燃烧器分管，在油管路上安装手动截止阀、气动球阀、过滤器等，再通过金属软管引入油燃烧器。增加二级过滤装置，防止油枪堵塞。由于燃烧母管为大油枪配套使用，油压在2.5~3MPa，为达到空气雾化油枪0.4MPa-0.7 MPa，系统中需要加设蓄能储压装置，油系统上有手动阀门、电动阀和相关仪表等，油阀要

保证没有泄漏问题，避免燃油流进油枪积炭现象。所以阀门及过滤器等设备采用可焊接阀门。随主设备提供两套不同尺寸的雾化片及两只火检探头。油管道、压缩空气、助燃风管道应采用环形设计。

4.1.3冷炉加热装置应采用旁路设计，在旁路安装一个蒸汽加热装置。燃油管道、蒸汽及疏水管道等材质一律采用20G。风道至少加装2个气动双插板门和一个调整门，要求插板门操作灵活、严密，质量可靠，要求使用兰州长信电力设备有限责任公司生产的风门，风门产品质量要求甲方与兰州长信供货要求一致。暖风器和改造风道铁板厚度至少为5mm，并在弯头前后都加装膨胀节。管道表面温度超过60℃的介质都需要按规定加装保温。单台磨煤机风量为6000M3/小时，磨入口温度为150℃，磨出口温度65℃，暖风器采用高压厂用气，压力为0.4-0.6 MPa，温度为300℃。

4.1.4油枪助燃风直接取自一次风机出口处，管道设计应为环形，另在助燃风管上加装手动蝶阀，以确保油燃烧效果达到最佳。

4.1.5少油点火系统用压缩空气取自仪用压缩空气系统，压缩空气参数：0.4~0.6 MPa。气化小油枪投运所需气量为30M3/min,管道表面需要加装伴热装置并加装保温层。

4.2热控部分

4.2.1每套少油点火装置增加一台就地控制柜用来进行现场点火操作，主要控制对象有：点火器、燃油气动球阀、压缩空气球阀、火焰检测系统，通过切换开关，既可以实现就地操作也可在集控室实现远程操作。

4.2.2少油点火系统所有增加的远程控制及状态显示均以硬接线方式由DCS+PLC系统实现。由于点火方式发生变化。灭火保护逻辑应做相应修改。保护逻辑、控制逻辑、增加设备的I/O点数及DCS参考画面由大唐节能公司提供并经张家口发电厂认可。

4.2.3为防止燃烧器因超温而烧毁，每只煤粉燃烧器安装1只双支热点偶，经K分度补偿导线进入DCS系统后显示在CRT上。

4.2.4对热控备件选取的要求：对于气化小油枪改造一号磨四角都需要有图像火检来监视启动初期的燃烧情况。变送器采用霍尼韦尔的，一道二道门采用GJ61Y-320；PN32:DN6高温高压截止阀，并采用焊接方式：压力表管采用直径14的不锈钢管；电缆要求采用华菱制造的产品，计算机电缆规格：阻燃、对屛+总屏、线径1.0或1.5；柜内继电器采用施耐德的；隔绝门反馈采用欧姆龙行程开关，隔绝门电磁阀、继电器等原件必须采用优质进口元件。

5社会经济效益

采用此项技术后，锅炉只需用微量的油直接点燃煤粉，利用煤粉燃烧释放的热量实现冷态启动，在停炉、低负荷和超低负荷稳燃时用微亮的油稳定锅炉燃烧，节油率可达90%以上。除此之外，在锅炉点火初期可以投用脱硫设备，每次可少向大气排放粉尘，尤其是粉尘表面上有催化作用以及附着有害之间的协同作用，由此产生的危害巨大。因此减少排放不排放这些粉尘对社会效益不可估量。6结束语

鉴于目前电网利用小时普遍下降，电网安排机组调峰、停备的次数增加，机组启、停及助燃耗油等使用气化小油枪的频率及次数相对增多，其显著的节油效果、较好的经济效益和社会效益，得以体现。节能工作的复杂性、长期性和今后电力市场竞争的激烈性，决定了我们有很多工作要深入去做，还有更多的工作要完善，需要进行更多探索和实践。

作者简介：

孙志超:助理工程师 自动化专业(张家口发电厂热控车间)

