输气工程中储气方式的探讨

油气田向城市供气的管线是按给定的稳定输气量计算设计的,而用户消耗的气量又随季节和时间在变化,有用气高峰期也有低谷期。为解决供需之间的矛盾,必须进行气体储备。本文较详细地叙述了在储气工程中储气量的确定和储气方式的选择。并以华北油田向北京和石家庄两城市供气为例,选用管道储气,比选用储罐储气经济得多,北京可节省投资1700万元,每年节省运行费341万元;石家庄可节省投资514万元,年节省运行费124万元。     

呼伦贝尔油田设计方案优化

呼伦贝尔油田系统工程工程项目在设计中积极采用新工艺、新技术、新设备,采用合理的工艺流程,同时通过方案对比、优化,可节省一次性投资7085.5万元,减少占地面积23588.5m2,减少草原破坏面积达1350亩。项目实施后每年可减少油品蒸发损耗10000t,不仅每年可减少经济损失达4500万元,同时减少了对生态环境的破坏和污染,保护了自然环境,维护了企业与地方的良好关系。     

新老井相结合区域集中供电方案

大庆油田北五联集油系统工程中采用集中供电方案,与采用常规方案相比,简化了地面供配电系统结构,80 kVA变压器由新建94台减少到46台,利旧12台;新建80 kV变压器减少了48台,其A区和B区简化为2个集成优化配电系统供电,降低了工程投资,A区和B区常规方案工程投资502.4万元,集中供电方案工程投资389.8万元,集中供电方案比常规供电方案节省工程投资103.6万元,节省比例为20.6％。该方案对每口油井都进行实时监测,其数据上传到北五联中心控制岗,便于生产的精细管理。     

大庆油田"九五"聚合物驱油总体规划设计地面工艺技术方案

大庆油田“九五”聚合物驱油地面建设总体规划 ,通过方案比选 ,采用了“集中配制、分散注入”的布局方案 ,比“分散配制、分散注入”的布局方案节省投资 39% ,“九五”总体规划设计地区可节省基建投资 5 1× 10 8元。由于采用了聚合物电脱水与水驱电脱水混合的处理方案 ,少建脱水站 8座 ,节省投资 0 72 8× 10 8元 ;通过与油田开发密切结合 ,及适当调整注入区块和时间 ,使萨中油田减少配制站 1座 ,喇嘛甸油田 2号、 3号配制站减少设计规模 0 79×10 4 t/a ,及相应的采出液、采出水处理规模 ,节省投资 1 2 7× 10 8元     

单管冷输集油在葡北油田的应用

针对葡北油田地面系统存在的集输半径不合理,地面设施腐蚀老化严重,运行能耗高及安全隐患突出等问题,在单管深埋冷输试验及配套技术研究的基础上,对葡北油田进行冷输工艺调整改造.对葡北油田已改造完成的4座转油站运行情况分析,单管深埋冷输工艺与单管环状掺水流程相比平均单井节省改造投资4.5万元,与双管掺水流程相比平均单井节省改造投资8.3万元,单井年节省运行费用达到2.65万元.     

提高低渗透油田开发经济效益的方法

抽油机降机型技术研究打破了常规经验公式机型优选方法,使抽油机的选型更加科学合理.双断、双漏治理技术的研究应用,为控制生产维护成本提供了技术保障.两年来,大庆油田采油八厂节省产能投资2841.31万元,节省生产维护成本2108.02万元,机采井节约电量3688.34×104 kW·h,增油量9660.31 t,共创效益1.15亿元.     

小井眼采油配套技术

小机、小杆、小泵、小管和小采油树“五小”采油技术 ,与十型抽油机对比 ,机采系统效率提高了 6 6 7个百分点 ,日节电6 0 80kW·h。通过小井眼抽油举升系统优化及配套技术的应用 ,共节省一次性投资 6 87万元 ,年节省运行成本 2 14万元。对于单井产量较低、井深较浅的老区二次、三次加密井 ,考虑应用小井眼 ,既可以节约建井投资 ,同时可提高杆、管的适应性。     

