降低分水器出油含水率提高分队计量准确性
运用“四量”管理法,降低低渗区块计量误差
运用“四量”管理法，降低低渗区块计量误差【摘要】低渗区块油井间歇严重，造成计量误差大，本文以桩74区块为例，通过分析影响产量的因素，找出管理中的“短板”，持续改进，低渗区块运用“四量”管理法降低接转站计量误差，计量误差由18.3%降到了2.2%，并总结出了一套低渗区块产量平稳运行办法。
【关键词】计量误差低渗区块气压温度掺水套压桩74区块共有正常生产油井58口，以低渗透区块油井为主。
油井具有产能低、间歇严重、含蜡量高、凝固点高等特点，生产管理难度大，接转站计量误差波动较大。
通过分析影响产量的因素，找出管理中的“短板”，持续改进，低渗区块运用“四量”管理法（即气压定量、温度适量、掺水准量、套压限量），降低桩74接转站计量误差，计量误差由18.3%降到了2.2%，也总结出了一套低渗区块产量平稳运行办法。
1 气压定量运行，减少产量波动变化大桩74块油井升温井47口，大小升温炉109台，每天用气量在7100m3，在接转站低气压或气压波动波动较大时，由于井距远、升温炉多等特点，调整炉火工作量大，平均单站调整炉火时间为2.2h，并且还要进行跟踪复查，影响时间长、调整周期长，直接影响接转站交油。
针对这个现象，一是采取了高气压运行；二是采取气压定量运行方式，接转站气压预警值由以前的0.03-0.04Mpa改为0.05Mpa，在接转站气压预警时，根据每日运行的套管气储备明细表安排班组有序向系统内补充，并组织排查管线是否破漏、外单位是否盗气、是否有停躺井等，确保气压在最短时间内恢复到预警值以上，既减轻了职工来回调整升温炉炉火的劳动强度，又确保了升温炉在恒压下升温运行，避免了系统温度忽高忽低、管线液体流速忽快忽慢的现象，实现了接转站的系统平稳运行。
2 温度适量运行，降低原油流动阻力，提高原油输送能力桩74块油井最高凝固点在57℃，平均含蜡量在21%，平均单井液量9.1t/d，而且井间距离远单井管线长，管线内流体流动速度较慢温降大，如果升温不到位就会出现原油附着在管壁上，管径缩小回压上升，严重堵塞管线，对应的接转站会出现含水上升、产量下降等现象，造成产量随着升温的变化而出现较大变化，相应的就会增加接转站值班职工加密化验跟踪含水、采油班组夜间打盗油、油井加密计量以及其他方面的排查等工作量。
多措并举,提高掺水计量的准确性
多措并举,提高掺水计量的准确性摘要：掺水伴输降粘是保证粘度大、集输困难稠油井集输的重要手段，准确计量掺水对于把握油井的生产脉搏具有重要的意义，针对影响掺水计量准确性的因素，通过整合掺水油井的生产状况、掺水流程、掺水表类型等资料，为每口掺水井建立单井掺水动态管理档案，通过严格按照PDCA循环，并从技术方法的创新、掺水管理的规范及精细化掺水运行等方面入手，及时制定措施，消除影响掺水计量准确性的因素，给出效果对比分析，对于存在问题及时改进，检验改进效果，提高掺水计量准确性。
关键词：掺水计量掺水表掺水管理准确性孤岛采油厂注采410站地面原油密度0.96－0.99g/cm3，原油粘度1107-22600mPa·s，掺水井冬季最多可达38口，研究表明，合适的掺水量可有效降低井口回压，保障油井产出液的正常输送。
其掺水来源是混输泵站，掺水经过混输泵站计量后，输送给各个掺水间的单井，通过比较混输泵站计量和单井计量的掺水量之和，发现两者误差较大，误差率达到了17.4%。
混输泵站是总表计量，掺水计量较为准确，因此单井掺水计量精度低根据油井的生产情况及掺水温度，掺水量的变化范围较大(7-35m3/d)，尤其对于稠油低液井，由于掺水表和量油分离器存在计量系统误差，在油井产液量低、掺水量较大的情况下会出现掺水表计量的液量大于分离器计量的混合液的液量，即“掺水不够减”，影响了技术人员对油井生产状况的判断。
为了提高掺水计量的准确性，我们主要做了以下几个方面的工作。
1、规范掺水管理，降低计量误差一是做好计量器具清洗校验工作。
定期清洗掺水表，保证不堵塞，到目前为止，该站44块掺水表全部送检，保证了在用掺水量的性能精度。
二是及时清洗过滤器中滤网，改善掺水水质。
掺水水质差，掺水表、掺水流程极易附着污油，碱化掺水管线、掺水表，影响了掺水计量，通过及时清洗滤网减少进入掺水流程中污油、杂质，提高掺水计量精度。
三是利用混气水清洗掺水管线。
管输油品含水量影响计量交接准确性的原因分析及对策
管输油品含水量影响计量交接准确性的原因分析及对策发布时间：2021-05-03T08:50:44.770Z 来源：《中国科技人才》2021年第4期作者：王俏女[导读] 管道运输是我国大力发展的成品油运输方式之一,但管线建成投用后一般要进行水联运，而水联运后管道内残存部份水量无法有效完全排出，致使下载油库经常会出现油品含水问题，这不仅影响油品质量还会由于水量无法准确扣减引起计量纠纷，给管理带来了混乱，给双方合作带来严重影响。
国家石油天然气管网机关有限公司华南分公司 510620摘要：为了解决管输油品含水量问题引起的计量纠纷，保证油品交接计量的准确性，本文对油品含水问题影响交接计量准确性的问题进行了详细分析和研究，从中查找出具体问题，并针对问题提出减少此类油品交接计量纠纷的途径和方法，最大限度控制油品交接中的误差，降低企业运营成本，提高经济效益。
关键词：管输油品；含水量；计量纠纷；准确性；计量交接引言：管道运输是我国大力发展的成品油运输方式之一,但管线建成投用后一般要进行水联运，而水联运后管道内残存部份水量无法有效完全排出，致使下载油库经常会出现油品含水问题，这不仅影响油品质量还会由于水量无法准确扣减引起计量纠纷，给管理带来了混乱，给双方合作带来严重影响。
