十屋采油厂机采系统效率优化及发展方向

抽油机井采油是油田主要的机械采油方式,抽油机也是油田主要耗能设备之一。抽油机采井系统效率是抽油机在提液过程中其有效功与系统输入能量的比值,反映抽油机井采油的能耗水平,是机械采油经济技术指标之一。介绍机采井系统效率的计算方法、影响因素,并对提高机采井系统效率的措施进行探讨。提高机采井系统效率,是降本增效的有效途径。     

肯基亚克高含气油藏潜油电泵应用试验

哈萨克斯坦肯基亚克油田,由于油藏能量逐渐衰减,导致油藏无法采取自喷的方式开采,同时由于油藏深度大而又不能采取螺杆泵、抽油机等人工举升方式,故决定采用潜油电泵进行采油作业。选用大庆力神泵业有限公司生产的潜油电泵,在肯基亚克油田8001井进行了前期试验。针对肯基亚克油藏含气高、油藏压力大的特点,为防止油藏开发时游离气对潜油电泵的影响,给出了高气油比条件下泵吸入口处含气率的数学模型;分析了含水率分别为7%、20%、35%和55%时,泵吸入口压力、气油比和泵吸入口处含气率的关系,得出潜油电泵在试验井8001井的应用条件。现场试验结果表明,使用带有双级高效油气分离器的潜油电泵可以满足肯基亚克油藏的生产需要。但应注意:当油藏压力保持在56MPa的情况下,生产气油比不应超过450(体积比)。     

基于能源审计的大港油田机采系统节能潜力分析与建议

机采系统是油气田生产中耗能的关键环节,对大港油田公司用能情况进行归纳,并基于大港油田公司机采系统的现状,对存在的问题与节能潜力进行分析,研究机电设备、举升工艺、电机功率等方面对机采系统效率的影响,提出了具体节能技改措施和建议。同时,在能源审计过程中,对采取的节能措施进行了节能效果分析计算,为提高机采系统效率、节约生产成本和环境保护等提供参考。     

塔河油田超深稠油电泵风险评价管理方法

潜油电泵以排量大、扬程高的优势成为塔河稠油掺稀井主要机械举升方式,但在生产中存在躺井率高、寿命短的问题。为了提高电泵系统管理水平,提高电泵寿命,降低躺井率,从电泵系统生命周期的11个阶段,优选出9个"可量化、可控制"指标,并按照指标值与电泵寿命的相关性,赋予不同的权重及分值,以评价电泵运行状态,根据评价结果将电泵划分为优秀、良好、正常、危险及高危5个状态。根据风险评价结果,电泵系统管理中采取两方面工作:分析电泵运行状态欠佳的影响因素,并采取相应的生产管控措施;在选井、选型配套及设计等电泵系统管理前端,对指标参数进行优化控制。近2年的现场应用结果表明:该风险评价方法能够较客观的反映电泵系统运行状态,用于指导电泵井系统管理,有助于提高电泵运行寿命,降低躺井率。     

油田机采系统整体节能潜力分析及优化

大庆油田第八采油厂为了实现"十一五"期间将机采系统单井日耗电降低在80kW.h/d以下的目标,对全厂新投产井和老油田生产井的机采系统进行了理论计算和现场情况分析,制定并实施了有针对性的节能措施。对于新投产井,利用最佳冲程和冲次校核载荷、扭矩,优选机型及装机功率,对抽油机、电机进行优化匹配。对20个新区块采油工程方案中2272口井采取优选节能措施后,平均设计载荷和装机功率分别降低了28kN、9.8kW,平均单井日耗电由措施前的85.7kW.h/d降低至65kW.h/d,累计节电5600×104kW.h。对于老油田生产井,通过采取优化抽汲参数、加强盘根盒管理、进行抽油机节能改造等措施,并试点应用了间歇采油技术、往复式潜油泵采油技术、智能抽油装置采油技术,使全厂机采系统平均单井日耗电、吨油电耗降低到了78.3kW.h/d、58.6kW.h/t,实现了节能目标。     