河北省张家口张家口发电厂 075133

丁峰: 技师 自动化专业(张家口发电厂热控车间)

河北省张家口张家口发电厂 075133

杨海波：技师 自动化专业(张家口发电厂热控车间)

参考文献：河北省张家口张家口发电厂 075133

张家口发电厂小油枪改造可研报告

张家口发电厂小油枪改造技术协议

第二篇：液压技术在抽油设备上的应用

液压技术在抽油设备上的应用

【关键词】液压技术,机械采油,采油设备,应用

【论文摘要】介绍了液压技术在抽油设备上的应用优势，并对现阶段的应用状况作了分析，认为影响液压技术在抽油设备上应用的主要问题是可靠性、寿命、效率和发热，而解决的途径应从机械结构设计、机加工的质量、密封材料选择和液压元件的购置等4方面着手。提出为了使液压抽油机工作平稳可靠，可在泵出口处接一小型蓄能器；在野外工作时应考虑到风沙和环境的影响；液压传动技术在应用时要扬长避短。

自30年代以来，液压技术迅速发展并被应用到工业生产的各个领域。近几年来，国内外液压技术在抽油设备的应用都有明显的上升趋势。例如，在抽油机上应用液压技术，容易实现抽油机的长冲程、低冲次，可使抽油机的整机重量和占地面积都大大减少，这一特点尤其适合于海洋原油开采［1］。与常规游梁式抽油机相比，液压抽油机参数调节方便，容易实现无级调节，能很好地适应不断变化的井况，还可实现工作载荷的全过程平衡。如果在抽油机的传动链中加入液压传动环节，很容易实现工作参数的动态监测和自动控制。但由于抽油机恶劣的工况条件，液压设备的密封容易失效，液压元件的寿命较难保障。另外有的地区日夜温差大，对液压油的要求也比较高，为保证油温不超过60℃，需增加冷却系统。再有，液压设备维护要求比较严格，故障排除的技术性较强。这些因素都使液压技术在抽油设备上的应用受到一定的限制。

应用现状

目前，液压技术在抽油设备上的应用主要集中在液压式抽油机上，此外在一些抽油泵的驱动上也应用了液压技术，如水力活塞泵、液压驱动螺杆泵等，还有某些抽油设备中为实现某种功能引进了液压机构，如地面驱动螺杆泵的防反转机构。

液压式抽油机按照液压执行元件可分为液压缸式和液马达式两大类；按照平衡方式可分为气动平衡（蓄能器平衡）和机械平衡，而机械平衡的液压抽油机又包括配重平衡、双井平衡和油管平衡［2～3］。

液压缸式抽油机一般包含的设备有电动机、液压泵、油缸、机架、油箱、平衡系统等。其特点是系统结构简单，控制方便，冲程长度受油缸长度的限制，且冲程长时机架较高。最具代表性的液压缸式抽油机是前苏联的ΑΓΗ型液压抽油机（油管平衡）［2］、威克斯液压抽油机（蓄能器平衡）［4］和吉林工业大学的YCH—II型液压抽油机（蓄能器平衡）［3，5～8］。为了增大冲程长度而又不使机架过高，后期研制的液压缸式抽油机大多采用了增程设备，这种结合发挥了液压传动与机械传动的长处。例如，江汉机械研究所近期开发的CYJS14—5.5—80YY型液压抽油机采用了常规游梁式抽油机机架，使用液压驱动，加上新型动液面测量仪，与常规抽油机相比，整机质量减轻了30%～40%，节能20%～30%。另外一种降低机架高度的方案是用液压缸的活塞杆来代替光杆。例如，四川万兴科技发展有限责任公司近年来研制的全液压长冲程大载荷抽油机可不用井架、滑轮和平衡块，相对常规游梁式抽油机容积效率提高到88%。

液马达式抽油机的一般由电动机、液压泵、液马达、滚筒、机架、油箱和平衡系统等组成，其突出的特点是容易实现长冲程。这种抽油机通常都带有一个滚筒，所以又称为滚筒式液压抽油机。具有代表性的是法国MAPE型液压抽油机（配重平衡），我国兰州石油机械研究所设计、南阳石油机械厂试制的YCJ12—10—2500型液压抽油机（配重平衡）［7］和大庆油田的双井游动滑车抽油机（双井平衡）［3］。值得一提的是路甬祥院士提出的功率回收型液压抽油机，其最大特点是采用了容积调速系统，利用泵－马达系统，将换向时的能量尽可能地回收，使电动机工作平稳，理论上可以获得较高的系统效率［

