油田化学品技术的创新 篇1
高含水后期油田的开发效益提高和油气成本控制的关键是“稳油控水”。油井产水会使得磁化井产生结垢, 从而进一步破坏砂层表面或运移细颗粒, 管壁的侵蚀更严重, 再加上其他问题, 油井就可能遭受到静液压负载的破坏。为延缓石油生产中的产水开始时间或产水量的上升, 控水措施也多就从化学和机械两方面来进行研究, 而本文对油田开发中的化学控水技术进行探究。
2 化学处理措施概述
2.1 渗透率封堵剂或胶凝剂
为堵塞孔隙空间以达到阻止流体流动的目的, 一般的做法是利用控制化学反应的形式在三维凝胶反应形成前, 就要把该材料投放到深处地层。其中硅酸钠溶液就不失为一种良好的材料, 它通过氨基塑料树脂或尿素脂来进行内部催化。与戊二醛交联的聚醋酸乙烯酯和与铬交联的聚丙烯酰胺材料是最著名的体系, 它们都是低浓度溶液, 泵入地层的溶液都黏度低, 因为它们的注入状态是非交联的。注入地下的溶液受到缓冲液和温度触发的控制后被激活, 从而高黏度的堵塞凝胶就这样形成了。由于这些材料会把含水或油的空隙都给堵塞上, 因而, 为防止产油带被封堵就需要充填辅助物进去。
2.2 相对渗透率调节剂
该调节剂在孔隙中起着阻碍水流的作用, 并且对油流的影响比较小。可是, 由于对镁离子和钙离子的抵抗性能较差, 以及剪切敏感性、温度的限制等, 因而包括硬葡聚糖和高相对分子质量聚丙烯酰胺的用于控水的聚合物的的作用效果逐渐遭受到破坏。
为此, 聚丙烯酰胺中要添加进带电基团, 以弥补耐温、耐盐性能差, 剪切敏感性差和对岩石的粘附力弱等问题的不足。而两性丙烯酰胺被乙烯酰胺三聚物替代后, 对水相的阻力效应和油井条件差的情况都得到了改善, 因而使用范围也相应扩大了。通常来说, 相对渗透率调整材料对油流的阻力要比对水流的2—100倍阻力要低, 而且至少是低于一个数量级且不高于2倍。这些处理措施对于原油产量的维持是最安全的, 假若充填得当, 可以提高控水的成功率。控水效果措施的效果还会受到生产压差或矿化度、PH值等变化条件的影响。也就是说, 控水性部分甚至完全会受到后期任何井调停处理的破坏。
3 充填方法
3.1 渗透性封堵剂
该封堵剂注入到自身水层底部、或油水界面下、或者是射孔层段的底部, 以在井身周围都以阻挡层的形式来达到阻止水垂向流动的目的。另外, 机械分流法是防止凝胶进入产油带或进入上部射孔的有效措施, 遗憾的是此项工作却没有在油田生产中得到广泛运用。为保持这些凝胶的低黏度, 对其的配方要求是为非固态状态且浓度要最低。同时泵注的时候要放慢速度且要优先流进水流通道, 以防止过多的凝胶侵入含油岩石。如果产水的唯一原因是井身周围锥进, 那么这类控水措施会达到理想的效果, 然而, 此类措施却对高含水带等的效果较差, 会降低原油产量和缩短有效期, 就经济上来说也是行不通的。
3.2 相对渗透率调节剂
相对渗透率调节剂无疑是控制出水量最有效和最安全的的处理。此调节剂把岩石都覆盖后才可以取得效果, 即井身周围的空隙中的油膜和稠油都可以被强制性驱除。以前预冲洗溶剂采用的是前置液, 可由于转换缺乏, 对岩层冲洗的效果不理想。让表面活化剂包相结合于控水配置, 以及黏度、注入速度等都极其重要。处理压力增大, 使得速度减慢, 从而岩层压裂就能避免。该调节剂一与岩石接触就立即会发生作用, 发生自身转换。与附着在干净的岩石表面相比, 相当多的处理剂注入油层后附着效果并不是很理想。
4 处理措施综述
4.1 渗透性封堵剂
注入最低速度可以根据注水测试来确定, 以让堵水处理可以持续进行。理论上来说, 斜坡是高于整体的话那么就可能会侵入油层。在这次处理中, 高于整体斜坡的井只有一口, 由于要防止地层堵塞, 注入速度也有所减缓。为在岩层处形成一个封堵层, 可以采取酚醛树脂与延迟交联PVAP以及酚醛树脂相结合的措施。因而, 径向穿透距离应设计为3—7ft。与此同时, 以低于1bbl/min的速度让CTU泵如岩层, 从而就能隔离底层。
4.2 相对渗透性调剂
处理结果显示表明, 由于在总体产量影响下也增加了含水量, 因而聚丙烯酰胺材料的处理效果并不理想。另外测试显示:前期岩在使用该系列材料并处理后, NFRR>25, 所以产水量会降低, 净采油收益就得到提高。通过挠性油管可以把处理液保存好以免井筒流体被污染。砾石充填井中注入硬葡萄糖处理液, 得到的结果是:有些井效果良好, 含水量减少, 原油产量得到提高。另一些井由于水和油产量均受到了处理液的影响, 因而总体产量骤降。
5 处理方法实施
相对渗透率类的处理液多用乙烯基暗三聚物或两性聚丙烯酰胺。对于调整浓度的确定一般是通过岩心流测试和地层渗透性所得的NFRR来判断, 然后做出优先选择。塔河碳酸盐岩油藏由于与古风化壳有关, 因而储集体类型较复杂, 非均质强, 稳油控水的难度较大。根据以往的工作经验总结, 提出如下措施方法:油井见水前要把生产压差严格控制住, 见水后则要压锥, 停喷后转抽或堵水, 效果不佳的可尝试酸、堵结合, 仍未见效的就进行注水试验或侧钻。最后显示, 这些措施效果显著, 开发量提高。此外, 根据生产井、注水井的资料和控水技术的程序, 对产水量高的原因做出了分析, 并排序和设计了桥口油田注水井、生产井的调剖处理和程序, 讨论分析了这三年桥口油田控水措施的结果。对油井和注水井的连通情况进行审定评价是最优化控水技术的重要环节。最后的评价结果显示, 注水井和生产井两者有着良好相关系数时, 则生产井在调剖后均受效。
6 结论
对油藏深化认识, 对挖潜方向进行确切调整, 把油田的开发搞好, 这些都是稳油控水的关键。通过研究分析后得出, 堵水调剖总体呈着降低成本的方向发展。另一种有效的辅助稳油控水措施是利用物理来处理, 它的施工技术简单, 不会对地层造成伤害, 且成本低。超微细菌选堵技术的提高油田开发后期采收率的一项新技术, 它具有良好封堵效果和高驱油效率的优点。研究结果还显示, 相对渗透率调整剂在饱和基体中的控水效果明显。一种新型乙烯酰胺聚合体材料现已被研制出, 经过测验证明, 相比以前的技术次材料产生的NFRR要更高。
7 结语
总之。油田开发的化学控水技术研究探索是项艰巨又漫长的工作, 对控水技术的不断优化也不是一朝一夕就能完成, 这需要研究工作者孜孜不倦地进行试验、分析和实践, 优化控水技术, 从而实现油田开发的持续稳定发展。
