萨中油田注水系统节能技术应用及效果评价

大庆油田第一采油厂作为年输送污水1.7×10<'8>m<'3>的采油大厂,注水单耗每降0.1 kW·h/m<'3>就可年节电1700×10<'4>kW·h,节能意义重大.近年来,从设备节能措施应用实际出发,采用了井站运行优化、注水泵减级、注水泵高压雯频、前置泵变频、注水泵涂膜、注水系统仿真优化等技术,取得了较好的节能效果.注水单耗由2005年的5.84 kw·h/m<'3>降低到目前的5.39 kW·h/m<'3>,为今后注水系统优化设计、合理用能、增效益、促发展打下了基础.     

依靠科技进步,搞好节电发电工作

电力是石油工业的主要动力,也是完成油气生产任务的重要保证。各石油企业在切实加强“三电”管理的同时,注重依靠科学技术进步,对用电、代电、发电的工艺技术装备,不断进行更新、改造、调整、配套,收到了明显的节能技术经济效益。从1980年到1988年的9年间,石油企业在大部分主力油田进入中后期开发的困难条件下,通过采取多种有效措施,累计节电32.2×10~8kw·h,年平均节电率3.8%,相当于每年增产696×10~4t原油所需要的用电量,有力地促进了生产建设的发展。     

超分子压裂液体系的研制及评价

为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s-1剪切2 h后黏度可保持在140 m Pa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10-4 mm/s和5.6×10-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾,2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 m Pa·s,破胶液表面张力为25.23 m N/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10-3 m3/m2,滤失系数为1.86×10-4 m3/min0.5,滤失速率为3.23×10-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。     

乙醇胺乳酸盐离子液体火电厂尾气深度脱硫工艺优化

采用Aspen Plus软件对以乙醇胺乳酸盐离子液体为吸收剂的贵州黔北某火电厂烟气脱硫工艺进行模拟与优化,并对工艺水网络和换热网络进行了优化设计。结果表明:在烟气处理量为9.48×10~5 m~3/h,烟气温度为55～65℃,粉尘质量浓度为100 mg/m~3,烟气初始SO_2质量浓度为4 179 mg/m~3(深度脱硫要求烟气中SO_2质量浓度不高于50 mg/m~3),脱硫效率99.20%的模拟条件下,将吸收段的水洗塔与吸收塔进行耦合,优化后新塔耗水量降低34.69%,吸收段塔板数确定为7块,塔外回流比、液气比(质量比)分别为0.850,0.454;在溶剂再生段采用新型热泵技术,利用对解吸塔塔底液经气液分离后得到的水蒸气进行压缩,将电能转化为热能;采用逐步线性规划法设计改进水网络,优化后的吸收段、净化段分别节约用水量1.89×10~4,3.99×10~4 kg/h,平均节水率为53.28%;利用夹点分析法设计换热网络,增加2台换热器后,热、冷公用工程分别节能11.57×10~7,10.56×10~7 kJ/h,平均节能76.42%。     

新型疏水缔合聚合物压裂液性能研究与现场应用

以SRFG-1增稠剂和SRFC-1交联剂工业品为研究对象,采用红外光谱法(IR)和核磁共振法(1 H NMR)表征了SRFG-1增稠剂分子结构;评价了SRFG压裂液体系的耐温耐剪切性能、静态悬砂性能和破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFG压裂液在90℃和120℃条件下具有良好的流变性能;24h和48h内的沉降速率分别为1.2×10-4 mm/s和3.7×10-4 mm/s;在60℃,破胶剂加入量为0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液黏度为4.87mPa·s,破胶液表面张力为27.28mN/m,破胶液残渣为46mg/L;在80℃,破胶剂加入量为0.01%条件下,1h即可破胶,破胶液黏度为3.84mPa·s,破胶液表面张力为26.5m N/m,破胶液残渣为60.3mg/L。最后将SRFG压裂液成功应用于青海民和盆地红6井和红7井,最高砂比为25%。     