9、10］。

液马达式抽油机既有配重平衡式也有气动平衡式。气动平衡的平衡效果较好，电动机的峰值电流较低，整机质量小，但系统稍嫌复杂，造价较高；配重平衡式结构简单，制造成本低，但平衡效果理论上略差，特别是在上下死点的换向过程中尤为明显。无论是气动平衡还是配重平衡都只考虑了整个冲程过程的能量平衡，而对换向时的能量无法完全回收，即电动机无法在恒定功率下工作，峰值电流较大。但从液压系统的角度来看，实现电动机恒功率工作是可以做到的。

存在问题及解决途径

1.可靠性

液压式抽油机是常年连续运转的大型野外工作设备，其工作条件非常恶劣，维护周期长，一旦出现故障，不仅要浪费大量的人力和物力，而且还可能影响油井的工作状态，降低油井的采收率，甚至出现砂堵等故障。所以，在设计寿命范围内保证较高的可靠性是液压式抽油机大批量投入工业生产的最首要的问题。

2.寿命

相对笨重的游梁式抽油机之所以能在迅速发展的原油开采领域占有一席之地，其主要原因就是寿命和维修周期长。因此，液压式抽油机的寿命指标必须赶上甚至超过游梁式抽油机。

3.效率

液压泵、油缸以及液马达都存在容积损失和机械损失；液压油流经阀件和管路时，或多或少都会产生压力损失，有的还会产生流量损失，这些能量损失必然会极大地影响液压式抽油机的系统效率，所以效率是影响其进一步推广的重要因素。

4.发热

液压系统件存在的容积损失、机械损失和压力损失绝大部分都以热能形式储存于液压油中，造成液压油的温度升高。液压油温度上升，一方面会使油粘度降低，润滑部位的油膜破坏，密封效果降低，密封材料过早老化；另一方面还会引起液压油蒸汽压升高，造成空穴和气蚀现象，影响系统设备的性能。一般认为，液压油油温不宜高于60℃。在这方面吉林工业大学进行了理论计算和现场试验，获得了一些理论和实测结果［8］。

要解决这些的问题，应从如下几方面入手。

（1）机械结构设计 机械结构设计是整台设备研制的前提，直接影响整机的外形尺寸、材料和能源的消耗，以及安装、操作、维修的便利程度（人机工程）和可靠性等方面的问题。

（2）机加工质量 机加工质量是影响液压设备可靠性、效率、寿命和发热的关键，也是制约液压技术推广应用的瓶颈问题，这一点可以从液压技术发展史上得到证明。目前国内已把电加工手段引入到一些重要配合面的表面加工上，使加工质量得到大幅度提高。

（3）密封材料的选择 选择密封材料时，不仅要注意其密封性、退让性、耐磨性，对于长期野外工作的液压设备，更应注意密封材料的发热性、散热性以及热膨胀性。密封材料的上述性能将对设备的效率、寿命和发热产生直接影响。

（4）液压元件的购置 市场上液压元件的质量差别很大，价格更是相差悬殊，所以选购液压元件时应非常慎重。对于液压抽油设备来说，性能占据了主导地位。这是因为，一方面，抽油设备功率较大，系统效率对其经济效益影响较大；另一方面，系统效率低，发热量大，相应的一次性投资就会增加；此外，抽油设备在野外工作，一旦液压元件出现故障，维修费用较高。所以，选购性能优越的液压元件，从长远的角度来看，其经济效益可能显著。

几点看法

(1)根据抽油机的工作过程可以绘制出抽油机的力平衡示意图，如图1所示。从图1可以看出，换向时，气动平衡驱动力的波动虽略低于机械平衡，但总体上看，两者的波动范围都比较大。所以，要获得满意的平衡效果，就必须完善换向过程的平衡。在配重平衡的滚筒式液压抽油机系统中如果采用恒功率变量泵－定量马达容积调速系统，靠变量泵本身调节能力进行调节，理论上可以实现比较全面的平衡。当驱动力增大时，泵排量降低，压力升高，增大了马达的输出扭矩，这样在不增大电动机输出功率的情况下，抽油机得以正常工作。为了使系统工作平稳可靠，可以在泵出口处接一小型蓄能器，从而使系统达到比较理想的工作效果。