参考文献
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[3]余功铭, 王德发, 张绍华.油田开发化学控水技术研究[J]国外油田工程2006 (08) [3]余功铭, 王德发, 张绍华.油田开发化学控水技术研究[J]国外油田工程2006 (08)
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油田化学品技术的创新 篇2
1 问题的提出
首先,由于需要加热的软化水矿化度达到1 600mg/L以上,加热过程中结垢速度较快,严重影响了加热炉的热效率。全厂有加热炉163台,加热炉盘管每年平均结垢12mm,每台炉效下降35%左右,每天多消耗天然气400m3,因压差增大多耗电10k W·h左右,因此,2年就要清洗一次,每台次清洗费用3万元,每年需要清洗费用总计260万元。
其次,化学清洗因为没有具体的企业标准可执行,施工队伍采用的酸洗方案也无具体规定,基本是技术人员凭经验设计出来的,有时酸液浓度大了易造成加热炉盘管漏失,甚至造成掺水管线和回油管线漏失,带来的间接损失非常严重。每年因化学清洗造成盘管漏导致加热炉报废的有3~4台,油井管线漏失报废的有15条左右,严重影响了油井生产时率,年总经济损失在400万元以上。
另外,施工队伍在操作过程中执行制度尺度不一,在清洗操作过程中操作规程和HSE方案执行上也各不相同,因此,急需制定一项油田用加热炉化学清洗技术标准,在清洗液配方、化学清洗除垢操作、钝化过程操作、效果检验、安全环保要求上统一进行规范。
2《油田用加热炉化学清洗技术要求》标准的主要内容
2009年,为了圆满完成这项标准的制定,使其能更好地为油田生产服务,沈阳采油厂科技人员开展了广泛细致的加热炉结垢机理研究。首先对加热炉盘管的水样、垢样进行水质理化性质测试,结果显示主要成分为51%的钙镁、6.4%的石油类、42.6%的机杂,垢样表观特征为呈层状、垢层疏松、多数呈灰黑色、白色,无磁性;其次对加热炉的盘管结垢成因进行了分析,水质分析结果表明,水样为碳酸氢钠型,p H值达到8.5左右,呈偏碱性,易产生结垢,造成结垢另一原因是在高温下碳酸钙浓度达到过饱和,水质的总溶解固体和总残渣含量达到3 700mg/L,因此,形成以钙垢和污垢为主的垢层。
为了提高加热炉化学清洗除垢的效果,以及避免盘管和管线在化学清洗后腐蚀穿孔,科技人员与化工公司技术员进行了室内模拟实验,确定了以聚丙烯酸和水解聚马来酸等多种分散剂作为化学清洗配方的主要成分,其单剂和复配药剂的钙容忍度最低,确定了以锌盐为主要成分的缓蚀剂,在阴极部位,由于OH-的聚积使局部p H值升高,Zn2+能迅速形成Zn(OH)2沉积于阴极表面,抑制阴极反应起到缓蚀作用,另外还对钝化液的主要成分进行了优化[2]。
在上述工作的基础上,结合现场工艺条件,制定出企业标准《油田用加热炉化学清洗技术要求》,于2010年3月30日发布,5月1日正式实施,在作业程序上对加热炉化学清洗进行了严格、全面的规定,操作人员从前期施工准备开始,到清洗系统安装、操作程序、资料录取以及验收标准内容部分都一一进行了规范;在质量控制上对清洗液配方设计、清洗系统安装、化学清洗前冲洗流速、清洗液温度、化学清洗时清洗泵流速、化学清洗时间、钝化液循环时间、资料录取间隔时间及验收标准等参数都进行了量化;在安全环保要求上对施工队伍资质、人员培训、劳保用品使用、专用设备配备、现场硫化氢最大含量、废液处理等方面都做了全面、系统的规定。
3 应用《油田用加热炉化学清洗技术要求》的主要做法[3]
3.1 有的放矢制订清洗配方,保证清洗质量
不同区块的水质不同,结出的水垢成分也有较大区别,不同批次的加热炉盘管的材质也不尽相同。在标准实施前,所有加热炉都是在使用一个清洗配方,很难保证清洗效果。因此,该厂根据标准要求对每台炉的水垢和管材成分进行化验,根据化验结果设计本炉的详细清洗配方和制定钝化方案,真正做到了“一炉一方”,这种对症下药的措施,使化学清洗质量从源头上就得到了保证。
3.2 按照标准安装清洗系统,保证施工安全
现在临时管道的倾斜度都>1/200,降低了对化学清洗泵的阻力;鉴于化学清洗液对清洗系统管道本身造成的腐蚀,焊接部位应位于易观察之处,以便第一时间发现泄露现象,并且焊口尽量远离重要设备;为保证阀门的承压能力,在系统安装前进行水压试验,阀门压力等级高于清洗时相应的压力等级,认真检查清洗系统内阀门的灵活、严密、耐腐蚀情况,有铜部件的阀门、计量仪表等部件,在清洗前都拆除、封堵或更换成防腐的管道附件,不参加化学清洗的设备、系统与清洗系统进行切断隔离;安装进出管道时充分考虑热膨胀补偿措施,有效防止管道可能因受热膨胀造成崩断。
3.3 严格执行清洗操作步骤,达到预期清洗效果
清洗液温度升高可提高除垢效率,但也会加剧对金属的腐蚀,因此,清洗温度控制在60~70℃之间;用输酸泵把清洗液缓慢加入炉内,清洗初期清洗泵流速应控制在(0.05~0.2)m/s,加药速度太快会因炉内化学反应剧烈,造成清洗液气沫飞溅,清洗后期清洗泵流速提高到(0.3~0.5)m/s;清洗液进口选在加热炉盘管的出口,分次加酸,既可以除净加热炉出口部位的厚垢,又减小了对加热炉进口结垢薄部位的腐蚀;在清洗过程中每隔30min在取样点取酸化验一次酸液浓度,直至两次化验的酸液浓度差<0.2%为止,如果酸液浓度下降低于配方要求时,适量地补充缓蚀酸液。通过2年的化学清洗除垢实践,最后总结出:“长时间、低浓度、分次加酸、分部位清洗”的化学清洗除垢方法,先后清洗加热炉47台,既没有出现加热炉盘管堵塞,也没有发生加热炉盘管穿孔。
3.4 强化清洗效果检验工作,把好清洗质量关
为了检查加热炉的化学清洗效果,每次清洗结束后在加热炉进出口管线较高部位割管取样,每个取样长度不小于20cm;在计算除垢率时,对于清洗非常干净的金属表面,可用视觉清洁法进行检验,如果要用数点法确定洗净率时,除垢率不小于90%,洗净率不小于95%才算合格;清洗结束后,清洗表面形成良好的钝化膜,钝化表面应是均匀的银白色,不得有明显的腐蚀痕迹,焊缝表面不得有氧化色,不得有颜色不均匀的斑痕,对于清洗后碳钢材质的钝化膜质量,用酸性硫酸铜点滴液检验,点滴液由蓝色变为红色的时间不小于5s为合格;为防止未溶解的沉渣堆积在清洗系统或设备死角,清洗泵最大排量水冲洗,管道压力小于0.1MPa结束冲洗;在加热炉投运前,采取逐步加压的方法对加热炉盘管进行试压,观察30min无异常后方可正式恢复使用。