基于RSV工艺装置提高乙烷收率的工艺技术北大核心CSCD

目的为研究大型天然气深冷工艺装置因膨胀机未投运、关键工艺参数未及时优化调整造成脱甲烷塔操作难度大等导致装置乙烷收率降低等问题,现采用适时投运膨胀机、优化液烃回收装置关键工艺参数等措施开展提高乙烷收率的工艺技术研究。方法基于Aspen HYSYS软件建立装置工艺计算模型,对比分析低温分离器温度、回流贫气和过冷原料气流量及温度等关键设计运行参数对提高乙烷收率的影响,考查上述关键工艺参数对装置乙烷收率的效果。结果经现场验证得出结论,低温分离器温度优化为-68.8~-68.0℃,回流贫气流量和温度分别调整为(7.38~7.60)×10^(4) m^(3)/h、-101.45~-100.05℃,过冷原料气流量和温度分别调整为(7.45~7.63)×10^(4) m^(3)/h、-101.48~-100.45℃,装置实现液烃产品年增产17.56×10^(4) t。结论该项目的应用可实现装置乙烷平均收率由30%提高至90%以上,每年可以获得较高的经济效益,具有较大的推广价值。     

四川盆地页岩气脱水装置节能优化研究

四川盆地页岩气开发地面工程多采用三甘醇(TEG)脱水工艺脱除原料天然气中的饱和水,以满足管输要求。现场运行数据表明,前期建设的页岩气脱水装置能耗相对较高。为降低页岩气脱水装置能耗,以处理规模300×10~4m~3/d的装置为例,借助ASPEN HYSYS V11.0模拟软件,选用Cubic-Plus-Association(CPA)物性包,并结合现场实际运行情况,对页岩气脱水装置的原料气进气温度、TEG循环量、重沸器再生温度、TEG贫液质量分数进行优化研究。研究结果表明:1)在进气温度为35℃、TEG循环量为2.5 m~3/h、重沸器再生温度为203℃、TEG贫液质量分数为99.2%的条件下,装置在产品干气满足管输要求的同时,节能效果明显,单位产品综合能耗降低了42.1%;2)经优化后,单套TEG脱水装置的工程投资降低了16.4%,可节省约230万元;3)与现有装置相比,单套装置节约用气27.4×10~4m~3/a,节约用电5.3×10~4k W·h/a,全年可节省运行费用约30.1万元。结论认为,研究成果可以为页岩气脱水装置的设计及优化提供参考。     

新民油田机采节能技术研究与应用

人工举升系统是生产井实现有效开采的必要手段,在油田开发中占能耗比例较大,针对实际生产中机采耗电方面存在的问题,进行了稀土电动机改进试验、低产液井系统试井,平衡度挖潜试验及电容补偿技术研究.通过现场实践,年节电290×10<'4>Kw·h,效果显著.     

联合站冬季节能工艺措施及效果

为降低联合站冬季整体能耗,提出了直接利用SAGD高温热源对倒罐原油及采暖系统换热加温的优化方案,并对1#换热器及供暖管网实施现场改造。结果表明,SAGD采出液以90~120m~3/h通过螺旋板换热器可将倒罐原油升温至95~97℃,SAGD高温分离水直供采暖管网可保持室温在23℃以上。新措施在供暖期内实现燃油消耗下降2.65t/d、电耗减少10.4k W·h/d、清水资源节约27.7t/d,全年可实现创效316.8×10~4元。     

新型疏水缔合聚合物压裂液综合性能评价

以丙烯酰胺、丙烯酸钠等为单体,按照溶液聚合法制备了新型疏水缔合聚合物增稠剂(SRFG-1),进而合成了一种不含金属元素的低分子化合物交联剂(SRFC-1)。以SRFG-1增稠剂和SRFC-1交联剂为主剂,配制了一种新型疏水缔合压裂液体系(SRFG),评价了该体系的耐温耐剪切性能、静态悬砂性能、破胶性能和静态滤失性能,并考察了该压裂液滤液对岩心基质伤害率及SRFG-1增稠剂的降阻率。结果表明:SRFG压裂液在140℃、170s-1条件下具有良好的流变性能,24h和48h内的沉降速率分别为4.6×10-4 mm/s和6.9×10-4 mm/s;在80℃,破胶剂加入量为0.01%条件下,1h即可破胶,破胶液黏度为3.84mPa·s,破胶液表面张力为26.5mN/m,破胶液基本无残渣;初滤失量为1.289×10-2 m3/m2,滤失系数为8.47×10-4 m/min0.5,滤失速率为2.63×10-4 m/min;压裂液滤液对岩心基质伤害率为10.25%;SRFG-1增稠剂的降阻率为60.15%。     