图1 抽油机的力平衡示意图

(2)液压抽油机在沙漠中应用时应考虑到风沙的影响，在内地应用应考虑环境污染和采取防盗措施，在海洋平台上应用限制因素虽较少，但考虑到平台上空间的限制，应灵活布局，甚至采用“一泵多机”的工作方案。

(3)在抽油设备上，液压传动是一项很有发展前途的应用技术，但在某些方面还是无法取代其它传动技术。片面地强调“全液压”必将造成不必要的损失，在应用时要扬长避短。

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第三篇：探究录井技术在四川油田中的应用

探究录井技术在四川油田中的应用

【摘要】随着社会经济的发展和科学技术的进步，越来越多的人将研究的重点放在了提高资源开采率与管理效率技术的研究上。伴随着世界能源的有限性和能耗的不断增加，需要技术力量的支持和引导。科技是第一生产力，能源问题已成为亟待解决的问题，面临外界日益激烈的竞争环境，石油行业要想获得更大的生产空间和更多的市场份额，就需要不断地进行技术革新，不断地进行新技术的应用与推广，但这些技术的应用都必须建立在对技术的研究与对实际油田地质概况了解的基础上，具体情况具体分析，才能发挥出科技真正的潜力与价值，创造更大的社会财富。本文将从简析录井技术、简析录井技术在四川油田中的应用情况，浅谈录井技术的发展前景等几个方面做以简要的分析，旨在了解录井技术及其相关开采知识，了解录井技术对石油开采业的影响，不断的对录井技术进行科学创新，使其能够为社会经济效益的提高和加速石油的开采率及开采进程做出贡献，并将录井技术在实践应用中不断推广。

【关键词】录井技术；四川油田；钻井工程；社会经济效益

前言

深度测量、地质描述以及使用热导检测仪进行气测录井服务丰富了初期录井服务的内容。而随着技术革新，仪器设备之间的更新换代，录井技术得到了更广阔的发展天地。科学技术的不断发展，计算机技术的推进，使录井技术呈现出自动化、数字化、智能化的发展趋势。通过对各种地质数据的分析和相应数据库的研究进行综合评价，可帮助其作出科学、正确的决策，大大提高了工作效率和实际开采进程，使录井技术在实践中的应用更加游刃有余。

一、简析录井技术

录井技术是现代科学技术和多学科理论在石油勘探中的应用，是多种技术与多门学科集合而成的高新技术的集合体。录井技术包括地质录井、气测录井、钻井液录井、工程录井、地球化学录井和地球物理录（测）井等内容。它是石油钻井勘探技术由科学化钻井阶段到自动化、智能化钻井阶段的伟大尝试。录井技术是油田勘探开发过程中补课缺少的技术环节，对整个油田的社会经济效益的提高具有重要的作用。随着其不断地发展，如今已改变了地质录井的内涵，它以多参数、大信息量和实时性为现场提供可靠的决策资料，方便其发现油气显示、地质分层、储量预测、区块、构造评价等，保证工程施工、检测的安全，指导科学钻井，降低使用开采过程中的风险，拓宽录井服务领域，以期增加录井工作量，充实工作量，加速开发进程，避免或减少人力、物力、财力方面的消耗与浪费。

录井系统综合应用了岩屑描述软件、岩心描述软件、完井报告编制软件等新的系统工具，在实现自动化的同时，提高了工作效率。通过对现场采集所有资料进行分门别类，摒弃各种影响因素，使其正确科学的反映地层情况，减少了人工整理资料的时间和误差。对资料进行综合分析研究，提高决策的正确性。利用先进的录井系统及其整套数据管理和决策服务系统。方便了钻井、取心、中途测试、井控、下套管、固井、起下钻、扩眼、流量监测、防喷监测、打捞和海底作业等施工环节的顺利进行。录井系统通过向钻井人员，录井人员，现场监督，作业者基地管理人员等提供实时地地面和地下不同深度、不同时间的钻井和测试信息，帮助作业人员及时做出井控、钻机管理、安全、地质评价等方面的决策，从而提高钻井效率、提高地质评价质量并为后续作业和生产提供高效的地质导向。

