江汉油田注水系统节能配套技术

针对江汉油田注水系统存在的高能耗、低效率问题，提出了注水系统参数优化技术、注水泵配套改造技术、注水管网调整技术、柱塞泵变频技术、分压分质注水技术以及注水站调控技术等节能改造配套技术，实施后，取得了较好的节能效果。     

萨北开发区聚驱注水系统的优化

萨北开发区的北过及北三区1~3排聚驱区块注水系统采用的是1座注水站为2~3座注入站供高压稀释用水的系统工艺流程。由于受到开发部门对稀释水量的调整、高压管网连通性差等因素影响,造成注水泵的实际运行能力远大于下游注入站的需求。通过采取注水泵优化调整、注水泵减级、系统联网运行等措施,先后调整2座注水站注水泵运行、2台注水泵减级,并通过注水站间联网停运2台注水泵,取得了4座注水站共计年节约清水330.11×104m3、年节约电量1 785×104k W·h的良好效果。     

江汉油田王场注水系统的节能改造设计

在详细了解王场注水系统现状及对其能耗的分析后，积极稳妥地采用高效大排量注水系及采取“整体降压、分区分压、合理搭配、局部增压”等节能改造措施，从而可有效地降低注水用电单耗。该系统建成后，便注水平均单耗电由原来的7．2kW·h／t降为6．2kW·h／t，年节电达到419．75×104kW·h，具有显著的社会经济效益。     

轻烃深加工精馏装置能耗分析与节能措施

从精馏装置的生产能耗入手,分析了装置主要设备水、电、气各项能耗,通过余热回收、减少开停机次数、停用部分机组的方法、采用原料存储工艺的改造、空冷器电动机更换为变频电动机,改造精馏塔进料工艺流程,优化冷水机组注水工艺流程等节能措施,大幅降低了装置运行能耗,改造后节约天然气88.27×104m3,节约电量71.79×104 kWh,水减少69t,增加经济效益达321.89×104元.     

用热泵冷却注水电机

用热泵机组冷却注水电机的工作原理:循环冷却水进入热泵蒸发器端散热,实现冷却水降温,降温后的冷却水回注水电机;采暖循环水进入热泵的冷凝器端,吸收热量后去用户供暖。2009年7月,对大庆油田北一注水站泵房供热系统进行了改造,改造后的冷却水出水温度可达到23℃,热泵机组供水温度可达到62℃,注水站室内温度超过20℃。北一注水站采用热泵技术采暖可节约4.98×104m3天然气,折合标准煤66 t。     

水源热泵采暖节能技术的应用

油田站库冬季供热能耗大,为了降低能耗,开展了水源热泵供热新技术的现场试验。以站内回注污水作为热源,采用水源热泵风机盘管供热方式对注水站采暖系统进行改造,改造后年可节电25.54×104k Wh。水源热泵技术尤其适合供气半径小的小型站库应用。     

前置增压泵变频控制系统在注水泵的节能效果分析

为了实现注水系统的节能降耗,对注水泵进行了变频改造,实现前置变频系统控制,使泵的耗电量从每天4.5×104kWh降到2.2×104kWh,节约了大量的能源,达到节能降耗的目的。并对前置增压泵变频控制系统存在的问题进行分析,提出合理化建议。     

提高注水系统效率配套技术研究与应用

新疆采油一厂注水系统经过多年注水,出现设备及其配套装置老化严重,注水管网和井下注水管柱腐蚀、结垢严重,注水管网破漏频繁等一系列问题,系统效率极低,注水单耗高,年注水欠注严重。针对这些问题,从提高注水机泵效率、管网效率、注水水质以及注水系统的自动监控等方面着手,形成了一整套配套技术加强注水系统的改造。通过改造,采油一厂注水系统注水泵的平均运行效率从50．6％提高到87．4％,注水管网效率从46％提高到60．35％,整个注水系统效率从21．2％提高到48．37％,注水单耗从10．7kW·h／m^3降低到5．27kW·h／m^3,年节电1050×10^4kW·h,年增注10．9×10^4m^3,注水站各系统实现了自动监控,收到了好的节能增注效果。     

注水系统节能优化控制的研究

为有效地减小油田注水系统无用功能耗，需对注水系统实行节能优化控制。简述了注水系统节能优化控制方案的确定。在分析注水站单站优化与注水系统优化关系的基础上，提出了将注水系统优化控制简化成单站局部优化控制的构想。介绍了注水站节能优化的典型应用，选择静态优化控制的方法，利用多层曲线拟合方法对注水站建模，确定了多泵优化控制的步进搜索方案。给出了实用的在线节能优化控制系统，包括优化控制的主要硬件系统和软件系统。     

提高靖安油田注水系统效率技术研究与应用

靖安油田注水系统运行已超过10年,随着油田配注量不断增加,注水系统暴露出局部管网压损过大,注水站系统压力上升,回流量大等诸多问题,导致系统效率下降,能耗上升,生产成本增加。通过2009年对靖安油田部分站点注水系统效率详测可知,注水系统效率平均值为40.19%,远低于《油田地面工程设计节能技术规范》SY/T 6420-1999规定指标49%,注水单耗过高(0.73kW·h/m~3 MPa)。此外,油田注水是"能耗大户",其用电量占油田开发总用电量的30%,因此,开展油田注水系统节能改造潜力巨大,同时也符合国家关于企业节能减排要求。     

小型橇装密闭注水系统的设计

在总结常规注水系统设计经验的基础上,结合边缘区块注水的要求,设计出小型橇装密闭注水系统,该系统主要由水源井、注水站、配水装置3个部分组成,注水站、配水装置按橇装化进行设计.采用橇装化设计,满足边缘小油田开发建设时间的要求,与常规注水站相比,设计周期缩短30％,施工周期缩短20％,实现油田开采、注采同步进行.清水过滤橇反冲洗水经过储水罐内的旋流装置处理后回用,可减少90％以上的污水排放,年节约用水量0.27×104 m3.     

