搞好油田大型设备更新可行性研究刍议

阐述了油田大型设备更新可行性研究工作的特征、内容和方法,指出了在进行油田大型设备更新可行性研究工作时,应根据勘探开发生产实际需求研究投资的必要性,科学地预测和估计油田工作量对大型设备的需求状况;技术论证分析应突出"先进性、适用性、经济性"原则,为设备选型和进行方案比较提供主要技术依据;设备配置方案设计应进行多方案比选和评价,提出明确的设备清单;项目的财务盈利能力应从项目及投资者的角度进行评价,论证设备投资的经济可行性和风险分析及对策,在几种可行方案中选择投资效益最好、风险最小的设备投资方案。     

搞好油田大型设备更新可行性研究刍议

阐述了油田大型设备更新可行性研究工作的特征、内容和方法，指出了在进行油田大型设备更新可行性研究工作时，应根据勘探开发生产实际需求研究投资的必要性，科学地预测和估计油田工作量对大型设备的需求状况；技术论证分析应突出”先进性、适用性、经济性”原则，为设备选型和进行方案比较提供主要技术依据；设备配置方案设计应进行多方案比选和评价，提出明确的设备清单；项目的财务盈利能力应从项目及投资者的角度进行评价，论证设备投资的经济可行性和风险分析及对策，在几种可行方案中选择投资效益最好、风险最小的设备投资方案。     

渤西油田群主电站机组的选择

本文结合渤西油田群油气开发与生产实际，依据设备选型原则，就不同类型机组的特点，从技术性能、投资费用、操作维修费用等方面进行了综合分析与比较，从而选择出适宜本工程主电站的最佳机组方案。     

轻汽油醚化装置预加氢单元轻重汽油分离系统的模拟优化

利用Aspen HYSYS软件对轻汽油醚化装置预加氢单元的轻重汽油分离系统进行模拟计算,从操作条件、产品质量、设备情况、公用工程消耗等方面对3种分离方案进行对比。结果表明:汽提塔和分馏塔方案流程较复杂,产品质量较优,设备投资较大,但能耗较小;分馏塔-塔顶产出产品方案,流程简单,设备投资和能耗均较小,但轻汽油产品初馏点较低,易对下游醚化单元操作造成不利影响;分馏塔-侧线产出产品方案,产品质量最优,但设备投资和能耗较大。     

成品油管道中间分输站压力等级的优化

成品油管道的优化包含多方面内容,如线路管径、材质、壁厚,泵站数量、泵匹配等。本文仅从中间油品分输站压力等级选取论述其优化方法。方案优化过程中,比较了不同工况下采用几种压力等级配置时,设备设置和投资变化等,得出优化方法的结果:当进站压力较低时,可适当提高下载部分压力等级,投资变化不大的情况下既保证设备安全又简化了操作流程;当进站压力较高时,可通过设置分输下载部分减压及泄压措施来降低整个下载部分的设计压力等级,从而减少投资。中间站分输部分压力等级的选择也可归结为一个投资、安全性、操作灵活性的分析比选问题,当高压力等级设备与低压力等级设备的同类产品价格趋于接近,则偏向采用提高压力等级的本安型设计方案;当高压力等级设备与低压力等级设备的同类产品价格差异较大,则宜优先考虑通过减压、泄压降低整个系统压力等级的方案。     

油田聚合物注入站变配电方案的简化

大庆油田的注聚方案与长垣油田北部地区注聚方案有明显不同的特点,杏北油田注入站变配电方案应在原长垣油田北部地区采用的聚合物注入站变配电方案的基础上进一步简化.简化方案是集变压器、低压柜、控制柜于一体的单电源变配电方案.通过实践证明,简化方案在节省投资、提高设备利用率以及生产管理等方面取得了显著的效果.     

渤西油田群主电站机组的选择

本文结合渤西油田群油气开发与生产实际,依据设备选型原则,就不同类型机组的特点,从技术性能、投资费用、操作维修费用等方面进行了综合分析与比较(其中包括考虑电、热装置联供后的经济性比较),从而选择出适宜本工程主电站的最佳机组方案。     

隔膜式计量泵精度选型的优化探讨

当前国內已在运行和正在建设的聚丙烯装置,在不同工况下,可以生产多种不同牌号的聚丙烯产品。主要关注在同一套装置不同工况下,某液体添加剂计量泵因为选型方案异同,在计量精度方面可能产生的问题,通过影响计量泵精度各因素的分析,能耗、初期投资和长期操作维护成本的综合分析,比较各种改进的选型方案,来进行选型优化,以期对类似情况下计量泵设备的选型和应用提供有益的参考,并以在实际工程设计及操作上的实例来予以佐证。     

大型气田开发工程项目投资控制对策研究

大型气田开发工程具有投资大、建设周期长、专业复杂、系统性强等特点,做好项目的投资控制工作是项目管理的主要目的之一,也是保证项目目标实现的关键。为此,以元坝超深高含硫生物礁大气田开发建设项目为研究对象,从不同阶段系统分析了项目投资管理的有效控制方法,提出了抓好地质方案、地面工程方案和重点工艺路线优化,推行限额设计、设计优化和重大设备国产化,做好项目投资计划控制,实施标准化采购,强化招标和合同管理,控制工程变更等是做好大型气田开发工程投资控制的有效途径,通过有效的管控实现了元坝气田的高效开发和项目投资控制目标。     

分壁塔与常规重整生成油分离工艺流程模拟比较

以连续重整-芳烃联合装置的重整生成油为原料,利用PRO Ⅱ流程模拟软件分别对采用常规两塔工艺流程和分壁塔工艺流程的两种重整生成油分离方案进行模拟,在保证分离产品质量一致的情况下,从能耗、设备投资和占地的角度分析对比两种方案的优劣。结果表明,与常规两塔工艺流程相比,分壁塔流程的能耗降低31.2%,设备投资节省20.3%,占地面积减少38.3%。     