二、简析录井技术在四川油田中的应用情况

随着石油钻探技术的不断改革，石油工程的决策者和地质人员也愈加重视钻井录井技术的应用。但是其的应用范围比较有限，现已录井技术在四川油田中的应用情况做以简单的介绍，旨在了解其在实践中的可操作性，帮助人们解决疑惑，接受新技术，推广新技术。

四川油田属于碳酸盐裂缝性油气藏，由于其地质条件较为复杂，给实际的勘探开发带来了很大的困难。而通过川南地质录井公司使用新的录井开发技术，多数采用JL-I型的进口流量监测器，配合电磁流量传感器，使其在检测过程中不受钻井液温度、粘度、密度等外部因素的影响，从而完成了将近录井35000m的进尺，使得钻井的准确率高达90%以上。在四川油田的勘探过程中对预探井、边远井、地质结构复杂的深井运用了录井技术，提高了其生产的时效、纯钻进时效、机械钻井等，决策中也体现了其科学性及及时性的特点。极大地减少了避免了钻井录井事故的发生，节约了钻井成本，提高了油田钻探开采的社会经济效益，缩短了钻井周期。

四川油田根据其地质情况、成藏特征等概况，善于应用新科技，大胆实践。大胆利用了录井仪设备，该设备集地质和工程参数的采集、处理、显示为一体，对四川油田的油气层进行识别和指导安全施工和优化录井等起到了举足轻重的作用。通过录井仪对钻井液气体检测，通过井口钻井液脱气装置和色谱仪连续分析和识别油气层。将录井液脱气器改为电动式，提高了其录井检测的精确度；将信息技术和录井技术的结合，运用色谱对相关数据进行分析，增加其工程录井，预报和检测工程事故，提高录井技术的资源共享水平。利用转盘转速、钻压、机械转速、钻井液密度等参数来计算地层可钻性指数、岩石强度指数、破裂地层压力系数、处理和计算地层压力系数、地层孔隙度的相关参数，从不同角度达到检测地层压力的目的。

录井技术的巧妙运用也可起到对潜在的施工事故进行预报监测的效果。如预防一些钻具事故（钻杆、钻铤刺穿或扭断，钻头堵塞或掉落），井漏事故等的发生，都需要录井技术的实时监测平台来防患于未然。

四川油田正是成功的运用了录井技术以上的优点，使其在油田的勘探开发上不断取得新的成就与收获。

三、浅谈录井技术的发展前景

录井技术依靠其便利的实时监测手段，减少或避免各类工程事故及隐患的发生。通过监控盐膏侵、盐水侵及一些有害气体的浓度，保证了钻井的安全。实现了社会效益、经济效益与环境效益的统一，起到了良好的导向作用。为其奠定了更广的发展前景，若将录井传感器发展到井下，使地面与地下录井相互融合，有利于实现录井技术的多元化、多样化发展，在不断的改进与深化中，不断地使用和推广录井技术，使其服务于工业化与现代化建设，造福人类。

参考文献：

[1]综合录井技术在四川油气田钻井工程中的应用实践；《中文科技期刊数据库》； 王俊良，刘奇志

[2]油田录井技术应用现状与发展对策分析；现代商贸工业 ；2011年第11期；黄晨翔

[3]综合录井技术在油气田勘探中的应用；《油气地质与采收率》；2003年第2期；邴尧忠，朱兆信，慈兴华；

郝兴瑞

第四篇：管道泄漏检测技术在合水油田中的应用（xiexiebang推荐）

管道泄漏检测技术在合水油田中的应用

摘 要： 本文对管道泄漏检测方法进行了综述，介绍了“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统及受限条件。

关键词：管道泄漏 负压波法 管道输量平衡法

一、序言

管道作为石油化工领域输送流体的最基本单元。与车辆拉运相比，无论从降低成本、提高安全性等方面都有较明显的优势。合水油田作为即将挺近百万吨油田队列的一员，原油输送必不可少，但是由于各种外界环境及人为因素导致管道经常遭受破坏，给国家财产造成很大的经济损失，同时对环境的污染也是不可估量的。管道泄漏检测定位技术的应用显得尤为重要。