抽油井机采系统效率测试分析及应用

通过对胜利油田桩西采油厂机械采油井主要耗能设备的效率进行测试,发现其中的问题。根据测度结果,提高抽油井机采系统效率进行了多项试验,找出提高效率的方法。     

螺杆泵采油提产增效技术研究

通过统计大庆油田螺杆泵井和抽油机井近10年沉没度现状,发现螺杆泵井平均沉没度比抽油机井平均沉没度高212m。制约螺杆泵采油的4个主要影响因素分别是:在螺杆泵理论排量、定子管直径相同情况下,1:2型线结构螺杆泵因导程长易漏失,导致泵效降低,又因偏心距大,导致杆管偏磨能耗增加,严重时会导致杆管损坏检泵,降低产量;井下液体流动性影响泵的充满程度,导致转速上调但产量不增加;螺杆泵常规驱动装置传动效率低,参数调整不方便;生产运行参数不合理导致沉没度高,抑制产液。根据各项影响因素制定实施了相应解决措施,研制了3:4型线单螺杆泵、螺杆泵井下防偏磨装置、螺杆泵井除气降黏提液辅助装置、螺杆泵地面直接驱动装置,并应用了等排量对比法与弹性调参法。措施应用后,平均单井日产液量增加6.2t/d,系统效率提高2.5%。     

83/44侧向进油大排量抽稠泵的研制与应用

塔河油田碳酸盐岩稠油油藏具有超深、超稠,以及高密度、高黏度、高含胶质沥青质、高含硫化氢、高矿化度的"两超五高"特点,50℃原油黏度在1500~(210×104)mPa·s之间,原油黏温拐点深度为2500~5000m,采用掺稀油降黏方式生产。常规抽稠泵受排量限制,难以满足稠油举升需求;电泵运行寿命短,成本高。为提高机采井运行寿命,降低采油成本,在常规液压反馈式抽稠泵基础上,研制CYB-83/44侧向进油大排量抽稠泵。该泵上泵筒长度10.2m,最大冲程8.7m,进油通道仅为0.2m,进油口直径达到51mm,配套8m冲程抽油机,最大理论排量可达179m3/d。根据柱塞外径尺寸,设计了两种管柱及杆柱组合方式,并分别在稠油井中进行了矿场试验。结果表明,油井地层产量增加,稀稠比下降,有效泵效提高,且与电泵相比,免修期增加,采油成本显著下降,可替代小排量电泵在超稠油区块推广应用。     

功图液面自动监测技术在江苏油田的应用

针对江苏油田现有功图液面测试技术存在工作量大、手段复杂、资料滞后、偏远井示功图获取困难等问题,在江苏油田Z11平1、Y7平1、Z179、C2—24井现场应用了机采井功图液面自动监测技术。介绍了液面自动监测系统结构、原理、参数及技术特点。通过与常规综合测井仪测试数据和井下压力计监测资料的对比分析,验证了该技术所测资料的准确性。同时利用该技术对供液不足的油井进行间抽时间和间抽规律的摸索。     

浅析影响江苏油田机采系统效率的因素及对策

针对油田开发过程中暴露出机采系统抽汲参数匹配难度大,致使抽油机、电机无法发挥其最大潜力,导致系统效率低、能耗高的问题,文章总结了影响机采系统效率的因素,并提出提高机采系统效率的对策。     

江苏油田机采系统效率测试分析及对策

阐述了江苏油田“十一五”期间机采系统的运行情况,以及各采油厂对油井运用的新工艺、新技术.针对系统效率较低油井的抽汲参数匹配难度大,致使抽油机、电机无法发挥其最大潜力,导致系统效率低、能耗高的问题,总结了影响机采系统效率的因素,并给出提高机采系统效率的对策.     

大型火电机组给水泵驱动方案的经济性比较

针对国内大型火电厂对应用汽泵或电泵方案的技术经济性存在较大争议，分析其中以往热经济性比较存在的不足，并以某厂1000MW机组为对象，通过定流量法对传统汽泵方案、传统电泵方案、高效液耦方案、变频方案和主轴方案等5种不同调速方式计算净输出功，通过比较净输出功的大小，可以比较5种方案的热经济性优劣；结合投资维护费用，表明主轴驱动方案技术经济性具有一定优势。     

大庆萨南油田不加热集油技术的实践与认识

大庆萨南油田已经进入高含水采油期,导致原油集输热力系统自耗天然气呈上升趋势。目前在萨南油田采用的不加热采集方式也有多种。其中掺常温水不加热集油方式适合于中转站所辖的电泵井或高产液井较多及含有部分低产液井的情况：“一站两制”不加热集油方式则既能满足高产液井的掺常温水不加热集油需要,又可以保证低产液、低含水井的安全生产。从一九九六年开始,萨南油田又进行了不加热、不热洗、不掺水的“三不”复合试验、利用化学药剂进行不加热集油试验以及单管环状流程试验等多种不加热集油方式。     