胺液再生装置工艺流程优化

对某炼油厂处理能力为300 t/h胺液集中再生装置中的再生塔底泵和胺液过滤器在工艺流程中的顺序进行了优化。与同规模常规流程的对比表明,优化后再生塔底泵输送介质温度低于泡点、消除了泵汽蚀隐患;机泵用电量可减少38(kW·h)/h;富液过滤能力可增加23%。可实现装置节能,提高富液过滤器容垢能力。     

煤层气L型井隔膜泵举升及配套技术研究

针对国内外未见隔膜泵在煤层气田试验的现状,开展了煤层气井隔膜泵举升及配套工艺技术研究。分析了地面举升工艺的设计,介绍了关键技术组成,并在沁南盆地2口煤层气L型井中实现首次成功应用。该工艺中的井下三相分离装置不仅具有气液分离功能,还创新设计了沉砂功能,结合隔膜泵工作原理和特点,将沉砂功能设计在筛管之上,还设计了结构简单的防砂导流罩,实现了气液固分离及固体分离后的储存,保障了煤层气井的正常生产。该技术在现场应用中,年节电量达4.8×10⁴～6.9×10⁴ kW·h,节能降耗效果显著。该隔膜泵举升及配套技术适用于大斜度、产水量小及煤粉含量大的煤层气井,可以为煤层气大斜度井的开采提供重要技术支撑。     

某海洋平台天然气水露点控制及用能优化研究

为优化某海洋平台的天然气露点控制系统能耗,通过HYSYS软件搭建天然气脱水工艺流程,结合变量控制法,研究不同工艺参数对水露点和用能的影响,通过敏感性分析确定决策变量,并利用软件自带的优化器实现最低比功耗求解。结果表明：原料气进塔温度、TEG贫液进塔温度与干气露点呈正相关,TEG富液进塔温度、再沸器温度和汽提气流量与干气露点呈负相关;原料气进塔温度、TEG贫液循环量、再沸器温度和汽提气流量与比功耗呈正相关,TEG贫液进塔温度、TEG富液进塔温度与比功耗呈负相关;BOX方法的优化效果最好,在再沸器温度180℃、TEG贫液循环量1.11 m³/h、TEG富液进塔温度110℃的条件下,干气露点为-10.03℃,比功耗为2.215×10^-3kWh/kg,较原现场工艺降低了0.521×10^-3kWh/kg,降幅19.04%,节能效果明显。     

吸附法芳烃联合装置低温热回收和高效利用

结合新建150×10⁴t/a吸附法芳烃联合装置的特点,根据其低温热分布和能量使用等级,经全流程能量优化和热终端耦合分析,在抽出液塔顶副产低压蒸汽89 t/h(1.2 MPa),抽余液塔顶副产低低压蒸汽约250 t/h(0.6 MPa),重整油塔顶副产热水600 t(70～105℃,用于热水制冷),回收总能量约240 MW。其中89 t/h的低压蒸汽和120 t/h低低压蒸汽可在装置内直接消化使用,剩余150 t/h低低压蒸汽(含20 t/h凝结水闪蒸汽)通过整体齿轮压缩机增压到1.8MPa(300℃),升级后的蒸汽可匹配到更多终端用户,实现能量的高效回收。这种高压比、大温升和大流量整体齿轮式压缩机是国内同类装置的首次应用。     

喇嘛甸油田配电网运行优化潜力分析及对策

喇嘛甸油田23座变电所共辖176条6 Kv配电线路,存在线路过长、功率因数低而导致电能浪费的现象.通过线路优化调整、变压器合理匹配、线路分段运行、补偿及配套节能措施,缩短了供电半径,减少了线路压降,提高了线路功率因数,线路损耗明显降低.措施实施后,预计可节电7 990×10M<'4>kw·h,可实现喇嘛甸油田6 Kv配电网的优化运行.     

双碳背景下油田清洁能源利用工艺可行性探讨

油田企业是能源行业的用能大户,采用清洁能源替代油田消耗的化石能源,降低油田碳排放,可有效助力我国双碳目标实现。根据油田用能结构特点和资源条件,以不同类型项目为实例,分析了高温采出液利用、热泵工艺、液化天然气(LNG)工艺、太阳能利用和风力发电等油田清洁替代工艺的应用条件、投资、运行费用和碳排放情况。结果表明,在相同的能耗下,水源热泵工艺单位综合造价为0.17×10⁴ CNY/kW、LNG工艺为0.40×10⁴ CNY/kW,二者相较于其他工艺投资低。风力发电和光伏发电不产生碳排放,太阳能光热、光伏发电和风力发电运行费用为0.018×10⁴～0.040×10⁴ CNY/(kW·a),碳排放强度为0～0.45 t/(kW·a),这3种工艺相较于其他工艺运行费用和碳排放强度低。在高温采出液、油田伴生气和电力等条件均具备的条件下,应优先采用费用现值最低的高温采出液利用和水源热泵工艺,分别为1.20×10⁴ CNY/kW和1.29×10⁴ CNY/kW。在高温采出液...     