二、管道泄漏监测方法综述

1.预警型管道泄漏监测报警定位系统

光纤振动传感器检测技术是沿管线埋设测震光纤来监测距离检测光纤一定范围内的振动，通过建立各种振动特征库可以识别“振动”产生的原因与类型，对有可能威胁或正在输油管线的情况产生预警并定位，显然可以防患于未然。但由于测震光纤要求灵敏，所以不适于加“铠”，而无“铠”光纤自身的安全性大幅度降低；只适用于新铺设的管线，否则施工成本太高；需要比较完备的适用性好的“特征库”支持，且即便如此误报也是在所难免的，因此目前应用较少。

振动声波监测法其基本原理是沿管线埋设若干“测震”传感器，形成虚拟防线，实时监测管线及周边的振动声波，以此判断是否有人在管线上实施破坏行为。很显然，它也能起到防患于未然的作用。但其“测震”传感器需要每隔几百米到几千米就埋设一个，野外设备的施工、供电、通信和本身的安全维护与管理维护等的难度也是显而易见的。另外它需要一个涵盖尽可能宽的“声源特征库”来支持，否则“误报”“漏报”在所难免。昂贵的造价和野外维护管理难度限制了它应用。

2.报警型管道泄漏监测报警定位系统

报警型以“管道瞬变模型法”、“负压波法”、“管道输量平衡法”、“振动声波监测法”应用最多。

管道瞬变模型法是根据管道质量平衡原理，计算水利瞬变效应，建立数学模型，在计算机上实时运算，理论上可以准确定位。但由于管道的摩阻、流体的温降梯度等不可能是完全线性的，所以判断泄漏定位也就打了折扣。另外对压力、流量、温度等参数采集缺一不可，这对于某些不具备条件的管线就不适用，因而在一定程度上也限制了它的推广。

管道输量平衡法（简称输量平衡法）根据质量守恒定理，同一期间流进和流出管道的油品的质量应当相等。在管道两端安装流量计，实时监测比对两端流量，可以判断有无泄漏发生。由于某些管线没有流量计也不具备安装流量计的条件，其应用也受到了很大的限制。

泄漏声波检测法也叫音波检测法其基本原理是检测泄漏时产生的“泄漏声波”。声波检测法就是检测沿着管道内的液体传播低频波，来判断泄漏和定位的。由于“泄漏声波”很微弱，需要特殊的声波传感器，目前可以做到的最大检测距离是15km，具有了一定实用价值，是一种非常有前途的泄漏检测预定位方法。但其造价过高限制了它的应用与推广。

负压波法也叫水击波报警法。负压波法因其所需参数可多可少，能够根据已有的工艺流程取舍，施工、管理比较方便，对不同管网的适应性较强。这种简单实用特点，已经使其成为目前应用最为成功最为广泛的一种管道泄漏监测的方法。负压波信号被分别设在管道起点和末点的压力变送器捕获。泄漏位置的不同，两端变送器响应的时间差也不同，因此可以确定泄漏点的距离。

三、“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统

“负压波法”和“输量平衡法”二者结合形成了优势互补，不但极大地提高了泄漏监测的准确率，而且一个测压点不需要再安装两台压力变送器了，从而使输油管到泄漏报警系统应用更加灵活方便了。合水油区管道泄漏检测均采用此方法，以下对此方法进行简单介绍和总结使用中存在的问题。

1.系统构成

“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统结构如图所示。该系统主要由数据采集预处理系统、远程通信系统、监视分析与管理系统三大部分组成。

2.“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统的优点

“负压波法”在判断有无泄漏发生时，可能因为某些站内操作引起的非泄漏“压力下降”导致发生频繁的无意义报警，从而影响定位的准确性，更容易造成“狼来了”的恶性后果；“输量平衡法”的引入使得问题得到有效解决，因此，二者结合后，形成了优势互补，可以极大地提高泄漏监测的准确率，而且不需要安装两台压变，从而使其应用更加灵活方便。此方法不仅屏蔽了站内某些操作引起的压力下降，而且可以轻而易举地判断出是否发生了泄漏。为生产带来很大方便。

四、应用情况分析

管道泄漏检测系统在合水油田的应用，降低了工人的劳动强度，提高了工作效率，减少了原油输送过程中打空盗油及原油泄漏事件的发生。通过近4年的应用，该系统在对泄漏事件及管线打眼事件能够准确检测并报警提示，为生产带来很大帮助，减少了经济损失及对环境的污染。为了保证系统的高精度，在应用过程中还需注意以下几方面。