天然气加气站的经济性分析

建设天然气加气站成本很高，合理选择建站方式至关重要。根据工程经济学的观点，利用投资效果系数对不同天然气加气站的初始投资进行了折算，并引入费用年值法对不同加气站的经济性进行了分析。该方法物理意义直观,全面考虑初期投资和运行费用两种因素,避免了因不同方案中设备使用寿命各异而造成的计算不便。计算结果表明，LNG加气站和 L CNG加气站的费用年值分别仅为 CNG加气站的30.5%和56.7% ，3 种建站方式中LNG加气站经济性最好，在一定条件下可优先建立LNG加气站。     

BHCP-400型自升式钻井平台岩屑处理系统方案设计

通过匹配BHCP-400型自升式钻井平台的岩屑处理系统,提出了设计准则,分析了不同方案的工作原理、关键部件,总结了各方案的特点。结论表明:2个方案都可以实现排放岩屑和有害岩屑的处理,具有一定废弃岩屑的存储能力。方案一直接将泥浆处理平台筛出的有害岩屑存储至岩屑箱,待运输船回岸处理,该方案简单,前期投资小,设备占用空间小,应用时会产生较多的废弃岩屑,需要较大的存储空间;方案二可在平台上对有害岩屑进行后续处理,产生的废弃岩屑比较干燥,不需要太多的占地空间,更加符合HSE和环保要求,但是前期投入成本较大,设备占用空间大。     

惠州石化200万吨重整装置节能技术分析与应用

本文通过对惠州石化200万吨重整主要耗能设备分析,通过技术与经济分析,结合现场条件,依据技术成熟可靠,节约投资的原则,确定增设落地式省煤器余热回收系统的方案     

重整再接触氢气冷量回收探讨

介绍了重整装置再接触流程中对氢气冷量的回收方案,分别对典型换热流程（方案一）、增加再接触气/氢气换热器（方案二）和增加重整生成油/氢气换热器（方案二）进行了投资、经济效益和可实施性对比,结论是：方案一设备最少,流程简单;方杂二投资较少,比较适合氢气增压机有富余的装置;方案三,投资较方案二只增加了约5万元,每年多产出约26.2万元的经济效益,带来的经济效益最大。     

甲醇-水体系单塔精馏与双效精馏流程比较

以11万吨/年二甲醚合成装置中甲醇回收塔为实例,采用Aspen Plus软件研究了甲醇回收塔单塔、并流型、顺流型双效精馏流程,在相同的设计基准及要求下,从设备投资及节能效果两方面,综合分析评价不同方案的优劣。结果表明,并流双效流程的冷凝器和再沸器负荷分别下降了42.21%和49.63%,每年可节约运行成本252.714万元。对于本项目中给定的进料,并流双效精馏是最佳的甲醇-水体系分离方案。     

精馏塔再沸器的控制方案及其优化

对传统再沸器控制方案优缺点进行了分析,并提出优化改进方案,深入探讨了不同工程项目所适用的再沸器控制方案。分析结果表明,蒸汽调控方案可靠稳定、调节及时但能耗与成本高,凝液调节方案精细、节能但反应滞后。对两种控制方案进行了优化改进并较好地解决了存在的问题。特别强调:不同工程领域、厂区、设备条件等都可能成为影响再沸器控制方案选择的因素。     

建百万吨产能投资经济界限研究

根据经济盈亏平衡原理 ,研究确定了油田开发产能建设方案建百万吨产能投资经济界限评价指标的计算方法。通过实例 ,对不同油价、不同平均单位经营成本的建百万吨产能投资经济界限进行了计算 ,并对计算结果进行了深入研究与分析。     

靖边气田集气站闪蒸分液罐排液流程改造思路初探

在靖边气田集气站生产运行过程中发现：因上游来液量及其波动幅度较大,设备排液流程管径较小和运行压力为常压等原因,10座集气站在用闪蒸分液罐存在地层采出水无法自动及时泄放,需频繁进行手动排液的问题.针对该现状,首先结合气田常用设备、管材和管配件实际应用情况,设计了5种不同的双筒式闪蒸分液罐排液流程改造方案;接着应用水头损失理论计算得出了不同排液流程设计的理论排液速度以及改造投资预算;最后,以乌X站为例,进行了原因分析、排液流程改造方案优选,并经过改造前后应用效果对比证明了该改造思路的可行性.     

大庆1400kt／a重油催化裂化装置平面布置初探

介绍了大庆石化总厂1400kt/a年重油催化裂化装置的工艺流程及其设计的特点。并对厂区设备的平面布置进行了论述和分析,提出了减小装置占地的方案,节省了投资。     

我国南海东方气田终端CO_2储存方案研究

我国南海东方气田终端可动用的CO2储量相当丰富,如何将这些CO2埋存减排成为很重要的问题。针对东方终端的具体情况,提出了就地陆上或海上埋存与注入涠洲油田或渤海油田提高采收率的四种资源化利用途径,在此基础上提出了四种集CO2处理、液化、输送、储存和埋存为一体的利用方案。针对每种方案,开展了工艺计算、设备选型以及经济分析,模拟结果认为方案一(东方终端就地埋存CO2处理)投资费用最低,但没有经济效益;方案四[渤海NB 35-2附近提高石油采收率(EOR)或提高气体采收率(EGR)]投资费用最高;方案二(东方1-1平台EGR)的投资费用低于方案三(涠洲12-1平台EGR或EOR)。EGR/EOR都会产生收益,最终方案的选取还需根据收益进行经济评价分析。