3.5 完善施工质量监督网络,促进质量监督工作走向规范化
在质量监督部门的统一管理下,各部门积极进行配合,建立了完善的厂级、作业区级、采油队级质量监督网络,配备了兼职质量监督员。在充分调研和征求各方意见的基础上,根据标准要求重新制定或修订了《加热炉清洗施工质量监督管理规定》、《质量监督员职责》等管理规定。这些监督管理制度对施工质量监督的管理范围、各级监督员职责、质量事故处理、队伍管理均有较强的指导作用,有力促进了加热炉清洗施工质量监督的规范化、标准化以及科学化进程。
4 生产现场推广应用情况[4]
2010年实施标准以来,共按照标准化学清洗加热炉47台,根据清洗前后统计数据来看:除垢率由标准实施前的82.1%提高到实施后的91.6%,洗净率由标准实施前的86.9%提高到实施后的95.4%;洗后炉效由标准实施前的67.4%提高到实施后的84.7%,排烟温度由标准实施前的56℃下降到实施后的47℃,清洗周期原来每年一次到现在的两年一次,平均每天多节气150m3,平均每天多节电4k W·h;平均腐蚀率最大值为2.91g/(m2·h),远远低于国家规定的6g/(m2·h)标准,盘管化学清洗漏失报废台次由标准实施前的每年3~4台下降到实施后的1台,掺水管线因残酸腐蚀漏报废数量由标准实施前的每年15条下降到实施后的6条。
5 经济效益分析
标准实施以来,共按照标准化学清洗加热炉47台,平均每天多节气150m3,累计节气352.5万m3,平均每天多节电4k W·h,累计节电9.4万k W·h,加热炉盘管清洗漏报废减少6台,掺水管线因残酸腐蚀报废减少18条,合计创造经济效益801.08万元。
6 结论
通过对《油田用加热炉化学清洗技术要求》标准的应用,实现了加热炉化学清洗施工标准化,对各种违章行为形成有效遏制,为安全施工奠定了基础;化学清洗加热炉较好地解决了盘管结垢问题,不仅除垢率提高了11.5%,炉子热效率提高了17.3%,节电、节气效果非常明显,而且腐蚀率降低了60%多,附加损失明显减少。它的应用既为企业解决了生产问题,又降低了能耗、创造了可观的经济效益,具有较为广阔的应用前景。
摘要：沈阳油田是全国最大的高凝油生产基地,在集输过程中广泛使用加热炉作为加热设备,由于介质中大量的钙、镁等离子高温下易在管道内壁析出,导致加热炉不同程度结垢状况存在,因此需要进行化学清洗除垢。为确保化学清洗的质量和安全,制定了企业技术标准,并从前期施工准备开始,到清洗系统安装、操作程序、资料录取以及验收标准等进行了规范。应用后加热炉热的热效率由以往的67.4%提高到84.7%,腐蚀率由应用前的6.34g/(m2.h)降低到2.91g/(m2.h),附加损失明显减少,解决了生产存在的难题,降低了能耗。
关键词：加热炉,化学清洗,标准
参考文献
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油田化学品技术的创新 篇3
按照油田所处地理位置和投入开发的先后，我国将陆上油田划分为东部油田和西部油田。东部油田为我国石油工业作出了巨大贡献，1999年东部油田年产原油11 570万吨，占我国陆上原油产量的81.4%，占我国原油总产量的71.5%。按石油工业十年规划，到2010年东部油田的原油产量仍占我国原油总产量的50%以上，因此，在以后十年乃至二十年间，东部油田仍是我国石油工业的主力产区。但是由于开发时间较长，东部多数油田已进入中后期开发阶段，面临诸如综合含水高、采收率低、油区环境恶化等问题。东部油田开发过程中遇到的困难，作为我国21世纪石油接替产区的西部和海上油田也必将遇到。解决好这些问题，既是东部油田持续高效开发的需要，也可为西部和海上油田的开发奠定技术基础。油田化学方法是解决上述问题的石油工程建设技术的发展方向之一。不仅如此，油田化学方法在解决东部油田开发后期遇到的问题上有着重要作用。据统计，1999年我国东部油田采用油田化学方法增加的原油产量为1 020万吨，占总产量的8.8%。随着恶劣地质条件下的油藏开发成为新一轮的石油开发热点以及石油工程建设技术要求的进步，油田化学方法的作用将越来越大。
油田化学方法发挥效应的关键在于通过系统设备，控制产品与应用之间的技术依赖来加强效能。这包括三个方面的含义：⑴化学方法是以高效、长效、廉价的油田化学产品为基础的；⑵油田化学品使用的优化决策技术是化学方法的关键；⑶配套的设备及工艺技术是化学方法实现的保障。单方面依靠油田化学品并不能解决石油工程建设中的问题。
2001年，国家发展计划委员会和科学技术部共同组织编制并发布了引导高技术产业发展的指导性文件《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南》，将油田化学品明确界定为急需优先发展的重点新型材料。从产品技术角度看，我国的油田化学品技术基本能够满足国内需求，部分品种研究与维护处理技术处于国际领先水平。但是在已经应用的产品系列中，在油田化学品研究的热点和重点领域上，国内与国外同类产品相比，在适应地质范围、简化施工工艺、效果及经济效益方面还不尽人意，且部分领域产品依赖进口。由于我国的地质、油藏情况复杂多变，随着勘探开采困难的不断加大，对于新技术的需求，对于质量、工艺、环境保护、成本等问题将越来越多地受到关注。
因此，油田化学产业发展的一个重要的战略问题是，怎样开发高效、廉价的产品，怎样处理产品技术与应用技术之间的优化互补关系，怎样加强相关企业之间的合作效应。随着恶劣地质条件下的油藏开发成为新一轮的石油开发热点以及石油工程建设技术要求的进步，油田化学产业面临前所未有的发展机遇与挑战。从技术层面来看，油田化学品技术向着什么方向发展，如何发展创新，成为一个不仅影响产业自身，而且影响石油工业健康发展的重要问题。在这个问题上，国家、企业、个人各应发挥什么样的作用？本文从技术扶持的角度，从创新应具备的基础的角度对以上问题提出若干意见。
二、油田化学品技术方向
1.国家支持的技术方向