1.关于信号干扰与识别

在理想的信号状态下，要识别“负压力波”信号并不困难。但在实际生产中，信号中的电磁干扰等会造成压力下降的假象，加大了真正“泄漏压力波”的识别难度。系统具有准确的识别能力外，还需要有良好的抗电磁干扰能力。

要做到这一点首先要合理选择前端数据采集部分的硬件，采取良好的隔离和抗干扰措施，尽量减小电干扰对原始数据的影响。对于因工艺流程等引起的固有压力波动，理论上可以采用各种波形变换手段对采集到的信号波形进行变形分析处理。如：均值滤波、中值滤波、小波变换等。这需要根据管道的工况条件合理运用，才能起到有效的作用。

2.关于多分支复杂管网

输油管线大多不是一进一出简单管段，多是中间有一个或几个插入分支构成的复杂管网，这无疑给泄漏监测带来了很大的难度。一般说来，对于多分支管网，最好能在每个插输点安装采集装置，否则“管道输量平衡法”将失去有效的依据，无法把中间站的“减压操作”与确实发生的“泄漏” 区分开来。

3.关于多翻越管线

当管线穿越山梁沟壑，落差大时，就有可能形成半管油的充不满现象，阻断了压力波的传递途径，系统也就无法对泄漏进行定位。所以对于穿越山区的输油管线必须合理选择监测点并合理调整输油参数，必要时可以适当节流。

4.关于报警和定位模式

采用 “自动报警定位+人工核实”的模式是比较切合实际的，且此模式也必须在工况条件比较好的管线上运用才有一定的意义。因为这样可以充分发挥计算机的优势，有效地避免误报。倘若系统没有“人工手动核实”功能，一旦“自动报警定位”出现偏差，将无法作进一步的分析判断，有可能造成一些假象，引起不必要损失。

作者简介：杨柳，（1986年―）女，汉族，学历本科，于2009年毕业于西安石油大学（西安）自动化专业，在长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部从事数字化管理工作，助理工程师。

第五篇：CO2驱举升技术在低渗透、高气油比油井地应用

油气开采理论（报告）

题

目

Title

学生姓名 教学院系 专业年级 指导教师

学 号

完成日期

****年**月**日 CO2驱举升技术在低渗透、高气油比油井地应用

摘要：大情字油田属于低渗透油田，流体产量很低。在实施CO2驱后，携带液体能力明显增加。与此同时，出现了包括CO2的含量、套管压力、气油比地增加等一系列问题，而这些问题会影响泵的效率和举升效率。

结合生产动态规律和影响二氧化碳驱举升效率的因素,建立了参数优化设计模型。二氧化碳驱地突破和油气产量地增加受流体压力控制方法和合理的举升优化参数所约束。与此同时，形成了一种运用在高油气比油井的防毒举升装置，也发展形成了气举-泵协助-套管控制集成技术，该技术可以防止气体影响泵的效率并且提供一个气体旁路途径，也设计了利用气体泵送流体的方法。现场应用表明，该技术能满足油气比为300m3/t油井正常生产的需要，有效地把套管压力控制在2MPa以下，提高泵的效率12%，降低套管压力，以及改善油井的生产效率。

关键词: CO2驱，高油气比，举升技术，流体压力控制，防气设备

前言

位于吉林省的大情字油田属于低渗透油田，它的渗透率低于4×10-3μm2。自2008年以来，在黑―59地区实施了CO2驱先导试验后，已经恢复了该区的基础能源并提高了产量。然而，随着CO2填充在油井，70%的油井具有高二氧化碳含量并且气油比增加。其中，平均气油比增加13.7m3/t至273.2m3/t，达到高峰为2478m3/t；平均泵效率从76%下降到了58%。因此，常规举升工艺不能满足CO2驱油井的生产需要。要充分发挥油井潜能，应该加强CO2驱油井的举升参数优化和高油气比油井举升工艺的研究和应用。

1.举升参数优化

常规举升工艺参数优化设计不适合强CO2驱油井，因为进行完CO2驱油实验后会产生许多问题，包括二氧化碳含量升高，气油比的增加和套管压力增加。因此，要优化CO2驱油井的举升参数和实现油井最大化生产，对高含CO2油井应建立举升参数计算模型。