因此，本文根据本人实践工作中的实际案例，总结经验，谈谈如何查找和处理此类数质量纠纷问题，目的在于减少油品交接纠纷，进一步提升数质量管理水平。
成品油管道输送在进行站库油品计量交接过程中，如果出现油品含水问题，一般是通过人工计量检尺对水量进行计量确认，然后再对计算出的水量进行相应扣减。
因此，水量的准确计量不但关系到油品交接的合理公正，还直接影响到贸易双方的经济利益。
一、分析含水量计量交接误差的原因1.人员素质对油品含水量计量准确性的影响目前，在管输油品输送中，我们与油库的计量交接主要是以质量流量计为主，但对于油品含水量的测定主要还是通过人工计量检尺进行，而人员因素是在测量过程中由于每个计量员的个体水平运行表现不同导致的主观因素，如果在进行含水量人工计量检尺的某个环节中发生人员误操作或计算错误，就会产生含水量算量误差，从而影响油品计量交接准确性。
加强油井管理减小计量误差
加强油井管理减小计量误差摘要：计量是采油厂一项重要的基础技术工作，计量结果准确可靠是提高油水井管理水平的关键，同时也是下步措施挖潜的前提保证。
文章通过对计量器具的工作原理分析指出造成井口计量误差较大的种种因素，并提出一系列切实可行的建议和措施，这对搞好注采平衡、提高措施有效率、实现增储稳产等工作都将起到重要的指导作用。
关键词：计量；误差；管理由于油田进入中高含水期，油井含水率高且波动较大，采用人工化验含水率的方法造成原油计量误差大。
从计量的结果来看，井口液量、油量误差均在20%以上，这给正常的产量分析、措施运行和生产管理都带来了严重影响。
对此，技术人员进行了大量的调查研究，现场实验，制定出一套完整的综合治理方案。
主要从量油设备、取样操作、分离器标定、含水化验及制度完善等方面入手，找漏洞，查原因，开展科研攻关。
通过采取一系列行之有效的技术措施和管理办法，使井口液量误差由23%降到5%以下；油量误差由25%降到8%以下。
一、油井计量现状与存在问题（一）计量现状目前东辛采油厂采用的油气分离器主要有立、卧式两相分离器；计量方式主要采用玻璃管量油和流量计量油；采用智能涡轮测气仪测气；采用人工取样化验含水率。
（二）计量器具的工作原理及主要存在问题1、量油器具现状及存在的问题量油器具分为玻璃管量油和流量计量油。
玻璃管量油是利用连通器的原理，通过测量分离器内液面升高的时间多少，经过计算单位时间内流进分离器内液体多少，即可得油井日产量。
其优点是操作简单、直观，维修方便，经久耐用。
在液量较低时能够满足生产需要，而且计量准确度较高，但是相对液量高的油井，由于计量时间短，只有8分钟左右，对计量结果造成较大误差。
流量计量油主要应用的是椭圆齿轮流量计和腰轮流量计（罗茨流量计）。
椭圆齿轮流量计是在固定的壳体内有一对互相啮合的椭圆齿轮，在流体的入口和出口之间的压差作用下，推动椭圆齿轮旋轮，通过齿轮的旋转，不断地将充满在齿轮与壳體之间的定体积流体排出，并由齿轮的转数计算出流量的数值。
提高原油计量的准确性
浅议如何提高原油计量的准确性摘要：本文结合实际，阐述了影响原油计量准确性的主要因素，对流量计、密度、温度、压力、含水等造成计量误差的主要因素进行了分析。
在分析误差原因的基础上，提出了提高原油计量准确性的具体措施。
关键词：原油计量准确性随着市场经济的深入发展，计量工作已成为企业现代化管理的重要基础之一。
对石油化工企业来讲，随着商品原油的价格不断上涨，由于计量误差造成的损失也将加大企业生产成本，因此如何提高原油计量准确性，有效控制原油损失，已经成为石油化工企业计量工作的关键部分。
一、影响原油计量的因素1.流量计计量误差当通过流量计的原油温度降低时，原油的黏度增大，对双转子流量计来说，原油黏度越高，漏失量越少，温度下降使流量计特性曲线向正的方向偏移；反之，原油温度上升时，原油黏度降低，漏失量增大，流量计计量因素误差减小，甚至使流量计特性曲线向负的方向偏移。
而原油黏度的大小除了与原油的输送温度有关，还取决于原油本身的性质。
这一点对于在进行原油混合管输中，原油的黏度因油种比例的变化而变化时更需要重视。
鉴于原油黏度对流量计实际测量准确度的影响，jjg667《液体容积式流量计检定规程》规定在检定条件栏要注明检定时的液体黏度。
原油输送压力也会影响流量计的准确计量。
当原油输送压力增大时，流量计计量腔容积增大，漏失量也增大，同时使计量腔内原油体积相应缩小，流量计特性曲线向负的方向偏移；另外，当原油输送压力增大时，流量计的压力损失即流量计前后压差越大，漏失量也越大。
从以上分析可以看出，生产运行时原油的压力、黏度应与检定时的条件尽量保持一致，相差较大时要进行调整，以消除由此造成的误差。
流量计的计量误差除了与原油输送条件有关，还与流量计的检定过程有关。
由于流量计计量因数的确定方式是通过一系列的量值传递过程得到的，即用标准金属罐装置检定标准体积管，再用标准体积管检定双转子流量计，从而确定流量计计量因数。
在这一系列的量值传递过程中，流量计计量因数受到众多外部因素的影响，包括标准金属罐、标准体积管的系统误差，用标准金属罐检定体积管时产生的人工误差，用标准体积管检定流量计时产生的人工误差，这些都不可避免的最终累加在流量计计量因数上，使得通过检定得到的流量计计量因数存在较大的误差。
提高油气计量准确度节能降耗减排工艺技术