喇嘛甸油田聚合物驱地面工程优化简化技术

大庆喇嘛甸油田优化地面系统布局,使站场内生产区域更加集中,方便管理,为今后的扩建留有余地;优化站外系统,改善了管网的水力及热力条件,节约单干管管线4.2 km、掺水管线11.56 km,节省建设投资108.5万元;实施立体化布站,土地利用系数提高了10%,节约占地面积744 m2,节省基建项目投资12.25万元;采用微正压加热炉后换热效率达90%以上;采用全封闭式变压器和新型金属凯装低压抽屉柜,使空载损耗降低8%,负载损耗降低20%。     

单、双管集油工艺流程适应条件研究

通过对各种单、双管集油流程的研究以及经济技术对比,总结出了不同集油流程的适应条件.对于每一个油田或每一个区块的开发建设,需要认真地进行原油物性分析及水力计算,确定集油管径长度、直径后,再选择投资少、管理和维护费用低的流程.华北油田采油五厂赵86断块采用了单管投球不加热流程,节省工程投资70万元;阿尔善油田工程改造时,部分区块采用了双管掺水流程,节约工程投资100万元.     

孤岛油田下馆陶区块地面管网综合治理

针对孤岛油田中一区下馆陶区块地层流体腐蚀性强 ,地面管网腐蚀破坏严重的问题 ,分析了该区块管网的腐蚀机理及造成管网腐蚀的主要因素 ,设计了一套较为完善和有效的治理方案。这种方案首先是采用玻璃钢复合管来解决电化学腐蚀问题 ;其次是在满足生产需要和节省投资的前提下 ,尽可能减小管径 ,提高流速 ,减少砂粒沉降几率 ,减缓腐蚀 ;再就是应用水力喷射泵工艺 ,加大流量 ,使流体流速加快 ,间接地减轻砂粒沉降磨损地面管网。新建管网投资 145万元 ,投产后年创效益 75 9万元 ,两年即可收回成本。     

中原油田二氧化碳驱标准化设计

中原油田从2007年至2013年先后在采油二厂、采油四厂、采油五厂、采油六厂等区块开展了二氧化碳驱先导试验,取得了良好的增油效果。2014年,中原油田根据偏远区块二氧化碳驱开发生产需要,采用了标准化设计方法,重点对偏远单井二氧化碳驱进行了标准化设计,主要在设计参数系列化、工艺流程标准化、平面布置标准化、设备选型标准化橇装化、主要材料标准化、建(构)筑物标准化、主要标识标准化等七个方面做到了标准化设计。该工程标准化设计提高了设计效率,设计周期由原来30天缩短为15天;实现了控制建设投资,单井二氧化碳驱工程投资由原来350万元降至250万元,减少了100万元。     

海拉尔油田燃气发电站问题与对策

海拉尔油田大量伴生气因无处利用而外排,为了充分利用剩余气,分别在贝301和贝28作业区建成2座燃气发电站.利用发电并网可有效解决发电分配不均而导致的设备运行负荷率低的问题,另外安装余热利用装置可有效利用发电机组烟气余热,节约天然气能源.2座燃气发电站建设一次性投入2 500万元,每年可节省电费960万元,投资回收期3年.余热利用装置投资按165万元计算,1年即可收回成本.     

大庆油田产能地面建设优化简化技术应用

2020年大庆油田计划建设产能区块近百个,基建油水井5 000余口,建成产能近200×104t。针对任务总量大、建设周期紧张、低效低产区块多、经济效益差等实际情况,地面系统遵循"提前介入、主动介入、有效介入"原则,通过采取邀请技术专家提前进入并提前进行交底等措施,缩短了设计周期,保证了项目整体进度。通过地上地下一体化优化、系统布局优化、能力利用优化和工艺技术简化的"三优一简"技术措施,在保证设计进度的同时,节省建设投资2.4亿元,节省年运行费用2 100万元,达到了降本增效的目的。通过以上措施,14个低效产能区块得以有效动用,为完成本年度产量奠定了基础。     

流体磁力电池防垢技术应用

为了解决污水处理混合罐出口管线结垢问题,采用了8副欧美克斯高科技公司提供的美国PALMER国际公司生产的ENEFLOW—5000型流体磁力电池进行防垢试验。濮三联污水站采用这种电池共投资36万元。采用电池防垢技术前,必须每三个月对该管线进行一次化学清洗,每清洗一次的费用为5．5万元．每年需清洗4次,共需投资22万元。10年内需清洗40次,投资220万元。根据现场试验结果,采用该电池后,每一年半需要清洗一次,在10年有效期内,只需清洗7次,投资38．5万元。因此10年内可减少清洗费用181．5万元,扣除投资费用,可获得经济效益145．5万…     

