有效防止200MW发电机组高压加热器泄漏的控制措施

高压加热器是汽轮机整体设计中的重要组成部分，它是利用汽轮机抽汽对除过氧的供锅炉给水进行加热的热交换设备。防止高压加热器泄漏对提高高加投入率和机组的安全、经济平稳运行具有重要意义。     

电厂高压加热器疏水系统改造及应用

一、高压加热器及其故障原因分析祁东煤泥矸石电厂采用青岛捷能汽轮机厂生产的C12-4．9／0．981次高温次高压抽凝式汽轮机。从2005年5月调试以来．两台机组的高加不能正常运行,高加疏水经常无水或满水（高加疏水正常水位为250mm～350mm）。     

塔河风化壳储层典型单元注水方式优化研究

风化壳古岩溶作用形成的缝洞型油藏是塔河油田奥陶系油藏的主要储层类型,其由于缝洞发育,非均质性极强。目前在注水开发过程中,部分缝洞单元注水效果变差。为强化注水效果,利用数值模拟方法研究了塔河某油藏典型生产单元的最佳注水方式组合。根据注水见效期、稳定期以及调整期的含水率特点,通过对注水方式的组合优化模拟,论证了最佳注水组合的模式及注采参数。模拟结果显示,最佳注水组合为先温和持续注水,后周期注水,最终转为脉冲注水的模式。基于该油藏参数,三种注水方式的参数的优化结果为持续注水强度200 m3/d,常规周期注水采用长注短停注60 d停15 d的方式,脉冲注水为(100~200)m3/d间隔30 d的方式间歇注入。     

周期注水渗流机理及其影响因素评价数值模拟研究

提出了一个适合于研究非均质油藏周期注水渗流机理的数值模拟模型,将微观剩余油储油可流动空间列为第二级渗流系统,采用两套空间重叠的网格描述油藏的非均质性。运用该模型模拟计算油水驱替运动过程,对比分析影响周期注水效果的油藏地质因素和人工注水方式参数,研究周期注水的驱油机理及适宜采用周期注水的油藏条件和合理的注水方式参数,为周期注水的决策及方式参数的优化提供参考     

鄂尔多斯盆地长7页岩储层长岩心注水实验

为了探索页岩储层有效注水方式，采用鄂尔多斯盆地长7页岩露头分别制作长度近100cm、直径近10cm长岩心12个，通过室内实验研究了长岩心连续注水、脉冲注水、不稳定注水、周期注水、水平井注水吞吐及常规井注水吞吐的采出情况。结果表明，在相同的采出程度下，连续驱替含水率最高，间注间采的周期注水方式含水率最低；最终采出程度间注间采的周期注水方式最高，为35.24%，连续注水最低，为28.35%。在相同轮次下，注入压力越高，注水吞吐采出程度越高，最高值为5.08%；在一定吞吐压力下，第一轮次采出程度最高，随着轮次增加，单轮次采出程度大幅下降，第三轮次降幅可达82.61%；水平井注水吞吐效果优于常规井注水吞吐。较高的注水压力，有利于获得较高的采出程度；压力变化幅度大有利于启动微小孔隙中的原油，提高原油采收率。注水吞吐由于缺乏能量连续补充，采出程度比周期注水低约30%。     

高加疏水系统浅谈

电站高压加热器壳侧水位的高低将直接影响机组的热经济性，危及主机的安全运行。本文通过分析汽液两相流自调节水位控制器的原理来说明采用汽液两相流自调节水位控制器可以保证高加疏水调节系统安全可靠运行。同时，本文还对减少高加疏水管路振动．提出了设计中应注意的问题。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发研究

碳酸盐岩缝洞型油藏由于裂缝、溶洞的分布随机性强,其流动机理和开发方式与常规的碳酸盐岩裂缝性油藏存在很大差别,注水开发目前处于试注阶段,还没有形成相应的油藏注水开发理论体系。因此,建立适合碳酸盐岩缝洞型油藏的注采关系及注水方式,优化碳酸盐岩缝洞型油藏不同注水方式下的注采参数,是碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发理论与方法的关键基本问题。该研究以油藏工程学、流体动力学理论为基础,以室内物理模拟实验、数值模拟、矿场注水试验和大量动态资料统计分析为基本手段,充分考虑理论研究、室内实验研究与现场试验研究相结合,针对课题研究目标,选择具有代表性的缝洞单元模型进行重点研究,对油藏能量、注采关系、注水方式、注采参数、注水开发动态及开发效果评价方法进行深入研究,进而形成系统的缝洞型油藏注水开发技术政策及注水开发效果评价方法。2013年通过进一步开展室内物模和数值模拟研究,建立了缝洞型油藏室内三维注才井组实验模型,完善了缝洞型油藏单元注水方式,优化了缝洞型油藏单元注水的注采参数,进一步完善了不同类型岩溶缝洞储集提注水技术政策。该课题完成了年度研究计划内容和目标。     

煤层注水降低综采工作面粉尘浓度的研究

通过对煤层注水减尘原理和煤层注水方式的研究,分析钱家营矿以煤层注水为工作面综合防尘措施,提出以煤层注水为工作面综合防尘的主要手段,采取先进的打钻、封孔、注水等方法,可提高煤层注水效果,从而有效的降低工作面煤尘浓度,改善工作面作业环境.     