从国家层面来讲，应侧重于学科领域的前沿性研究，侧重于重大的应用目标方向，以期提出解决重大关键问题的理论依据，这都是目前企业无法做到的，国家层面应支持的方向是积累开发未来产品所需的技术：
⑴油田化学新理论、新方法和新材料的创新领域。涉及内容有：化学增产增注(含提高采收率)的新理论、新方法和新材料的研究；稠油、超稠油降黏的新理论、新方法和新材料的研究；油水低温、快速分离的新理论、新方法和新材料的研究；确保油区环境安全的新理论、新方法和新材料的研究。
⑵油田化学储备技术领域。具体包括：三次采油后的提高采收率技术；超低温(低于30℃)、超高温(高于180℃)油藏的化学开采方法；超稠油、沥青砂化学开采技术；天然气水合物的化学开采技术。
⑶支持和引导油田化学品行业健康快速发展的领域。主要有：严重制约油田生产的油田化学品的研制与工业化生产；替代进口油田化学品的研制与工业化生产；可出口创汇油田化学品的研制与工业化生产。
2.石油公司、企业的支持方向
三大石油公司是我国油田开发的执行者，在“确保原油产量的前提下，追求最大的经济效益”的目标下，三大公司一方面要集中寻找新的油藏，研究提高老油田的采收率和降低开采成本，另一方面要树立长远的发展规划，打破封闭局面，与油田化学服务中心建立合作关系，支持它的发展。
油田化学品生产、应用企业的自主研究是以满足油田的现实需求、利润最大化为目标的。技术发展研究的方向主要集中在：1）油田生产急需产品的研制与工业化生产；2）有利于产品配套和系列化的油田化学品的研制和工业化生产；3）有利于产品换代和技术升级的油田化学品的研制和工业化生产。
三、油田化学技术创新战略运筹
1.资源与环境保障
我国油田化学品技术发展的弱势在于基础研究的前沿性薄弱和配套应用技术的落后，这两方面的改进需要庞大的智力资源、财力资源支持和政策保障。
智力资本的主要因素是人力资本和智力资产。智力资产是外在的既有知识体系，包括发明的专利、方法和数据库等，其对于研究工作是一个基础支撑。企业在引进技术，购买专利、设备时，先要进行专利、技术咨询，以较低的成本获得国内外技术信息和专利文献十分重要，这需要在油田化学品产业基地内建立一个专业化的数据库，以促进产业技术信息交流和查询，进而促进技术发展创新进程的加快。
人力资本则需要着重培养以下三方面的人才：从事基础研究，具有创新及奉献精神的科学家；拥有跨学科的多项知识经验的应用技术研究人员；具有创业精神和专业素质的企业家。
财力资源的支持主要体现在以下几方面：
⑴基础设施的建设。国家投入一定比例的资金支持创新基础设施的建设，其中包括大学、科研机构、油田化学品企业实验室或技术服务中心，也包括油田化学品生产、应用示范基地和其他创新支持服务机构的建设，其中对于技术服务中心和应用示范基地的建设给予重点支持。
⑵稳定科技资金投入。在前期建设粗具规模后，资金来源逐渐从政府支持向市场调控过渡，以政府的引导性资金引导企业的研究开发投入，将研究开发活动与企业的创新价值链连接，着重突出基础研究的前沿性和应用配套工艺的创新完善性。政府财政投入以科技项目为单位或是经费资助与贷款贴息相结合，鼓励企业使用科技贷款。政府对技术创新的支持要遍及整个创新链。
油田化学品技术的创新 篇4
大庆低渗透油层、特低渗透油层，其常用采出水处理流程有两种，一种为：油田采出水→一级沉降（自然沉降）→二级沉降（混凝沉降）→二级砂滤→注水站；另一种为：油田采出水→横向流装置→二级砂滤→注水站。
目前采出水回注处理工艺处理后水质能达到低渗透油田回注水的“8.3.2”（含油量≤8mg/L、悬浮物固体含量≤3mg/L、悬浮物粒径中值≤2μm）标准，技术较为成熟。但对于特低渗透油层要求的“5.1.1”（含油量≤5mg/L、悬浮物固体含量≤1mg/L、悬浮物粒径中值≤1μm）标准，国内还没有成熟技术。本项目根据目前国内外油田污水处理技术的发展趋势，开发了新型油田污水过滤工艺，经过本工艺处理后回注水达到“5.1.1”标准。2创新工艺 2.1工艺流程
针对目前回注水处理工艺无法满足特低渗透油层回注水水质要求问题，结合国内外油田污水处理技术发展趋势，大庆高新区百世环保科技开发有限公司与大庆油田有限责任公司第十采油厂进行联合开发，在为期两年的试验研究基础上，确定了一套特低渗透油田含油污水处理新工艺。
在油田采出水处理新工艺中首次将高效衡压浅层气浮技术与中空超滤膜分离技术应用于含油污水的预处理及深度处理中。首先，除硫装置去除废水中的硫化物，降低了硫化物对后继污水处理装置，特别是膜处理装置的影响；其次，高效气浮装置以及二级过滤保证了进入膜过滤阶段的污水水质，降低膜污染；最后，污水经中空超滤膜处理，水质达到了特低渗透油层回注水的“5.1.1”标准。2.2工艺创新
本工艺是在原有含油污水处理工艺的基础上发展起来的，保留了原有工艺的优点，并在此基础上增加了新的工艺流程和处理设备，提高油田污水处理效果，具有鲜明的特点：
（1）除硫技术及气浮技术的应用，使含油污水预处理效果提高了两倍多，主要表现为：第一，大量的钙、镁、钡等易结垢离子被去除；第二，除油率由传统工艺的30%～40%提高至97%以上；第三，对影响水质较突出及腐蚀性较强的硫酸盐还原菌起到了抑杀作用。预处理效果的提高，不仅有效地保护砂滤罐及精滤装置的长期、稳定运行，同时为膜法分离技术的应用提供了保障。（2）海绿石过滤+双层膨胀滤芯过滤器二级过滤技术提高了前处理水质，目前油田污水处理中普遍应用的是二级石英砂过滤，新型滤料海绿石能够提高污水处理效果，同时双层滤芯过滤器是处理的可靠保证，二者两用有效提高了前处理水质。（3）应用中空超滤纤维膜处理技术提高油田污水处理水质，众所周知膜处理是油田污水处理发展的方向，但是由于其污染后难以恢复，而在污水处理中未得到大面积的推广。本项目通过采用海滤石过滤+双层膨胀滤芯过滤器二级过滤技术提高了前处理的效果，同时对膜进行了改性处理，提高了膜的耐污染能力，从而有效保证了膜技术的应用。3创新工艺的应用
2006年，应用本套工艺在朝阳沟油田朝一联进行了处理量为500m3/d的现场工业化中试，大庆朝阳沟油田是大庆外围水驱方式开采的特低渗透油田，中试阶段对系统各阶段的出水效果进行了检测，工艺效果显著。3.1除硫装置
来水中含硫量过高会影响系统的出水水质，特别是硫的腐蚀性极易形成黑色颗粒物质，对膜处理设备造成影响，降低系统的处理效果，因此本工艺将脱硫装置置于系统的最前段，为后继处理提供保证。