中国石油和化工标准与质量提高油气计量准确度节能降耗减排工艺技术 夏洪君 汤国栋 刘卫锋文／ 【关键词】油气计量；节能降耗1 中原油田采油六厂原油物性及其生产状况1.1 采油六厂开采的油、气物性该油田地处山东省东明县,它是一个埋藏深,平均井深3400米左右.含油层系多,断块较为严重的油气田.其开采范围涉及两省三县十二个乡镇,属于一个面广块小型的油田该油田所开采的原油属于石蜡基原油，原油的主要物性参数：原油密度0.8185-0.8294g/cm 3, 动力粘度0.75毫帕. 秒 , 含硫量0.08%含蜡量28.8%凝固点36.6°c胶质含量6.2%原油的馏程数据是初馏点107°c 100℃馏分1% 200℃馏分14.2 300℃馏分 37.7%。
按照工业API°标准分类，油田所开采出来的原油类型属于轻质原油。
其特点由物性参数可以看出原油属于三高(凝固点高,含蜡量高,胶质含量高)三低(密度低,运动粘度低,含硫量低)型,所产出的油气比90.7-143.2M^3/t,所采伴生气属于富气。
其组分比例为 C1含量92.25% c2含量2.54% c3含量1.19% c4含量0.81% c5含量1.32% 氮1.19% 氧 0.7%，其原油稳定性差，挥发性强，轻烃回收率高。
集输系统生产运行过程中的油气损耗量大。
随着油田开发进入中晚期阶段。
目前油田平均综合含水率高达90.2%，处于高含水甚至是特高含水开发期。
1.2 目前中原油田采油六厂集输系统对所开采的油气计量及处理运行现状 油田共建成投产联合站两座，两座联合站的生产运行模式基本一样.联合站对全站的来油气计量分为两部分:一部分为油区集输干线气液量;另一部分是单拉井由罐车拉运进站的油液量.对油区集输干线这部分的来气液,在进入三相分离器后进行油气水三相分离,分离出的伴生气经缓冲罐后通过计量进入天然气管网 ；低含水原油及部分游离水直接进入净化罐（无溢流罐）进行沉降脱水，通过人工每天对大罐进行检尺计量 其进油量（总进油量=边缘丼单拉油量+油区干线液量）；对于边缘井的油液量也是通过人工对油罐车的检测取样化验计量，然后卸入地下罐，由液下泵输送到三相分离器或大罐进行处理。
降低分水器出油含水率
中 国化 工 贸易
Ｃｈｉ ｎ ａ Ｃｈ ｅ ｍｉ ｃａ ｌ Ｔｒ ａ ｄ ｅ
第 １期
２ ０ １ ３年 １月
降低分水器 出油含水率
袁湖惠 姜先瑞
（ 胜利 油田河 口采油厂 集输大 队 ，山东东营 摘 ２ ５ ７ ２ ０ ０ ）
要：本 文通过对义和联合站分水器各项运行 参数进行分析 ，找 出了影响 出油含 水率的主要 原因 ，并提 出了改进的措施 ，起到 了良好 的效 果 ，
好转 。 ４ 增 设分 水器 出气 平衡管
合分析 ，根 据生 产实 际 ，提 出了多 项治理 措施 ，有效 的降 低 了分水 器 出油含 水率 ，增 加了分 水器 运行 的 稳定 性 ，对原 油生 产起 到 良好 的保 障作用 。
义 和站 目前 的分 队计 量流 程 是将 来 自义 南 、义东 、义 西 、２ ０ ８队 三个 方 向 的井排 来 液分 三 路进 入三 台分水 器单 独 进行 油 水分 离 处理 ， 但是 由于来液 量分配 不均 ，义南 方 向气量严 重 不足 ，２ ０ ８ 队来 液 量大 ， 造成分 水器压 力超高 ，分水 器运行 极不稳 定 ，经常 造成 不得不 走 旁通 ，
一
良好 的效 果 。 ３ ． 更换新 加热炉 ２ ０ １ ２年 ３ 月 ，我站 ３ 掸 炉 开始进 行拆 除更 新 ，新 加热 炉投 产之 后 ，
加热效 率有所 提高 ，２ ＃罐原 油处 理温 度得到 有效 提高 ，从而 使 ２号罐 罐 内油温 由平均 ７ ２ ℃提 高到 ８ ５ ℃ ，提 高 了 沉 降温 度 ，沉 水效 果 明显
５ 增 设分 水器 出油气 动调节 阀 由于 出油凡 尔调 节不 灵敏 ，造 成 ３ 台 分水 器液 位 、水位 不能 有效 保证 ，分 水器分 水质 量差 ，我们在 ３台 出油质 量流 量计 后加 装 了气 动
降低外输原油含水的分析及对策
降低外输原油含水的分析及对策一、背景分析外输原油含水率是指原油中所含的水分的百分比，是评价原油质量的重要指标之一。
过高的含水率不仅会影响原油的提纯过程，还会造成油轮和管道等运输设备的腐蚀和堵塞，降低原油的交付质量，增加运输成本。
降低外输原油含水率对于油田公司和贸易商来说具有重要意义。
二、存在问题目前外输原油含水率仍然存在一定的问题。
主要体现在以下几个方面：1. 原油采集设备的老化和损坏。
长期使用导致采集设备的性能下降，无法有效地去除原油中的水分。
2. 采集操作不规范。
采集人员操作不当，未严格按照操作规程进行采集，导致原油中的水分未能完全排除。
3. 储油条件差。
储油过程中没有进行适当的隔水处理，导致原油中的水分无法有效去除。
4. 运输设备的漏水和渗水。
油轮和管道等运输设备老化严重，存在泄漏和渗水现象，导致原油中的水分增加。
四、实施对策的可能影响1. 成本增加。
更新和维护采集设备、管理人员培训等都需要一定的成本投入，可能会增加企业的运营成本。
2. 人员培训的难度。
加强对采集人员的培训和管理需要一定的时间和精力投入，可能会面临人员培训的难度。
3. 设备更换的困难。
对于已经老化严重的油轮和管道等设备，可能会面临设备更换的困难，需要制定合理的更换计划。
降低外输原油含水率是一个重要的工作，关系到原油质量和运输成本等重要因素。
通过更新和维护采集设备、加强采集操作规范、改进储油条件以及加强运输设备的维护和管理，可以有效降低外输原油含水率，并取得显著的经济效益和社会效益。