基于响应面法的三甘醇脱水参数优化北大核心CSCD

目的解决三甘醇工艺脱水效率降低及能耗偏高等问题,对操作参数进行优化。方法采用灵敏度分析法和响应曲面法对运行参数进行优化。①采用灵敏度分析法选出富液进塔温度、重沸器温度、TEG贫液循环量、汽提气体积流量作为因素变量,以干气水露点和运行费用为响应值,通过HYSYS软件模拟计算25组试验数据;②采用响应曲面法进行分析和优化。结果富液进塔温度和汽提气体积流量间的交互作用对干气水露点影响最显著,富液进塔温度和TEG贫液循环量间的交互作用对运行费用影响最显著,优化后的最佳工艺参数为:富液进塔温度144.28℃、重沸器温度205.4℃、TEG贫液循环量4 m^(3)/h、汽提气体积流量24.96 m^(3)/h。在干气水露点满足外输要求和天然气处理量为300×10^(4) m^(3)/d的情况下,运行费用可降低69.33万元/年。结论响应面法可为指导现场运行参数优化提供理论基础。     

齐鲁MTBE/1-丁烯装置节能优化措施

针对齐鲁MTBE/1-丁烯装置能耗过高的问题,从流程改造、操作优化两方面探讨了装置节能优化工作方面采取的措施。通过一系列的改造优化,MTBE/1-丁烯装置每年蒸汽用量减少约18 kt,电耗降低4.38×106k W·h,节能效果显著。     

MTO装置烯烃分离工艺优化

通过对装置烯烃分离工艺的研究,结合工程设计经验和工厂运行的反馈情况及工艺计算软件进行全流程模拟的结果,对甲醇制烯烃(MTO)烯烃分离流程进行了优化;整合烯烃分离单元和裂解单元重复设置的脱丙烷系统、用副产尾气制氢取代甲醇制氢、取消脱甲烷塔中冷循环泵、取消备用乙炔加氢反应器、取消绿油系统等。通过优化措施,可节省建设投资8.3×10~6元;减少运行成本1.112×10~7元/a(蒸汽按132元/t、循环水0.2元/t、脱盐水7.6元/t、电0.4元/(k W·h)取费);降低加工能耗11.454 GJ/h,折合标准油22 kt/a;减少装置总占地320 m~2。并能确保装置安全、平稳运行,保持较高的烯烃收率。     

LNG与NGL联产工艺优化及改进

为了降低LNG与NGL联产工艺能耗以及进一步提高乙烷回收率,采用Aspen HYSYS软件进行仿真模拟,其中凝液回收工艺采用冷干气回流工艺,制冷循环采用混合冷剂制冷工艺,在保持乙烷回收工艺各参数不变、保证乙烷回收率在95%以上的前提下,以压缩机总能耗与LNG产品质量流量的比值为目标函数,以换热器夹点温差为约束条件,使用遗传算法进行优化。并针对基础流程优化后换热器HX-2中对数平均温差大、冷热组合曲线温差波动范围大的问题提出了改进方案。然后通过火用分析方法定量对比优化改进前后主要设备的火用损失。研究结果表明:(1)对基础流程优化后单位能耗由0.55 kW·h/kg降低到0.41 kW·h/kg,换热器HX-1对数平均温差由10.6℃降低到5.6℃,换热器HX-2对数平均温差由7.6℃降低到6.7℃;(2)采用遗传算法优化后,改进流程单位能耗由基础流程的0.41 kW·h/kg降低到0.36 kW·h/kg,换热器HX-1对数平均温差无明显变化,换热器HX-2对数平均温差由6.7℃降低到4.9℃;(3)改进流程优化后与基础流程相比,火用损失减少43.92%。其中换热器HX-2火用损失减少最多,占总火用损失减少量的32.14%。