西峰油田注水井带压检串技术应用及效果评价

西峰油田是典型的三低油藏（低压、低渗、低丰度）,对于低渗透油藏,主要采用超前注水方式开发,随着开发时间的延长,注水井检串越来越频繁。对于高压注水井,常规方法是先放喷溢流待压力符合施工条件（1.0 MPa以下）再进行作业,该方法存在着占井时间长、放空水量大、破坏注采平衡、污染环境等众多问题。该文介绍了注水井带压作业技术原理,带压检串技术在西峰油田的应用和效果评价。     

川中大安寨裂缝性油藏渗吸注水实验研究

渗吸注水是低渗透裂缝性油藏注水开采的重要机理,合理的注水方式与注水参数对改善低渗透裂缝性油藏水驱开发效果具有指导意义。通过大量的室内实验研究,获得了大安寨油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律,为制定合理的油藏渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

姚桥矿煤层注水合理参数的研究

本文以大屯姚桥矿七号煤层为对象,以井下试验(煤层透水性试验、注水试验)结果和实验室测定数据为依据,分别就煤层注水性能评价、注水参数设计、注水效果考察、湿润剂浓度确定等问题进行了探讨。通过研究,明确了该煤层的注水性能,确定了该煤层合理的注水方式,给出了该煤层最优的注水参数和最佳湿润剂浓度     

300 MW机组高加运行中遇到的问题及对策

高压加热器是火电厂中的重要设备,高压加热器是否正常运行直接关系到机组运行的安全性和经济性。本文论述了高压加热器的投退操作,高压加热器常见故障及相应的对策,希望能够对相关人员有所借鉴。     

窄河道型油田注水见效时间与见效类型研究

渤海地区窄河道型油田多采用注水方式进行开发,但其注水见效程度存在较大差异。应用渗流力学理论,推导出了窄河道型油田注水见效时间公式,并应用现场实例进行了验证。结果表明与实际情况相符合。同时根据不同的注水见效特征,将窄河道型油田注水见效类型划分为三类。研究为预测窄河道型油田注水见效提供了一种重要手段。     

1000MW机组高压加热器配置方案浅析

本文对1000MW超超临界机组高压加热器国内生产厂家的加工制造能力及业绩、结构型式和容量进行分析,并对单列高压加热器和双列高压加热器两种方案进行分析对比,提出高压加热器的配置方案。     

高压加热器运行中常见的故障及对策

分析了高压加热器运行中常见的几种故障,为了确保高压加热器长期安全运行,提出了高压加热器运行维护等方面的措施。     

特低渗透纵向非均质油藏周期注水研究新方法

 大庆外围某特低渗油藏不仅储层薄,渗透率特低,而且纵向上非均质性较强,水驱开发过程中层间矛盾严重,明确注水方式对特低渗透纵向非均质油藏的影响对于解决层间矛盾十分必要.建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质地质模型,采用5点井网进行数值模拟计算,考虑流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律及压力敏感性特点,研究不同周期注水方式的渗流规律.结果表明,增注-减注注水方式相同含水率下采出程度高于增注-停注注水方式;增注-减注注水方式比增注-停注注水方式储层吸水剖面均匀,相对低渗储层吸水能力增强,相对高渗储层吸水能力减弱;增注-停注注水方式增注周期注水井附近压力梯度普遍高于0.2MPa/m,注水能量被消耗在建立水流通道上.该模型能直观判断周期注水方式对非均质性开发效果的影响.     

高压加热器缺陷分析及对策

简要介绍了高压加热器的故障现象以及高压加热器泄漏对机组的影响,通过实例分析,探讨了高压加热器产生泄漏的原因,并提出了相应的解决方案。     

不同含水率煤体的物理力学性质试验研究

设计加工了有压注水试验模拟装置,进行常压自然、加压、添加表面活性剂加压注水试验,并分别研究煤体含水率与注水方式、煤体含水率与煤体抗压强度、弹性模数、塑性指数及应力-应变之间的关系,最后从注水后煤体分子及水分子相互间作用力的角度,解释添加表面活性剂对煤体相关物理力学性质改变机理。     

寨子河油田长6油层注水开发效果评价

应用油田注水开发动态分析技术、注水开发效果理论图版评价技术对吴起油田寨子河油区长6油田从注水方式和注采井网适应性、注采压力系统适应性、综合含水率、地层压力变化、注水利用率等9个方面评价注水开发效果。针对该油层目前注水存在问题,分析评价该区块生产特征、评价地层吸水能力及水驱储量动用状况等,提出长6油层注水开发调整措施,以改善油田开发效果,提高油田采收率。     

电厂高低压加热器疏水存在的问题及改造方案

本文针对高压、低压加热器水位调节普遍存在的问题,进行了针对性的改建,在某电厂#1-#6机组高压、低压加热器的应用及效果,以210MW高压加热器介绍为例.