在实施对策的过程中，还需要充分考虑成本、人员培训和设备更换等方面的问题，制定合理的方案，确保对策的顺利实施。
浅析如何提高分注井的成功率
浅析如何提高分注井的成功率摘要：水井分层注水，已成为油田改善水驱效果，提高油层采收率的主要稳产手段，因此，寻找分注作业中的不足，优化下井工具，提高操作要求，强化过程控制，有效提高了分注井的作业成功率。
关键词：分层注水；作业成功率；封隔器；改进措施前言油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层压力在不断地下降，地下原油大量脱气，原油粘度增加，油井产量大大减产，甚至停喷停产，为补充和保持地层能量，减缓油层压力下降，实现油田长期高效稳产，注水则成为油田提高采收率、稳产和增产的最主要手段。
由于各油层形成的地质时期和条件不同，储层的物性差异很大，在同一注水压力系统下，各层之间的吸水情况不同，出力不均，造成层间、层内矛盾突出，严重影响到采收率的提高。
为了能使各油层合理、均匀注水，提高各油层的水驱油效率，即在同一口注水井中利用工具，一般是封隔器将不同油层分隔开，按地层情况选择不同的压力和流量注水。
注水井分层注水，封隔器的密封性起着极其重要的作用，封隔器下井后密封性失效，分注失败，不仅增加了返功率，延长了作业周期，同时也加大了资金的投入。
因此，提高水井作业分注的成功率，缩短作业施工周期，降低作业返功率是十分必要的。
1 存在问题水井在分注作业过程中，受井况、封隔器选型、工艺、工具和作业过程控制等诸多因素影响，都会降低水井分注作业的一次成功率，延长施工周期，增加了施工成本。
通过对港西开发区29口分注井进行作业施工统计，发现施工成功率仅为88%，无效施工导致施工周期增加了1.8天，分注质量损失施工费用87万元。
因此，提高水井分注作业的成功率，已成为我们研究的课题。
2 影响分注作业成功率的主要因素分析2.1 在作业施工中，起下管柱过程中封隔器下入速度过快，管柱速度超过5m/min，会对封隔器造成伤害，损坏封隔器密封件，使上下层连通。
2.2 斜井小卡距层内分注比较难，通过精细对比发现部分区块隔夹层发育，部分小层间距仅2米，分注作业过程中封隔器难以准确座封导致工艺失败，降低分注作业的成功率，。
提高油井采出液计量准确性的对策
一、油井采出液计量流程1.示功图计量。
示功图计量采用角位移传感器或死点磁开关与载荷传感器结合形成示功图。
载荷传感器采集抽油杆上下行程的光杆负荷，通过无线通讯发送数据给RTU，角位移传感器将光杆位移转换为数字信号发送给RTU，死点位置发送器在光杆经过下死点位置时接通，给载荷传感器一个开始信号，用来判断起始点的位置，并测量冲程的周期T。
远程测控单元（RTU）接收存储光杆载荷、位移数据，并通过有线或无线网络上传到生产指挥中心示功图服务器上。
示功图服务器集功图、关系功能于一体，主要部署油井示功图监控计量管理系统软件，从关系数据库中取出基础数据，经过处理计算，将算产结果写入关系数据库，并为网络中的其它服务器和工作站提供数据。
2.流量计计量。
流量计计量主要针对非抽油机等无法使用示功图计量的油井。
流量积算仪接收流量变送器输出的脉冲信号，将其换算成流量并积累存储，通过内置工业级zigbee模块，将采集到的数据无线传输到控制柜内的RTU，进一步上传至生产指挥中心服务器。
二、影响在线计量准确性的因素及对策抽油机井示功图能反映井下抽油泵的工作状况，要确保载荷仪、角位移的选择与安装符合标准。
载荷仪安装前，根据抽油井井深、泵径、泵挂深度、抽油杆组合情况、采出液密度粘度等参数计算抽油机最大载荷，根据所安装抽油机型号与实际使用的需要，选择载荷传感器的额定载荷测量范围（如0-100kN）。
如果所选择的载荷传感器测量范围小于抽油机最大载荷，则无法测出上限载荷，难以测量到真实的示功图；如果所选载荷传感器测量范围过大，实测功图绘制范围偏低，会产生较大的相对误差。
1.非油井自身原因。
在四化设备的安装、调试以及运行过程中会产生各种各样的非油井自身原因引起的异常功图。
（1）示功图上下冲程颠倒。
安装北京安控SZ907无线角位移传感器时，首选位置是：面对对支架，如果游梁机驴头在身体左侧，角位移感应点朝下安装；如果装到游梁机另一侧，角位移感应点朝上安装。
降低外输原油含水的分析及对策
降低外输原油含水的分析及对策
随着油田采油压力降低以及注水量增加，越来越多的原油含水量也越来越高。
外输原油的含水量直接影响到油田经济效益和石油产品质量，因此需要采取措施降低外输原油含水量。
外输原油含水主要来源于以下几方面：
1. 母液残留量大。
原油采集过程中，难以将母液分离干净，残留量高会导致含水量高。
2. 输油管路渗漏。
管道老化、腐蚀等原因导致输油管路渗漏，使得进入管道的水分增加。
3. 高含水层开发。
在开采高含水层时，由于地下水压力大，使得管道输送的原油中含水量增加。
二、对策
1. 加强油田管理。
加强对油井的调整和管理，及早发现高含水层，采取有效措施进行处理，减少原油的含水量。
2. 完善管道设施。
定期检修输油管道，防止管道老化、腐蚀等情况的发生，并及时更换老化的管道和设备。
3. 建立检测系统。
安装水含量检测仪器，在原油进入管道的时候检测含水量，及时发现含水量偏高的原油，并进行调整、处理。
4. 采用插板式油水分离器。
插板式油水分离器可以对原油进行初步分离，减少母液残留量，从而使得含水量减少。