朝一联来水中硫化物含量平均值为67.8mg/L。根据硫化物价态多，易被氧化生成沉淀的特点，工艺中的除硫装置与衡压浅层气浮装置同时形成氧化环境，将低价态的硫、铁、锰氧化沉淀去除；同时氧化环境抑制了硫酸盐还原菌的生长，除硫效果显著，气浮出水硫化物含量平均值达到0.8mg/L（回注水标准为S2-<2mg/L）。
3.2衡压浅层气浮装置
衡压气浮装置采用了先进的溶气技术，可产生直径20～40μm气泡，能有效地去除水中的乳化油及溶解油，是高效的油水分离装置。在进水指标为含油量≤300mg/L、悬浮物固体含量≤200mg/L，出水指标为含油量≤8mg/L、悬浮物固体含量≤25mg/L时，衡压浅层气浮装置对来水中油的去除率在97%以上；对悬浮固体的去除率在60%以上，运行效果稳定。
由于膜装置对进水中含油量要求非常严格（含油量≤3mg/L），传统工艺无法达到，而衡压浅层气浮装置极好的除油能力，减轻了后续过滤装置的负担，保证了膜装置的稳定运行，延长了膜装置的使用寿命。3.3海绿石过滤装置
海绿石是根据油田污水处理发展的实际情况所开发出的新型滤料，具有比石英砂滤料更大的表面积，因此过滤效果优于普通石英砂过滤器，将其作为一级过滤装置，主要目的在于去除污水中的悬浮物，为膜处理提供水质保证。海绿石过滤器对水中油及悬浮固体去除效果较好，过滤后水中油的含量平均值为0.22mg/L，悬浮固体含量的平均值为4.30mg/L，明显优于普通石英砂一级过滤设备。
3.4双层膨胀滤芯过滤器
双层膨胀滤芯分离技术是微滤膜分离技术与弹性纤维绕制技术相结合使用的固液分离技术。污水首先经过下层的单层滤芯，为上部过滤提供水质保障。上部为保安部分，采用双层膨胀滤芯，滤芯内层为微滤膜，保证出水的精度，膜的过滤孔隙为0.5μm。外层为特殊牵引技术缠绕的疏油改性纤维弹性丝，孔隙为2μm，对大颗粒杂物和油起拦截作用，保证保安层有足够的纳污能力。通过双层膨胀滤芯过滤器有效提高了污水处理效果，出水油和悬浮物浓度明显降低，该阶段处理后出水水质，油的含量平均值为0.14mg/L，悬浮固体含量的平均值为2.05mg/L，达到了低渗透油层回注水标准（“8.3.2”）。正是在双层过滤的作用下，出水油和悬浮物浓度大幅降低，达到了膜处理装置进水要求，为膜处理提供了良好的保证。
3.5中空纤维膜超滤装置
中空纤维超滤膜装置采用6英寸（152.4mm）高抗污染聚偏氟乙烯（PVDF）外压式UOF-IV-511（油田专用膜组件）中空纤维超滤膜组件，每只膜组件长度为1730mm，纤维内径0.7mm，外径1.2mm。纤维膜孔径为0.03μm，单支组件的有效过滤面积为37.5m2。共采用14支超滤组件及其配套设备构成连续膜过滤CMF系统，系统采用恒定出水流量和错流过滤的方式，实现连续自动运行，系统回收率大于95%。
中空超滤膜装置对水中油及悬浮固体去除效果稳定，膜后出水油的含量平均值为痕迹，悬浮固体含量的平均值为0.32mg/L，粒径中值的平均值为0.82μm，中空超滤膜后出水达到了特低渗透油田回注水的“5.1.1”标准。
同时试验也对中空纤维膜超滤装置参数进行了研究，产水量20m3/h，错流水量7m3/h，气水反洗时间60s，气水反洗周期25min，化学清洗周期为30～210d（膜前一级海滤石过滤装置化学清洗周期为45d，双层膨胀滤蕊过滤器化学清洗周期为210d），化学清洗方式为酸洗后碱洗，运行压力0.09MPa，进出水压差≤0.08MPa，反冲洗后膜通量基本可恢复到原有水平。从以上可以看出，采用本工艺处理油田污水膜污染较轻，从而克服了膜处理油田污水污染重，难以持续运行的问题，保证了膜技术在油田污水处理中的应用。4整体工艺处理效果
在对各阶段出水进行研究的基础上，本项目对于采用本工艺系统处理效果进行了连续检测，结果见表1，其中各项检测数据均为平均值。从表中可见，采用本工艺处理油田污水能够达到特低渗透油层回注水标准（“5.1.1”），细菌及各项指标都能达到相关要求。出水效果好主要在于膜技术的应用，通过应用超滤膜使污水中油和悬浮物浓度明显降低，特别是去除了污水中小颗粒的悬浮物和溶解油。同时本工艺通过改善前处理工艺流程，有效提高了膜过滤预处理工艺出水水质，从而有效解决了膜处理技术在油田废水应用中存在的膜污染问题，延长了膜的使用寿命，为膜技术的推广提供了实践基础。5结论
油田化学品技术的创新 篇5
技术创新能力是企业技术能力发展的核心能力。国际学界研究技术创新的历史较早,但创新能力的相关研究却起源于20世纪80年代[1]。由于指标选择方法、指标可获得性和指标可计算性直接决定评价方法的应用范围,所以建立技术创新综合评判模型是科学合理、准确客观测度企业技术创新能力的基础。本文结合油田开采业的技术创新指标体系,建立了综合评判模型,并对某一基层单位的技术创新能力进行了量化评价。
1 油田开采技术创新能力评价建模基础
采用n个指标来测度和评价一个既定的目标W,那么这n个用于测度的指标就构成一个空间A。从数学的角度来看,空间A属于n维空间。综合评价的第一次映射,就是利用某种形式的n个函数f,将各项待测度指标的实际值xij转化为各项指标对应的评分值yij,即yij=f(xij)。即将n维空间A映射到与之相对应的空间B之上,数学标记为f:A→B。其中,空间B是由n维空间A变化而来,因此其自身也应该属于n维空间,与空间A所不同的是,B空间中的每一维均无计量单位。通过某一个特定的映射f,n维空间A中的点aij就映射到n维空间B中的bj。
综合评价的第二次映射在原理上与第一次映射是相同的,但是其在形式上是利用加权平均法,将既定目标W的各项待测度指标值yij转化为一个综合标值Zj,即Zj=φ(yij,wi)。从数学空间角度上来看,可以理解为将n维空间B映射到空间C之上,亦即φ:B→C,但是要注意此处的空间C属一维空间而不再是n维空间。
2 油田开采技术创新能力评价模型的构建
熵是一个热力学中的基本概念,通常情况下用其来表征系统状态的一种不确定性,是热力学中测度不确定性的一种指标。熵在信息论中表征的是信息系统无序程度。具体的来讲,如果某个待研究指标的信息熵越小,这就表明该指标值的变异程度越大,即其所提供的信息量应该越大,对于在综合评价中其对应的权重值也应该越大,反之其权重也应越小。