1.1模型地建立

CO2驱油井的管流计算模型几乎和常规管流计算模型相似，它可以通过组合模型来建立。考虑到气液两相流之间的相互作用、温度和压力地影响而建立的适合CO2驱油井的井筒流动动态计算模型：

式中：p——井底压力，kPa；

R——气体常数；

T——温度，K；

Vm——摩尔体积，l/m；

am、bm——参数变量；

考虑不同地层压力下有不同的CO2含量和流入动态曲线而建立的油井流入动态模型：

式中：qo——油井产量，m3/s； qb——饱和压力下产量，m3/s； qomax——最大产量，m3/s；

Pwf——井底流压，kPa； Pb——饱和压力，kPa。

1.2举升参数优化设计方法

首先，在井筒流动动态模型和油井流入动态模型的基础上，可以根据产量和井底流压之间的关系得出一个IPR曲线；然后，根据流入和流出的协调点，可以优化人工举升参数；最后，根据现场条件，性能设计得以优化和调整，如下图1.1。

图1.1 CO2驱油井举升参数性能设计过程

1.3举升参数优化设计例子

在1 #的黑—59井，泵的效率提高12%，同时，通过调整和控制行程、抽速、工作流体水平参数和井底流动压力，使油液生产稳定性略有增加。2.高油气比油井举升工艺

举升参数优化技术可以在一定程度上控制气油比和套管压力，也可以提高泵的效率。然而，一些井如果仅仅优化举升参数，那么不可能实现常规产量。因此，为了解决高气油比和高套管压力的问题同时优化了该两种举升工艺。

2.1气举泵辅助套管控制集成技术

首先，为了提高泵效，应该用气液分离器把泵内气体和液体分开，这样有助于减小进泵气体浓度。同时，分离的气体流入套管环空，然后经控制阀进入油管；之后，管道中流体浓度以及举升携带液在井口回压都降低。这样最后就实现了气举泵辅助套管控制，如下图2所示。

图2.1气举泵辅助套管控制集成技术图

（1）井下气液分离技术

由于大情字油田低产液量，高油气比和油田高CO2含量，因此通过多级分离原理设计出了一种新的气液分离器可以有效分离气体和液体。同时，为了获得一个更好的气液分离器效果，在含油区放置一个尾管，结果就可以实现双油气分离效果。

（2）套管压力控制技术

腐蚀会影响油井安全生产，它在套管壁和管外表面特别表现特别明显。当经过气液分离器分离的气体进入油套环空后套管压力增加。因此，为了举升携带液体，应该在井下大约200—200m深度范围安装一个压力控制阀，之后运用套管压力控制实现携带液体。

2.2防气泵技术

在分离过程中有一个限制：如果气油不很高，可使很少气体进去泵缸，这样泵的效率就会收到限制。因此，为了给泵内气体提供一个旁路方式，发明了一种放气泵。除了增加工作缸内流体充满系数，以及提高泵的效率，该泵还可降低气油比，并且减除气体中断现象。

上冲程下冲程3.现场实际应用

在黑—59油块、高套管压力7井实施了举升泵协助套管压力控制集成技术后，该井套管压力得到有效控制（在2MPa以下），泵效提高5.6%。这样实现了携带液地成功举升：在4口井首次运用了防气泵技术后，平均泵效增加15.5%，油的产量增加1.3t/d。通过进行参数优化、运用气举泵辅助套管压力控制集成技术和防气泵举升技术可以有效维持和实现产量最大化。泵的效率可以提高11.8%；因此，CO2驱油井可以实现安全、稳定和有效操作运行。

图2.2 防气泵工作原理

图3.1 防气泵技术在黑—59油田区块应用前后对比图

4.结论

二氧化碳含量高、气油比地增加和套管压力地增加已成为CO2驱油井的主要问题。因此，控制套管压力、提高泵效和改善油井产油量非常重要。（1）CO2驱油井和常规水驱井截然不同，为了实现产量最大化，应该在高油气比油井中进行举升参数优化设计；

（2）CO2驱油井的问题是会产生恶劣的套管腐蚀，同时会降低泵效，而气举泵辅助套管压力控制技术能有效地控制套管压力，提高举升效率。