5. 建立监控和调度系统。
建立稳定的原油调度和监控体系，及时监测和调整原油的产品质量，尽可能降低含水量，提高经济效益。
总之，降低外输原油含水量是石油行业保证商品油品质量、经济效益和环境保护的必要措施。
要加强油田管理、完善管道设施、建立检测系统、采用插板式油水分离器和建立监控和调度系统等措施，不断提高外输原油的质量。
降低外输原油含水的分析及对策
降低外输原油含水的分析及对策原油的含水量对于石油工业的生产和运输过程来说是一个重要的参数。
过高的含水量会导致石油的品质下降，甚至影响到石油设备的正常运行。
对外输原油含水的分析以及降低含水量的对策研究具有重要的实际意义。
一、外输原油含水量分析1. 采样分析方法一般情况下，可以通过采用沉积法、离心法、乳化法等方法进行外输原油含水量的分析。
沉积法是一种常用且简便的方法。
具体操作为：在一定条件下，使原油与特定剂发生反应，使得原油中的水分沉淀出来，通过测量沉积物的重量来计算原油的含水量。
2. 缺点分析外输原油含水量分析的方法虽然多样，但每种方法都存在一定的局限性。
沉积法需要特定剂参与反应，且操作要求较高，容易受到环境因素的影响。
离心法操作简单，但需要使用离心机设备，成本较高。
乳化法适用范围狭窄，只适用于含水率较高的原油样品分析。
需要综合考虑使用不同方法进行含水量的分析，以达到准确和可靠的结果。
二、降低外输原油含水量的对策1. 加强油田采油工艺对于原油采集环节，可以采用合适的采油工艺来降低原油的含水量。
改进采油设备、调整采油方式、提高采油效率等手段，都可以减少油井中的水含量。
可采用一体化电气脱水装备对井口原油进行初次脱水处理，以降低含水量。
2. 优化管道输送过程外输原油的管道输送过程中，存在管道泄漏、氧气渗入等因素会导致水分进入原油中。
为此，可以通过加强管道的检修和维护，减少泄漏的风险，严控外部的氧气接触原油。
还可以通过优化管道设计、降低管道摩擦、调整流体流速等方式来减少水分进入原油的可能性。
3. 强化储运环节管理在原油储运环节中，应加强对容器和储罐设备的检修和维护，防止漏水和渗漏。
可以采用分层装注原油的方式，将含水层放在较低位置，减少水分的进入。
可以对储罐内进行周期性的清理，以清除已积存的水分。
定期对储运管道进行清洗和排水也是有效的措施。
4. 使用辅助脱水剂在外输原油中加入特定的脱水剂，可以有效地降低原油中的含水量。
实施数字量控管理,提高联合站分水器运行效率
实施数字量控管理，提高联合站分水器运行效率【摘要】桩西联合站成立于1992年，主要担负着桩西采油厂油水处理及外输任务，连续19年实现了安全生产，连续7年荣获管理局“名牌基层队”称号，连续5次夺得中石化“五星级联合站”称号。
面对生产任务日益繁重、原油处理难度逐渐加大的实际，联合站落实“数字量控”精细管理措施，扎实推进“精细管理深化年”活动，逐步形成了奋发进取、勇创一流、精细管理、共促发展的生动局面，推动了生产经营管理水平的不断提升。
【关键词】油气储运；过程控制；分水器1 选题背景目前桩西联合站一级分水器共有三台，2006年改造投产，主要负责对一二区来油的油水分离和预处理。
一级分水器作为桩西联合站原油密闭处理系统的关键设备，一级分水器的运行效率直接影响着后段原油脱水系统、稳定系统以及污水处理系统的正常运行，分水器出油含水和出水含油是否达标也直接影响了联合站油水处理任务能否达标完成。
2011年，联合站以“精细管理深化年”主题活动为契机，对一级分水器深入调查分析，对其运行运行参数不断完善优化，推行数字量控管理，努力提高联合站分水器运行效率。
2 理论依据及创新点2.1 分水器工作原理及特点工作原理是油水混合物进入高效分水器内，依靠重力分离及碰撞分离进行分离，油水混合物自隔板底部进入板槽式布液器再进入分离室，在分离室内油水经两级填料聚结、整流后在分离室内脱除原油中的剩余水和污水中的浮油。
净化油进入油室流出三相分离器，合格污水进入水室流出三相分离器。
具有分离效果好、处理量大、脱水效率高、自动化水平高和适应能力强等特点，经HBP高效分水器一次脱水能使原油含水降至10%以下，污水含油低于300mg/L。
2.2 影响分水器处理效果的因素（1）停留时间分水器处理效果与油水在分水器中停留时间长短成正比，停留时间越长，分离效果越好。
停留时间与分水器设计结构尺寸和油水处理液量有关。
（2）温度分水器内油水分离的过程实际上是物理沉降和化学破乳的过程，温度越高越有利于重力沉降油水分离和化学破乳，因此温度越高越有利于分水器油水分离。
影响注水井分层测调成功率原因分析及措施
影响注水井分层测调成功率原因分析及措施摘要：在采油厂生产过程中，注水井是应用次数最多的设备，其在实际运行过程找给你，需要进行测调，但是在注水井分层测调时，会出现较多的阻碍因素，降低分层注水能力，导致注水井分层成为作业类问题井，增加生产成本。
针对于此，本文对影响注水井分层测调成功率原因进行深入分析，并结合实际注水井分层测调情况，提出有效性的解决措施，从而解决注水井分层测调问题，为后期提高注水井分层测调成功率提供参考依据。
关键词：注水井分层测调；成功率；原因分析；措施前言：通过实际分析某采油厂采油四矿注水井分层测调实际情况，可知在调配过程中，共出现79井100井次遭受到问题，在这其中调配遇阻井29井31井次、测试遇阻井50井69井次。
并且在后期的应用中，注水井分层测调成功率出现逐年下降的趋势，因此在实际应用中，需要重视注水井分层测调问题，以此来提高注水井分层测调成功率。