系统可能处于几种不同的系统状态,并且出现每种状态的概率分别为pi(i=1,2,…,n)时,系统的熵为[2,3,4]:
1)选取待评价的K(K=1,2,…,m)年份,i(i=1,2,…,n)代表评价指标,同时构造评价指标水平矩阵X,矩阵中Xik表示K年份的i指标所对应的水平值。
2)计算接近度Dik
其中,X*i所表示的是评价指标中的最优值,判定标准为正指标对应的数据值越大越好,而负指标对应的数据值越小越好。此时我们可以通过计算得到接近度矩阵D=(Dik)nm。
3)归一化处理
使得
4)计算评价指标i的条件熵Ei
其中
5)用Emax对Ei进行归一化处理,得表示评价指标i的重要性的熵值:
6)由e(di)确定评价指标i的评价权值Qi
其中
7)计算决策量Sk
其中d*i为矩阵d的第i行的最优值,Sk的含义代表了年份之间的优劣程度,其判定标准是Sk小的年份优于大的年份,最终可以根据Sk的大小来对各年份中油田开采技术创新能力进行排序。
3 油田开采技术创新能力评价指标体系
层次分析法是一种可以有效解决定量问题和定性问题相混合的研究方法,其突出特点在于基于一定的逻辑关系量化一些多层次问题的研究过程。在子系统的层次上进行分析,通过逐层上推的方式最终进行总体问题的综合分析或决策。采用熵权法来确定具体指标的权重,这样可以充分利用数据本身的特点,兼顾数据自身和实际经验两方面。
本设计第一层指标1项:技术创新能力综合值。
第二层指标3项:创新投入能力、创新实施能力、创新产出能力。
第三层指标19项,其中创新投入能力指标7项:即科技活动人员数,科技活动人员占从业人员比重,科学家和工程师占科技活动人员比重,科技活动经费总额,科技活动经费占产品销售额比重,科技活动人员人均科技活动经费,企业办科技机构数。创新实施能力指标9项:研究和发展(R&D)经费投入强度,有科研机构企业所占比例,购买国内技术经费,技术改造经费,技术引进经费,消化吸收经费,微电子控制设备占生产经营用设备原价比重、新产品开发经费占科技活动经费比重、工程技术人员比重。创新产出能力指标3项:新产品销售收入,新产品销售收入占产品销售收入比重,申请专利数。
4 油田开采技术创新能力的量化评价
样本容量来自油田某基层生产单位,首先收集了1993-2000年反映第三层的19项指标数据样本容量,然后根据按照式(1)—(2)进行计算,得到Dik,共16×19=304组数据,然后按照式(3)进行归一化处理,再根据式(4)计算出Eik,之后根据式(5)—(6)计算权重Ei、E(di)、Ee和Qi,最后通过式(7)计算出Sk值,结果如表1所示。
通过表1可以看出,该单位整体的创新能力虽然整体上不断增强,但是在某些年份出现波动的现象。这说明时间维度并不是创新能力的唯一衡量标准,其还同时受到国际环境、国内环境等多方面因素的影响,要针对具体时段的特殊环境对技术创新能力做更细致的分析。
经油田开采有关专家分析,上述规律大致符合油田生产过程中的技术创新发展规律。
5 结论
1)基于信息论中熵的概念构建的油田开采技术创新能力评价数学模型,可以较细致的对企业技术创新能力进行量化评价。
2)油田开采技术创新能力评价指标体系科学、全面,层次性强,便于观测。
3)从油田某单位的量化评价结果可以看出,我国油田开采的技术创新能力在总体上呈现出不断增强的良好趋势。
参考文献
[1]陈劲.永续发展——企业技术创新透析[M].北京:科学出版社,2001.
[2]李柏洲,苏屹.区域科技创新能力评价体系的优化及实证分析[J].情报杂志,2009(8):80-84.
[3]王彪,段禅伦,吴昊,宋永刚.粗糙集与模糊集的应用及研究[M].北京:电子工业出版社,2008.
油田化学品技术的创新 篇6
长庆油田注水站的种类主要有清水注水站、采出水回注站、清水和采出水分注站及小型橇装注水站, 这些站点分布广, 数量多。清水注水站由小规模分散建站改进为大规模集中建站, 减少劳动定员, 节约了运行成本。采出水回注站一般与联合站合建, 联合站脱出采出水就地处理, 就近回注。清水和采出水分注站是在注水泵房内同时设有清水、采出水两套流程, 两流程通过一台共用注水泵连接, 便于清水或采出水注水量调节。小型橇装注水站适用于特低渗透油田开发中的超前注水区块、注水井较少的试验区块和正规注水站覆盖不到的边远小区块。
近年来, 长庆油田在注水泵的防腐技术、防振减振、延长易损件寿命、降低能耗、提高效率、安全防护、节约投资、降低成本、数字化管理、规范化管理等方面开展了一些探索与试验, 逐步形成了适合长庆油田注水泵的一些技术、配置与方法。
二、技术应用与取得的成果
1. 结合生产工艺实际和节能降耗要求, 优化注水泵运行管理。
(1) 常规注水泵工艺是在泵前设计喂水泵, 以保证注水泵充足的供液量。长庆油田近一半注水泵实际运行排量在20m3/h以下。为此, 采取利用注水泵与水罐之间的标高差、增大注水泵进口管线直径以及改为双进口管线供液等措施, 实现了137台注水泵 (占注水泵的12.5%) 可在不用喂水泵状态下运行。
(2) 针对注水泵实际排量与配注量不能很好匹配, 多余水量通过站内打回流处理的情况, 结合节能项目, 累计对467台注水泵完成变频技术改造, 使得油田42.5%的注水泵无回流注水。
(3) 同时, 对其它注水泵通过更换皮带轮、改变柱塞直径等措施, 调整注水泵运行排量, 使其额定排量与实际配注量较好吻合。
2. 结合油田安全隐患治理, 制定《长庆油田往复式注水泵技术规范》, 加强注水泵的技术配置与安全管理。
近年来, 因注水压力逐步升高、泵体局部腐蚀、管网振动、结构缺陷、防护不全等引发蓄能器飞出、泵体开裂、管网刺漏等时有发生, 给站库安全管理、人员操作、生产运行带来很大威胁。对此采取了以下措施。
(1) 明确蓄能器配置标准。针对一些站点注水泵管网振动严重、厂家配置蓄能器过小的问题, 全部进行更换并增大蓄能器设计容量1~2个等级;并且将蓄能器的配置规格型号从8个减少到现有的5个, 增强蓄能器的互换性。针对蓄能器飞出问题, 一是对现有注水泵蓄能器采取防护加固措施;二是把蓄能器与三通的内螺纹连接改造为外螺纹连接型式;三是严禁将蓄能器安装在泵头缸体上;四是规定蓄能器过流部件材质和防腐加工处理工艺。新泵全部按此配置标准执行。