LNG接收站卸料管道保冷层厚度优化模拟

国内LNG接收站卸料管道保冷层多为组合式保冷,保冷层普遍存在着材料浪费的问题。为此,应用Ansys Workbench(AWE)工作平台分别建立了LNG接收站典型的外径为40 in、10 in(1 in=25.4 mm)卸料管道保冷层传热及优化模型。在满足使用要求及设计标准的前提下,对保冷层组合厚度进行优化模拟,并分析了保冷材料热导率受温度变化影响时,其对管道保冷性能的影响。结果表明:优化后,40 in管道每1 000 m可节省投资156万元,10 in管道每1 000 m可节省投资25.62万元;在设计时,如不考虑保冷层热导率随温度变化而采用平均热导率计算,保冷层厚度设计偏保守。对组合保冷材料交接点处温度及各类输入参数敏感性进行分析后得出结论:优化后管道各类指标性能均满足使用要求;内层保冷材料厚度对总投资及热流密度影响最大,大气温度对交接点处温度影响最大。该优化模拟结果及基于AWE工作平台流程化设计优化方法可为LNG管道保冷设计提供参考。     

海拉尔油田电热管集油混输工艺

海拉尔油田单井产量低,伴生气量不足,地面建设投资控制难度大。为了降低地面建设投资,减少天然气的消耗,优化区域站场布局,应用了电热管集油和油气水三相混输工艺。与单管环状掺水集油工艺相比,集油管道缩短41.54 km,管径相应缩小,减少集油阀组间4座;站内缩小了处理规模,减少了处理设备,节省投资1 273.8万元,平均单井投资降低9.0万元。     

塔河油田原油稳定的负压闪蒸工艺

针对塔河油田原油物性及组成特点,确定采用负压闪蒸工艺对该油田的原油进行稳定处理。介绍了岁压闪蒸稳定民流程特点,工艺特色,并将其与相对应的正压闪蒸工艺进行比较和３,说明了本工艺的合理性和可行性。利用负压闪蒸工艺对塔河油田进行原油稳定处理,可比正压闪蒸工艺节省投资４００多万,操作运行费用低３００万元／年。具有显而易见的经济效益。     

单管通球集油工艺在大庆油田的应用效果分析

为了进一步优化简化地面建设模式,降低地面建设投资及集输能耗,大庆油田在高寒地区创造性的应用了单管通球集油工艺。文章通过对大庆油田第一至第六采油厂的六个聚驱或高浓度聚合物区块进行调查分析,采用单管通球集油工艺后油井平均井口回压全部低于1.5 MPa,均在设计压力范围内;高回压油井仅占总井数的6.9%;油井平均进间温度与凝点间的差异在-5.8~1.8℃之间,油井运行情况良好。应用该项工艺后,与常规的双管掺水流程相比单井工程投资可降低2.3万元,单井运行费用可降低1.27万元,以标准煤计单井综合能耗降低2.1×104kg/a,节省投资及节能降耗效果显著。     

世界最大规模的生物甲醇装置即将问世

8月16日宁波金远东工业科技有限公司自主研发的低压尿素水解技术被中国氮肥工业协会评为行业支撑技术，并获得国家发明专利。据该公司总工程师王献介绍。一套20万t/a尿素装置应用低压尿素水解技术后。每年可节省价值200万元的氨，节约水费45万元，不到两年便可收回投资。     

利用设备更新机会和资金促进技术进步和节能增收

本文指出石油化工企业冷换设备更新中,应改变以往照原有设备型号复制的作法.一方面利用更新的机会采用强化技术和优化设计技术,提高冷换设备技术水平、节省投资;另一方面,充分利用计划内设备更新资金,在有限范围内和可能条件下,通过局部调整取得节能和经济效果.最近完成的一个方案设计实例的经济效果是,在11台设备更新的优化设计中节省一次投资22.9×10~4元,同时降低能耗2.0MW,年经济效益62.8×10~4元.文中介绍了所采用的换热器强化和优化设计软件和处理冷却设备负荷弹性的设计思想.对于石油化工企业具有普遍的推广意义.