一、注水井分层测调技术原理在实际应用中，注水井分层测调技术主要是结合机电一体化技术，将同心配水器、测调仪及地面控制系统串联到同一个系统中，然后利用边测量边调试的方式，对生产过程中的注水环节进行精准的测试和调配。
在运行过程中，先利用测试绞车将所使用的测试仪器运输到同心配水器内部，经过专业人员的调试，使其符合测调仪的需求，然后利用地面控制系统提供的控制能力，控制测调仪进行相应的操作，并为同心配水器提供动力，使其能够符合使用标准，与此同时，测调仪内部的检测仪器，还能实时检测测调仪的数据变化情况，并将数据及时的传输到系统后台中，将注水情况直观的呈现到系统平台，便于工作人员监督和管理。
【1】二、影响注水井分层测调成功率的因素机理及对策（一）结垢机理分析及对策（1）结垢机理分析通过分析注水井分层测调实际数据可知，注水井结垢是影响注水井分层测调成功率的主要因素。
注水井在长时间的运行后，其会形成注水井结垢，其主要是由绣垢与碳酸钙垢都构成，并且内部还有一些零散的难溶性的碳酸盐。
天然气处理厂回注水油分机杂降低对策分析
天然气处理厂回注水油分机杂降低对策分析摘要：天然气在开采过程中会利用到采出水回注系统，需要对天然气采出水进行油水分离处理，然后再经过回注系统注入地层进行开采工作。
由于天然气处理厂中所运用的沉降除油罐罐内中的介质处于动态，因此采出水得不到有效沉降，导致在回注水过程中回注水油分机杂含量超标，会形成大量的乳化物沉淀在污油罐中造成设备运行不畅，因此对天然气处理厂的处理工艺进行分析，制定出相应的解决对策，能够有效提高天然气处理厂对采出水的处理效率。
关键词：天然气处理厂；回注水油；对策随着我国经济水平的不断提高，对天然气的使用需求越来越高，天然气在试气压裂过程中往地层注入很多液体，另外天然气地层也存在大量油水混合物，这些液体在天然气开采过程中伴随产生，为了能够进一步回收油分、水资源的净化和水资源再循环，天然气处理厂对采出水进行油水分离处理，从而将所分离出的淡水资源进行同层回注，在很大程度上能够杜绝采出水的外排和水资源的再循环，但是在实际应用过程中，所分离出的的回注水质中含有较多杂质，会造成地层破坏，从而影响天然气的环保标准，因此需要对回注水油分机杂进行相关处理，才能够有效提升天然气回注水环保指标。
1处理工艺天然气各区块集气站所产生的污水会利用罐车拉至辖区各天然气处理厂或者管输至辖区各天然气处理厂，污水通过转水泵进入储水罐进行沉降分离操作，污水通过一定时间静止分离以后，会再次经过加压泵进行进行除油沉降，然后再进入自动过滤装置，对水中的杂质和油污进行过滤，过滤后的水会进入净化罐，净水罐水在回注前经过回注加药装置给回注水进行药物添加处置，处置完水质进入回注系统，从而实现采出水回注处理。
2存在的主要问题2.1运行负荷大天然气处理厂要考虑运行负荷大问题，虽然处理厂的污水运行装置能够满足天然气区块生产污水的处理要求，但是天然气处理厂在实际运行过程中负荷较大，处理设备的运行能力已经基本饱和。
随着天然气气田的不断建设，气田所产生的污水量在不断增加，会导致天然气处理厂污水处理系统出现处理能力不足等现象。
提高油井含水的准确率
管理区对一性资 料录取的工作十 分重视，有严格 的管理考核规定 。
目标值能 够实现
有经过局级计 量部门鉴定的 专业仪器校检 机构。 化验人员有较 强的责任心和 事业心。
原因分析
样桶不清 洁 电子天平 校检不及 时 大桶内有 少量死油 原油称量 误差大 读数不准 确 磅秤、秤 砣有锈斑
过渡带读 数不统一
活动时间
2008.3.152008.8.31
活动次数 15次
活动方式 集中活动
小组成员 11 人
小组成员：
姓名 李景彩 王城镇 潘志华 张学军 朱立忠 席云鹏 王娜 李青 张菊芳 刘芳燕 年龄 39 36 35 35 38 28 27 26 24 27 学历 大学 大学 大学 大学 大学 大专 大专 本科 大专 技校 职称 工程师 工程师 工程师 工程师 工程师 组内分工 组长 技术指导 质量检验 图件制作 工作衔接 实验操作 数据收集 数据收集 数据收集 实验操作
现状调查
抽查含水与化验含水对比情况表
化验含水 井号 大桶取样 1.5/18/5.5 4.7/31.2/1 9.5 3/14/8.3 2.8/26.2/2 4.8 1.5/21/16. 1 乳化 含水 18.8 综合 含水 80.3 抽查化验含水 大桶取样 2.2/34.7/9 .6 7.3/40.2/3 3.8 3.7/21.3/1 2.3 4/32.1/21. 8 5.2/32.2/2 7.7 乳化 含水 26.7 综合 含水 85.6 对比
选题理由
在特超稠油单井产量落实时，经常发现油井含 水有不准确的现象。主要因为稠油区块原油乳化水 含量较高（20-35%），并存在一定量的游离水，给 取样化验带来一定的困难，使含水化验的准确率不 高，误差较大。严重影响了管理区原油产量的计划、 运行，制约了勘探、开发方案、油井措施的有效实 施。本次活动以“提高特超稠油油井含水化验的准 确率”为课题进行攻关，为中心的原油生产作出贡 献。
变压器油中微量水分测量改进技术方案
变压器油中微量水分测量改进技术方案
变压器油中微量水分的测量可以通过改进技术方案来提高测量的准确性和可靠性。
以下是一种可行的技术方案：
1.采用先进的测量仪器：采用高精度的微量水分测量仪器，具有
更低的检测限和更高的精度，可以更准确地测量变压器油中的微量水分。
2.样品处理：在测量前对变压器油样品进行预处理，去除油中的