(2) 规范注水泵防护罩标准。针对过去注水泵无防护罩或防护罩不规范的问题, 一方面督促各单位对现有注水泵防护罩进行规范, 另一方面在注水泵采购中明确要求配置, 确保油田注水泵100%配置防护罩。
(3) 规范注水泵的泵头型式。针对泵体开裂的问题, 经过故障分析论证, 立式分体锥阀的吸入阀与排出阀之间为高压交变载荷区域, 其十字孔相贯线处存在应力集中, 易造成液力端泵头开裂。为此, 明确规定额定压力16MPa以上 (含) 的注水泵液力端缸体全部采用卧式组合阀结构。
3. 试验双导向定位密封锥形组合阀结构液力端泵头缸体。
针对采出水注水泵进、排液阀使用寿命短、检泵频繁的问题, 2012年5月, 在采油三厂虎狼峁作业区柳三转3#采出水注水泵上改造试验了双导向定位密封锥形组合阀结构。在运行参数不变的情况下, 该泵进、排液阀已经正常运行2 208h, 较改造前的寿命提高了700h, 泵效提高到90%以上。双导向定位密封锥形组合阀特点是, 金属阀板锥面上装有非金属密封结构, 当泵阀落座时可减缓冲击并在关闭时增加密封接触面, 改善密封性能, 提高了阀组的寿命;定位密封锥形阀在开启和关闭过程中有双重导向, 从而保证锥阀与阀座的对中性和密封性;进液阀和排液阀共同组合在同一阀座上, 安装、拆卸方便;组合阀装在泵头中, 泵头中相交孔的应力集中处没有交变载荷的产生, 从而保证了泵体在高压力作用下不会开裂。
4. 试用延长柱塞与盘根使用寿命的新技术。
(1) 新型隔膜式注水泵。针对注水泵柱塞及密封函体受采出水腐蚀而使用寿命短、更换频繁的问题, 2009年11月, 在超低渗透油藏第二项目部元西一转引进试验隔膜式注水泵1台, 试验期间经过改进和优化, 性能稳定。与同参数的3175Pa-17.3/20型注水泵相比, 柱塞寿命提高到15 000h, 为普通注水泵的3.5倍;填料寿命提高到15 000h, 为普通注水泵的26倍;维修次数明显减少, 年维修费用只有普通注水泵的13%。该型泵采用前置式护膜板和循环压力平衡系统, 延长了隔膜片的使用寿命, 柱塞和盘根在油润滑状况下, 不会产生异常温升现象, 使“易损件”成为“非易损件”。
(2) 柱塞填料密封同步隔离技术。为延长易损件使用寿命, 通过利用密封腔密封润滑介质 (抗乳化油品) 良好的润滑性能, 使密封介质与输送介质达到自动安全隔离状态, 克服柱塞往复运动期间与填料摩擦副的摩擦功耗以实现降低柱塞与填料间摩擦损失, 2011~2012年, 先后在采油三厂油二联改造4台、靖四联改造2台、盘二注新安装1台注水泵, 试验同步隔离技术, 该技术的试验将注水泵的盘根寿命提高了1 000h以上, 降低注水单耗9.9%。
(3) 柱塞与中间杆的自动对中调心技术。现有注水泵的柱塞和中间杆采用卡环或螺纹连接两种型式。卡环连接可以对上下左右不同心进行一定程度的调节, 但卡环容易松脱引起曲柄连杆机构机械事故;螺纹连接是刚性连接, 在加工、装配误差及自重的共同作用下, 轴线与孔中心线不可能完全重合, 存在径向偏差, 易造成十字头径向负荷增加、电机输出功率增大、十字头及滑道磨损、连杆瓦偏磨、柱塞偏磨、寿命缩短等问题。针对这两种连接型式的不足, 2011年1月, 在采油三厂油二联2台注水泵液力端总成改造试验了柱塞与中间杆自动对中调心技术。改造后泵排量从31m3/h提高到39 m3/h, 注水单耗从0.311 1k W.h/ (m3.MPa) 下降至0.266 7k W.h/ (m3.MPa) , 易损件平均寿命延长近1 500h, 运行振动减小, 运行平稳。
(4) 陶瓷柱塞技术。针对采出水腐蚀性强, 注水泵使用寿命短的问题, 2007年开始, 试验了陶瓷柱塞。到2012年的5年间, 有低温烧结、等离子喷涂、爆炸喷涂、激光熔覆等多项陶瓷柱塞工艺技术在现场试验, 使用寿命从168h到10 120h不等。采油三厂靖二联试用的一根氧化锆低温烧结陶瓷柱塞使用寿命为10 120h, 而油二联试用的一根氧化锆低温烧结陶瓷柱塞使用寿命为6 155h, 使用寿命是同台泵普通柱塞的3~4倍。以上试验数据说明陶瓷柱塞确实具有耐磨、耐腐蚀的特点。但由于烧结工艺复杂、质量差别大、产品种类繁多、安装条件高, 适用于油田采出水注水泵的陶瓷柱塞仍需逐步积累产品选择和工况匹配的经验。
(5) 柱塞表面喷涂技术。超音速火焰喷涂工艺相对常规火焰喷涂工艺, 粒子速度从30~180m/s增加到500~800m/s, 涂层的致密性孔隙率从10%~30%降低至1%~10%, 涂层结合强度从14~28 MPa增加到60~90MPa, 涂层增氧量从4%~6%降低到0.2%。可提高柱塞的表面粗糙度Ra值达0.2、表面硬度达HV750以上, 提高柱塞耐磨性。经现场试验证明, 该技术使注水泵柱塞的使用寿命提高1 500h。
(6) 优化盘根材质选型与组合。针对高压注水泵填料盘根寿命短的问题, 试验碳纤维盘根、增强型碳纤维盘根 (二次烧结高强度的碳纤维填料盘根) 和复合芳伦盘根3种填料盘根的密封效果。实践证明, 在泵压小于16MPa时, 可以采用碳纤维填料盘根或增强型碳纤维填料盘根;但在泵压高于16MPa时, 碳纤维填料盘根和增强型碳纤维盘根的密封性较使用复合芳伦盘根寿命短450h。
针对注水泵盘根寿命较短的问题, 探索“13141”盘根组合方案, 与“181”盘根组合方案相比, 半年节省盘根数量10个/台, 注采出水和注清水泵的盘根寿命分别提高370h和399h。但是该结构是否对柱塞的寿命有影响正在进一步的跟踪试验中。
三、结语
近年来, 长庆油田紧密围绕油气生产工艺和节能降耗、安全隐患治理等工作要求, 通过制定《长庆油田往复式注水泵技术规范》, 加强了注水泵的技术配置, 明确了蓄能器、防护罩配置标准;通过新设备、新技术的应用及强化注水泵技术与运行管理工作, 减小了注水泵因流量脉动导致的压力波动, 提高了防腐蚀性能, 延长了使用寿命, 实现了往复式注水泵安全平稳经济运行。参考文献:
摘要：长庆油田某公司生产的注水泵额定压力在20MPa以下性能较稳定, 但当额定压力在20MPa以上时一般故障较多。为此开展注水泵技术优化创新, 制定注水泵订货技术规范, 统一技术配置与运行管理, 引进试用先进设备和材料, 提高注水泵及易损件寿命, 缩短故障停机时间, 提高了注水时率和注水系统效率。