有杆泵抽油机井节点能耗及系统效率优化仿真模型及应用

机采井能耗高、系统效率低,严重制约了大庆油田有杆泵抽油系统的高效运行和区块整体经济、有效开发,机采井的能耗分析与节能优化研究已成为油田节能工作迫切需要解决的问题之一.通过对有杆泵抽油机系统效率进行组成分析,把有杆泵抽油机系统分为电机、皮带、减速箱、四连杆机构、盘根盒、抽油杆、抽油泵和管柱8个节点,建立了能耗所占比重较大的电机能耗、抽油泵能耗、抽油杆能耗和管柱能耗仿真模型以及熵权模糊优化仿真模型.根据所建立的仿真模型和大庆油田某采油厂在用的4种机型的8个节点的测试资料,利用Visual Basic 6.0开发了有杆泵抽油机系统节点能耗和系统效率优化仿真软件.仿真计算结果表明,各节点损耗大小的次序为:电机＞抽油泵＞抽油杆柱＞管柱＞皮带-减速箱＞四连杆＞盘根盒.依据仿真结果,有针对性地进行抽汲参数优化,使抽汲参数更加合理.与优化前相比,抽油机井优化后的系统效率提高了4.74个百分点.     

机采井多参数应用与评价

机采井多参数整体优化技术以低能耗为设计原则，在产液量不变的前提下，综合考虑抽油机井各运行参数分组整合后对系统效率的影响，合理优化机、杆、泵等抽汲参数。通过100口井现场试验数据表明，该技术是一项极为实用、高效且具有广阔推广前景的节能降耗新技术。     

电动给水泵运行方式优化探讨

针对350MW超临界机组2台给水泵运行方式耗用大量厂用电的实际问题,进行了不同工况参数下的电泵出力试验,提出了低负荷阶段单电泵运行的优化方案.运行结果表明:单电泵运行方式可满足机组73％以下负荷工况的安全运行需求,降低厂用电耗效果明显,对火电厂的经济运行具有重要意义.     

提高机采井系统效率配套节能技术研究

针对目前大庆油田机采井节能措施覆盖率仅为39．33％,平均系统效率仅为24．25％的现状,试验研究了多杯等流型气锚技术、免清蜡技术和抽油机节能减速器等配套节能技术,并开展了节能示范区现场试验,试验结果表明以上节能技术均能够提高机采井的系统效率,达到了预期的效果。     

抽油机井适应性与节能设备匹配优选研究

举升工艺技术选择不当会降低工艺本身对特定油井工作条件的适应性,从而导致设计使用寿命缩短和设计生产能力减弱,不仅会严重影响产量,还会增加生产费用。在综合考虑举升工艺自身技术特性和油藏自然特性的基础上,建立了包括系统基本状况、下泵深度、排量、井下特征、油藏特性和生产操作等6个一级指标和15个二级指标在内的举升工艺技术综合优选评价指标体系;基于使用AHP(层次分析法)对评价主指标权重的量化,利用加权评分法对比了抽油机与螺杆泵、电泵其他两种常规人工举升方法。结果表明,抽油机、螺杆泵和电泵的最终适应性加权平均结果分别是3.29、2.88和2.08,对于自然特性不同的油藏,抽油机的适应性最强。抽油机井节能设备优化匹配结果表明,对于常规水驱油藏,日产液量较小时应考虑选用Y系列电机+变频配电箱组合,随日产液量增加,选用高转差电机+普通配电箱较为经济合理。对于化学驱油藏,高转差电机的节能优势明显要优于Y系列电机,且当日产液小于60t/d时,应选用普通配电箱,而当产液大于60t/d应选用变频配电箱。     

焦炉煤气制氢与车载二甲醚重整制氢的能耗与CO_2排放对比

本文分别建立了焦炉煤气制氢与车载二甲醚重整制氢生产及运输过程的模型,分析了两个过程中的总能耗与CO2总排放情况。结果表明在中短途运输中,车载二甲醚重整制氢的总能耗与CO2总排放都远远小于焦炉煤气制氢;焦炉煤气制氢的三种运输方式的总能耗和CO2总排放在不同运输情况中各不相同,因此三种方式各有优势。利用这些对比结果,既能根据各种情况提供较为合适的制氢技术,又能降低其生命周期能耗、减少环境污染,具有重要意义。     

超超临界直接空冷机组给水泵驱动方案分析研究

利用常规热平衡方法对660MW超超临界直接空冷机组的给水泵驱动型式进行了详细的计算研究,重点分析不同的给水泵汽轮机效率、不同的排汽方式和背压以及电泵方案下的不同调速方式在各负荷工况下的机组性能及其差异。研究表明,给水泵汽轮机效率提高1%,机组热耗率降低约3k J/(k W·h)。给水泵汽轮机的排汽形式和背压对机组热耗率的影响显著。汽泵方案在额定负荷下的供电煤耗低于电泵方案,但是电泵-行星齿轮方案和电泵-变频方案的变工况性能相对较好。