气泡和杂质，提高测量准确性。
可以将油样通过过滤器或离心机等方法进行处理。
3.校准和标准化：在测量前对仪器进行校准，确保测量结果的准
确性。
同时，采用标准样品进行标准化，可以提高测量结果的可靠性。
4.环境控制：在测量过程中，控制环境温度和湿度，减少外部环
境因素对测量结果的影响。
可以采用恒温恒湿的环境控制系统来确保测量环境的一致性。
5.重复测量：对同一油样进行多次测量，取平均值以提高测量结
果的准确性。
可以采取多次测量和数据滤波等技术手段来减小误差。
6.数据处理和分析：采用合适的数据处理和分析方法，如回归分
析、趋势分析等，对测量数据进行处理和分析，提取有用的信息，为变压器油的运行和维护提供依据。
通过以上技术方案的改进，可以提高变压器油中微量水分的测量准确
性和可靠性，为变压器的运行和维护提供更加准确可靠的数据支持。
提高原油计量交接准确性的措施成娟
提高原油计量交接准确性的措施成娟发布时间：2021-08-06T13:59:50.195Z 来源：《中国科技人才》2021年第12期作者：成娟[导读] 随着市场体制的日益成熟，市场经济观念的逐步深化，企业现代化管理过程中一项关键的内容就是计量。
具体到石油化工企业而言。
一方面，商品油价格的不断攀升，再加上为了满足日益上涨的市场需求量而提高生产加工量：另一方面，原油交接过程中所存在诸多各种影响计量准确性的因素也在。
成娟中石油管道有限责任公司西部甘肃输油气分公司摘要：随着市场体制的日益成熟，市场经济观念的逐步深化，企业现代化管理过程中一项关键的内容就是计量。
具体到石油化工企业而言。
一方面，商品油价格的不断攀升，再加上为了满足日益上涨的市场需求量而提高生产加工量：另一方面，原油交接过程中所存在诸多各种影响计量准确性的因素也在。
一定程度上造成了成本的增加。
所以对于石油化工企业来说，明确导致原油交接计量出现误差的相关因素，并采取有效的应对措施。
是摆在企业计量工作面前的一项十分重要的任务。
关键词：原油计量交接准确性的措施前言：目前，我国原油交接计量大部分采用流量计计量方式。
虽然采用流量计系数修正计算油量的方法，可消除基本误差，使油量计算的准确度得到提高，但是在流量计系数的检定和使用过程中仍存在着一些无法避免的误差因素，影响原油交接计量的准确性。
一、原油经济贸易中计量交接的现状在目前的原油国际贸易市场上是以体积为结算单位的质量管理，在国外一般是以体积大小来对原油的生产量、销量和存储量的大小来进行结算，一般常见的单位是m3 和桶。
在我国原油贸易交接计量的方式中，除此之外还有一种是通过原油的重量来进行结算管理的。
在对原油进行质量评估的标准中来对标准油罐进行交易，采用吨为标准计量单位。
然而伴随着经济全球化的快速发展，对原油贸易中计量交接的方式也将有所统一，从各个方面都要进行优化整改，使计量交接的方式更加简洁，更加高效。
加强注水工艺配套 改善油田开发效果
加强注水工艺配套改善油田开发效果【摘要】采油厂开发已进入开发后期，油层水淹状况复杂，井况恶化，注采问题日益突出，开采难度加大。
通过强化注水管理、完善注水工艺技术配套措施，实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。
【关键词】油田注水工艺细分注水增产增注随着油田主力单元开发程度的提高，含水上升加快，层间矛盾突出，能量不足，递减加大，严重影响了油田开发效益。
注水是保持油藏压力，提高水驱效率的有效途径，还需要不断调整注采强度和水驱油方向，还需要不断调整注采强度和水驱油方向，提高注水波及体积，才能保持单元产量高位运行。
本文以青海狮子沟油田为例，探索了注水工艺配套对改善油田开发效果的作用，采油厂成立注水项目攻关组，强化深层分注、中浅层增注措施，提高注水层段合格率。
1 开发后期油田现状和问题狮子沟油田截止2010年12月底，狮子沟油田总井数81口，其中油井61口，开油井41口，注水井20口，开井14口，核实年产油1.9×104t，核实累计产油37.5466×104t，核实年产水6.503×104m3，核实累计产水55.8457×104m3，年注水13.4834×104m3，累计注水103.3927×104m3，年注采1.38，累计注采比0.847。
目前油藏综合含水为76.95%，地质储量采油速度0.91%，地质储量采出程度17.3%，可采储量采油速度4.56%，可采储量采出程度86.51%，综合递减18.31%，自然递减22.5%。
目前油田注水开发存在问题；（1）注采矛盾突出，井网不完善，储量动用不均衡；由于堵塞以及地层渗透性差，水井欠注注不进，水驱效果差；（2）层间非均质影响，层间水淹差异大，纵向上吸水剖面不均匀，层间低渗透段剩余油动用差；（3）随着开发强度的加大，能量下降很快，边水影响突出，含水快速上升；（4）分层注水受水质和油井连通性影响，层段合格率低。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
并排掺热水、分水器出水加 自动调节阀等技术 改造 ，充分提 高 了分水器沉 降脱水效果 ，提 高了分 队计量的准确性 ，同时也降低 了系统运行能耗。
关 键 词 ：分 队 计 量
一
效果
优化
改造
能耗
、
义和联 合站分 队计量运行 现状
３ ＃分水 器 ：温 度 为 ５ ０ ℃和 ５ ５ ℃时 ，脱 水 率几 乎 为零 ，在 升 高 到 ６ ｏ ℃，９ ０ 分钟 脱水 率为 ２ ． １ ％，２ ２ ０ 分 钟脱水 率为 ２ ． １ ％。