关键词：注水泵,柱塞泵,离心泵
参考文献
油田化学品技术的创新 篇7
为加强化学药剂的使用管理，保证化学药剂长期安全使用，防止化学药剂在进货、验收及使用中出现管理漏洞，特制定本管理规定。
一、管理规定：
1.队长、技术员、班长对入站、点的进料和日常管理、安全使用和储存负责。
2.每批次化学药剂必须经生产部和技术监督科共同抽样送胜利油田采油院检验，检验合格后方可使用。
3.进料时，应由队领导、班长进行交接，并做好详细记录，记录单包括化学药剂的种类、型号、生产厂家、生产时间、保质期、数量（入站必须进行精确计量）、特殊特性及进料时间，记录单一式三份，由队长、和班长分别签字，其中一份交给生产部，一份由队领导保管，一份由班长保管，月底三方核对一次。
4.站、点要建立化学药剂使用管理台帐，详细记录每天的进料数、用料数、加药时间、药剂泵排量及空桶数，并且由上小班人员每班进行交接，队领导和班长监督。
5.站、点工人投加化学药剂时（必须穿戴齐全劳保用品），空桶内化学药剂剩余不得超过30克，并且严格执行交接班制度，队领导和班长负责监督。
6.站、点储料地必须保持干净，防止日晒，防雨，温度（大于0℃、小于30℃）,通风条件好，杜绝明火，化学药剂分种类、分批次 摆放整齐有序，容易发生反应的两种药剂必须隔离放置在安全范围2米外，同种药剂按进料的先后顺序使用，避免药剂过期变质；加完料后加料口附近不得残留化学药剂。
7.站、点加料所产生的空桶站上不得私自处理，必须由XX油公司按照有关规定统一处理。
8.站、点严格按照相关部门制定加药量加注，厉行节约，杜绝浪费，化学药剂加药必须保持连续平稳，不得间断投加。9.化学药剂禁止饮食；避免剧烈碰撞。
10.生产部不定期对站、点储料地、化学药剂台帐、药剂加注地进行检查，并将检查结果纳入XX油公司月度双文明考核评比当中。
二、药剂配制
a)药剂配制时，必须穿戴齐全劳保用品，电器操作人员必须戴绝缘手套。
b)化学药剂进料后，仔细检查桶装药剂，易挥发药品将桶盖拧紧，按规定分类摆放。
c)配制含有挥发物质的药剂（如：破乳剂、清蜡剂），禁止烟火，夏天开桶时应先拧动桶盖让蒸气放出后再完全打开。d)凡能产生毒气和刺激性气体的化学药剂，贮存容器必须密封好，外环境通风好，操作时必须穿戴工作服、眼镜、口罩、乳胶手套，工作完后彻底洗手。
e)在施工中，有腐蚀的化学药剂如不慎将药剂溅到皮肤上，必须急时用大量清水冲洗15-20分钟，严重者及时到医院检查治 疗。
f)配制人员应掌握常用药剂的化学危险性，严格按操作规程配制。
附：药剂化学性质危险性
清洗剂 无毒 无腐蚀 不挥发 不易燃 水溶性 阻垢剂 无毒 有腐蚀 不挥发 不易燃
清蜡剂 无毒 有腐蚀 挥发 易燃 闪点35℃ 缓蚀剂 无毒 有腐蚀 不挥发 不易燃 杀菌剂 低毒 有腐蚀 不挥发 不易燃
破乳剂 低毒 有腐蚀 挥发 易燃 闪点20℃ 防膨剂 无毒 无腐蚀 不挥发 不易燃 驱油剂 无毒 有腐蚀 不挥发 不易燃 净水剂 无毒 无腐蚀 不挥发 不易燃
破乳剂与缓蚀剂可以发生反应;阻垢剂与缓蚀剂可以发生反应。
三、化学药剂配制浓度
注水站 阻垢剂和缓蚀剂:配制浓度200ppm，杀菌剂：配制浓度60-80ppm，净水剂：配制浓度3-5ppm，清洗剂：配制浓度4%;清蜡剂: 每口井每天每生产1吨原油需加4—5公斤清蜡剂，下空心电热杆的井药剂量减半;防膨剂和驱油剂：配制浓度按设计执行。药剂量=配制浓度*处理液量
四、化学药剂安全操作规程
以危险性比较高的：清蜡剂、破乳剂为例，其它化学药剂安全操 作规程根据范例的相应部分执行。
清蜡剂安全操作规程
1.产品简介及危险性概述
清蜡剂是由多种表活性剂及有机溶剂复配而成，具有溶蜡速度快、闪点低等特点，同时也是一种易燃易爆的危险品。2.急救措施
如不慎溅入眼睛或接触到皮肤，立即用清水清洗即可，严重者去医院就诊，误食必须去医院就诊。3.消防措施
如发生火灾请用干粉灭火器1211、二氧化碳灭火器、清水等灭火。
个人预防措施：除去火燃并使空气流通。避免吸入烟雾或雾气。
4、泄漏应急处理
泄漏：用不易燃的吸收物质如沙、土、蛭石、硅藻土、挖制和收集泄漏物，并根据当地规定处理及储存，置于适当的容器中，被污染的区域应立即用适当的污剂清理。切勿排入排水沟及河道。如果该产品污染了湖泊、河流或下水道，请根据当地法规通知适当的权利机构。
5、操作处置与储存
①在操作过程中操作人员应穿戴好劳保用品（戴好眼镜、口罩、乳胶手套等），宜存放阴凉通风处，防止创击，防止暴晒，并且远离火源。②加药前，熄灭水套炉的火，先放套管气，放套管气不能放得太快，以防止油层出砂。
③按设计好的加药浓度计算药量，将清蜡剂从套管闸门加药口处直接加入，也可以用水稀释后加入，注意加药过程中要严格执行工艺设计的加药量并做好加药记录，记录要准确、清晰。
④电流测定加药前、后间隔1.5小时。
6、废弃处理
不允许排入下水道、水渠。原料及容器必须应成危险废弃物处理。
破乳剂安全操作规程
1.产品简介及危险性概述
破乳剂是一种聚氧丙烯聚氧乙烯醚型（苯）原油破乳剂，主要用于原油集输输站破乳脱水和炼油厂原油的脱水脱盐处理，具有脱水速度快，脱出水颜色清、加药量小和脱水率高等优点，同时也是一种易燃易爆有毒的危险品。2.急救措施
如不慎溅入眼睛或接触到皮肤，立即用清水清洗即可，严重者去医院就诊，误食必须去医院就诊。3.消防措施
如发生火灾请用干粉灭火器1211、二氧化碳灭火器，勿用清水等灭火。
个人预防措施：除去火燃并使空气流通。避免吸入烟雾或雾气。
4、泄漏应急处理
泄漏：用不易燃的吸收物质如沙、土、蛭石、硅藻土、挖制和收集泄漏物，并根据当地规定处理及储存，置于适当的容器中，被污染的区域应立即用适当的污剂清理。切勿排入排水沟及河道。如果该产品污染了湖泊、河流或下水道，请根据当地法规通知适当的权利机构。
5、操作处置与储存
①在操作过程中操作人员应穿戴好劳保用品（戴好眼镜、口罩、乳胶手套等），宜存放阴凉通风处，严禁进水，不可靠近明火。
②使用前检查药剂罐、管线、流程有无泄漏情况。
③根据设计好的加药浓度，将药剂用计量泵直接加入脱水流程即可，水溶性破乳剂也可以用水稀释后泵入管道中，注意加药过程中要严格执行工艺设计的加药量并做好加药记录，记录要准确、清晰。
6、废弃处理