大港油田注水系统节能显成效

注水系统是油田耗电大户,其耗电量约占油田总耗电量的30％,降低注水系统能耗对于提高油田经济效益、实施低成本开发战略意义重大。大港油田油层埋藏较深、油藏类型多、断块破碎复杂,致使注水泵压高、注水站分布分散且规模小数量多,相应的注水单耗也较高。注水单耗是衡量注水系统能耗的重要指标,而提高注水系统效率是降低注水单耗的基本途径。近年来,广大科技人员在提高注水系统效率、降低注水能耗等方面做了大量的有效尝试,实施多项调整改造节能技术和优化运行措施,取得良好的节能降耗效果。     

优化水处理工艺流程提高注水水质

提出采油一厂尕斯联合站新建污水处理系统存在影响注水水质的问题、污水转注供注矛盾,针对存在的问题,实施了工艺流程技术节能改造,提高注水水质,解决供注矛盾,降低成本。     

油田注水前置泵低压变频节能技术

前置泵低压变频技术为《区域性多点前置泵低压变频调参注水系统优化技术研究》项目的一个重要组成部分,该项目目前已在大庆某采油厂实施。 1.注水系统的特点及变频方式的选择 大庆油田注水系统目前建有各类注水站218座,年注水量约5×108m3。据调查,全油田注水系统的泵管压差仍有20％的站高于0.5MPa,如果注水系统的泵管压差平均按0.4MPa计,则由泵出口阀门调节造成能耗损失为6200kW,折合年电费2400万元。由此可见,减少泵管压差仍是注水系统节能的一个有效途径,目前开展的注水泵高压电     

大港小集“双高”油田节能技术的集成应用

针对大港小集油田的开发能耗现状及现存工艺的不足、设施老化腐蚀严重、运行能耗高、系统维护成本高等问题,根据采油、集输、掺水、注水、供配电等系统各环节的不同情况,通过小功率电泵电机技术、复式永磁电机节能型抽油机、注水井智能调控、泵到泵输送、管道射流除垢、油井软件计量技术、单管常温输送、节能变压器、节能控制柜一系列新工艺、新技术、新设备、新材料的集成应用,有效降低了“双高”油田的系统能耗.通过以上节能技术的集成应用,小集油田的综合能耗大幅降低,项目实施后预计年节电413.8×104 kWh,降低原油损失104.3 t.节能改造后单位综合能耗比改造前减少了1530.0 t标准煤,降低了8.5%     

丙烷脱沥青装置导热油炉的节能改造

对某石化公司800 kt/a丙烷脱沥青装置导热油炉热运行现状及低效原因进行了系统分析,在此基础上提出了空气预热系统采用板式空气预热技术,选用HTEE-E型高温炉用红外辐射涂料的节能改造技术,并在导热炉上改造实施,取得了良好的节能降耗效果。改造后,烟气外排温度从改造前的181℃降低到138℃;热空气温度从112℃升高到179℃;热效率从89.8%提高到91.2%。每年节约燃料费用321.5×104RMB$,节约电能费用19.1×104RMB$。     

注水站最优控制原理

概述了油田注水站计算机最优节能控制理论，认为注水系统能上三部分组成：（１）注水泵驱动电机损耗；（２）注水泵损耗；（３）管网系统损耗，注水站优化节能的目标就是在满足配注方案的前提下，将上述３种损耗降至最小，给出了一种以注水系统效率为目标函数的注水站最优控制的原理和设计方法，采用这种方法来设计注水站的节能控制方案可取得较大的经济效益。     

离心注水泵变频控制的经济性分析

介绍了离心泵变频节能的原理，针对老油田注水压力变化的特点，从理论上计算分析了离心注水泵变频节能的效果，并结合现场试验情况，认为采取谊技术的经济效益不高。建议节能工作者，在注水站节能改造时，应优先采取撤级、不同泵型匹配等措施，在工艺上实现泵管合理匹配。     

S油田注水站站场改造和工艺优化整合效果研究

随着油田的进一步开发,注水系统水、聚驱注水站的界限将逐步被打破,单座注水站运行负荷率低,深度水和普通水注水站合建效益越发明显。通过对结合产能工程已完成改造的南十和新南十注水站进行效果评价,提出在满足改造对所辖注水管网的压力损耗影响较小的前提下,对S油田两站之间距离近、建成时间长、设备腐蚀和老化严重的8座注水站的站场采取改造和工艺优化整合措施,改造及优化后,整体核减站场4座、优化岗位用工40人,达到减员增效、降低注水单耗的目的。该项研究对其他采油厂完成注水站站场改造和工艺优化整合工作具有重要的借鉴意义。     

杏北油田注水系统降压运行方案与效果分析

杏北油田普通注水系统存在部分注水站泵水单耗高、注水系统压力损失较大的问题,针对这一问题,对普通网注水井压力进行了分析,制定了注水系统降压运行方案.通过采取优化注水站布局、注水泵减级等多种技术措施实行降压运行,并对比降压前后的单耗、电量、压力等变化来分析降压后取得的节能效果.