中 国 化 工 贸 易
墨 油 壬
Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ Ｃｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｔｒ ａ ｄ ｅ
月
降低分水器 出油含水率
提高分 队计量准确性
２ ５ ７ ２ ０ ０ ）
郝 玉春
（ 胜 利油 田河 口采 油厂集输 大 队。山东东 营 摘
要 ：本文介绍 了义和站分水器的运行现状 ，以及针对 义和站分 队计量误差 大等原 因提 出改造 方案及 实施后 的效果分析 ，通过 分水器 ２ ０ ８队
６ Ｏ ℃时 ，平均 出水含 油率为 １ ４ ｌ ｎ ｉ ｇ ／ １ ． ２ ＃分水 器 ，５ Ｏ ℃时 ，平均 出水 含油 率为 ２ ８ ０ ａｇ ｒ ／ １ ，５ ５ ℃时 ，平均
出水含 油率为 ２ ３ ６ ｍｇ ／ １ ．
６ ０ ℃时 ，平均 出水含 油率为 ２ ０ ６ ｍ ｇ ／ １ ． ３ ＃分水器 ，５ Ｏ ℃时 ，平 均出水含 油率 为 １ ４ ３ ８ ｍｇ ／ １ ，５ ５ ℃时 ，平均
任务 。
１ 井分水 器 ，５ ０ ℃时 ，平均 出水 含油 率为 １ ８ ｌ ｎｇ ｉ ／ ！ ，５ ５ ℃时 ，平 均
出水含油 率为 １ ６ ０ ｍｇ ／ １ ．
目前义 和站 分水 方式 采用 的 高温热化 学 沉降 脱水 方式 ，所 以油 品 的温 度 是直 接关 系到 油品 脱水 好坏 的一个 重要 因 素 ，由于分 队计 量 改 造后 ，２ ０ ６队和 ２ ０ ８ 队 等稠 油量 比较 大 的井 队 ，不再 沿 用原 来掺 稀 油 降粘 脱水 的方 式 ，而 是改为 单独进 分水脱 水计 量 ，井 排来 液温度 较低 ， 只有 ４ ５ — ５ ０ 度 左右 ，致使 分水 器油 水界 面不 清晰 ，分 离效果 较 差 ，另 外 由于油水 界面不清 晰使分 水器 出油含水 及 出水含 油指标 得不 到控制 ， 经常 会出现开 旁通现 象 ，导 致分队 计量计量 误差大 。
高５ 一 ｌ ０ ℃时，ｌ ＃ 、２ ＃分 水 器 脱 水 效果 明显 增 加 ，３ 掸分 水 器 为
２ ０ ８队稠 油 ，出油 含水 变化 不 大 ，而 其 出水含 油却 有 明显 改 善 ，整 个
井 排掺热 水 改造对 ｌ ＃ 、２ 群分 水器 出油 含水 和 出水含 油效果 提 升显 著 ，
对 ３ ＃分 水器 出水含油效 果改善 明显 。
三 、改 造后经济 效益计算
施工 费用 ：本 次掺 水 流程 主要为 新增 ２ 拌罐至 掺水 泵管 线 ３ ０ ０米 ， 掺 水泵 至井 排管 线 １ ０ ０ 米 ，新增 变频 器一 台 ，而掺 水泵 则利 用原 卸 油 台卸油泵 ，合计 费用为 ３ ５ 万 元。 效 益计算 ： １ ． 掺 水 泵 耗 电 量 为 ：Ｗ＝ ０ ． ６ ３× Ｐ Ｔ ＝ ０ ． ６ ３ Ｘ ３ ７ ｋ ｗ Ｘ ２ ４ ｈ Ｘ ３ ０天 ＝ １ ． ６ ８×１ ０ ４万 ｋ ｗ ｈ ，因此 每月需 增 加 电费为 １ ． ６ ８ Ｘ １ ０ ４ ×０ ． ６ ６ １ ＝１ ． １ ｌ
（ 万元 ） 。
温至 ８ Ｏ ℃进入 原 油稳定 塔前塔 ，然后 进一 次沉 降罐沉 降脱 水 ，三 台分
水器 出水经过 三 台电磁流 量计计量 后进入到 １ 群 罐 进行预处 理 。
二、针对 目前分 队计 量计 量误差大提 出改造 方案
１ ． 义和 站从 分队 计量质 量流 量计 ２ ０ １ ３ ． ４ — ５月数据 统计 显示 ，平 均 ｌ ＃分 水 器 油量 为 每天 ８ ５ ０ ｔ ，其 中含 水 ６ ８ ％，约 纯 油 为 ２ ７ ０ ｔ ／ ｄ ，水 为 ５ ８ ０ ｍ。 ／ ｄ 。２ ＃分 水 器 每 天 油 量 为 １ ４ ０ ０ ｔ ，其 中含 水 ６ ９ ％，约 纯 油 为 ４ ３ ０ ｔ ／ ｄ ，水为 ９ ７ ０ ｍ３ ／ ｄ 。３ ＃分 水器 每天油 量 为 ５ ５ ０ ｔ ，其 中含水 ７ ２ ％，
２ ． ２温度 升高 后三 台分 水器 出水 含油 率 ： （ 取 不 同温度 下 １ ０ ｔ ３ 数
据做 分析）
义和联 合站 分队计 量投 产于 ２ ０ １ ０ 年 ９月 ，由三 台分水 器 、一台分 测装 置 、三 台 电磁 流 量 计 、三 台质 量 流 量 计 构 成 ，义 和 联 合站 主要 担 负着 采油二 矿 （ 义 东 、义 西 、２ ０ ８队 、义 南） 的原 油 和 污 水 预处理
流程描 述 ： 分队 计量 改造 后 ，义 南站 来液 （ 采油 ２ ０ ２ 队 、２ ０ ３队） 单独 进入 ｌ 群分水 器 ， ，义 东站 （ ２ ０ ５队） 来 液先 经油 井连 续分 测装 置计 量后 ，再
和义 西站 （ ２ ０ ６队）来 液进入 ２ ＃分水 器 ，２ ０ ８队来液单 独进入 ３ ＃分 水 器 ，三 台分水 器 出油经 过质 量 流量计 计量 后加 入破 乳剂 后进 加热 炉 升
出水含 油率为 １ ２ ５ ８ ｍｇ ／ １ ．
因此需 要对 分 水器来 液进 行优化 ， 升 高 脱水 温度 ，保 证 分 队计量
正常 运行 。
６ ０ ℃时 ，平 均 出水含 油率 为 ９ １ ７ ａｇ ｒ ／ １ ． 从上述可 以看 出 ，通 过对不 同分 水器 混惨 ２ ＃底 部热水 ，在 温度 升