南海某无人平台外输泵工艺设计研究

海上无人平台在国内的各大海域日益增多,降低了海上设备的操维成本和人力成本,但是无人平台的安全可靠性要求较高。无人平台的油气生产工艺流程多为简易化,原油自油井开采出来后,不经过处理直接进入外输管道。南海某无人平台较为特殊,需要设置外输泵进行增压方可满足生产要求。此文通过设计研究和方案比选,首次在海洋平台上,创新性地采用柴油置换备用泵中的原油,并增设远程启动信号,当运行的外输泵故障后,操作人员可在其他平台或者终端远程启动备用外输泵,进而保证无人平台的正常生产和安全生产。     

天然气凝液回收工艺RSV流程的模拟与分析

回收天然气中的乙烷及以上组分时,当原料气中CO2含量超过一定值以后,膨胀机出口及脱甲烷塔顶部容易发生CO2冻堵。采用外输干气回流的乙烷回收工艺——部分干气循环工艺(RSV),可以在不降低乙烷回收率的前提下提高脱甲烷塔的操作压力,降低外输干气再压缩功率的同时有效避免CO2冻堵的发生。采用HYSYS软件模拟RSV工艺回收天然气中的乙烷及以上组分,实例研究表明:原料气CO2的物质的量分数为2.4%时,乙烷回收率为86%,乙烷回收装置不会发生CO2冻堵;分离器过冷气相的比例不宜过高,一般为10%～30%;外输干气回流的比例一般为10%～20%;根据不同的原料气组成及操作工况,分离器液相可以选择全部过冷也可以部分过冷。     

浅冷装置轻烃冷量回收技术研究

浅冷装置轻烃冷量回收技术主要存在两方面的问题,第一点,使用中由于外界因素影响,其冷却温度达不到实际要求。第二点,外界因素会影响中转库液烃温度,导致储存罐和中转站压力失衡,不能进行正常传输。为了提高轻烃冷量的回收,必须对其加以改进,具体方法是对外输轻烃冷量有效进行回收,从而提高输轻烃实际的回收率,在轻烃贮罐向中转库输送线上设置轻烃外输泵,利用泵的动能将轻烃传递到中转库中,下面就对改进措施进行深入分析。     

变频调速装置在联合站外输泵上的应用

联合站外输泵在使用变频调速装置之前都是用工频启动设备,机泵在恒速状态下运行。实际生产中,由于原油集输系统的不稳定性,联合站脱水、外输系统压力、净化油罐液位经常发生变化。外输泵应用变频调速装置后,实现了原油安全平稳输送,降低了输油耗电,提高了系统效率。     

塔中输油管线高压差运行问题分析及优化研究

塔中1~#集气站外输油管线在输送过程中出现压降过大的问题,当启输压力过高时,集气站分离器安全阀有起跳风险,严重影响了正常生产。利用OLGA模拟软件对外输管线输送过程中压力、温度、气液流速等参数进行了计算;分析了油品黏度、气阻、管线输量对管线运行压降的影响,得出了管输压降大的主要原因是气阻。针对现场实际情况,采取油品闪蒸后输送以及提高管线输量等优化措施,均可以降低启输压力,有效地解决输油管线运行压降过大的问题。因此,对于高压多起伏输油管线要保证输量或降低油品中的溶解气量,以避免产生气阻而导致压降过大的问题。     

天然气浅冷装置冷量回收优化工艺

以大庆油田有限责任公司天然气分公司浅冷装置为例,分析浅冷装置轻烃和外输干气冷量回收现状,提出存在的问题及改进措施。在通过HYSIM软件进行模拟计算的基础上,对各种改造方案进行分析和比较,最终提出采用多股流换热器的冷量回收工艺。在浅冷装置上采用该优化工艺时,按轻烃和外输干气回收温度达到10℃计,回收热量263.6MJ/h,富天然气温度由5℃降到-1.94℃,氨蒸发器的负荷降低20.4%,年节电6.061×105kWh,年节约生产成本47.7万元。     

池97区块合理套压回收伴生气技术探讨与实践

长庆油田套管气回收方式主要采用打气泵抽气、单独铺设集气管线及同步回转油气混输装置等方式[1]。本文以含气油井作为研究对象,通过理论公式与现场实验进行对比,得出红井子采油作业区池97区块油井泵口压力。在油井泵口压力设定值内利用控制套管压力生产实现对油井最大回收套管气,减少中间流程上抽气、回收套管气环节,减少设备投资,实现最大经济效益化。     

沙漠油田中心处理站工艺系统改造设计

通过对某沙漠油田中心处理站内的原油处理设施进行优化改造,以提高终端油气处理能力。利用段塞流捕集器来减少段塞流对站内生产的冲击,并进行初步的油气水分离;新建油气分离设备和压缩机,回收利用目前水洗罐分离后去火炬的天然气;通过优化工艺参数,充分利用已建水洗罐,提高油水分离效果,并降低运行费用;新建油水换热器回收利用热量,降低原油进罐温度,实现节能增效。     

注蒸汽式稠油开采用特种杆式抽油泵

为满足注蒸汽热力开采稠油的需要,研制了注蒸汽式稠油开采用特种杆式抽油泵。该泵主要由外管总成和置于外管总成内的特种杆式抽油泵组成。特种杆式抽油泵设计有顶部限位装置,与外管总成配合,可以起到下泵预警作用,操作方便,安全可靠。外管总成下部设计有可以靠外力或注汽压力打开的底阀,当外力解除后,该底阀可以在油层压力和复位弹簧力的作用下关闭。该泵在现场9井次的应用中,单井平均生产54 d,平均日产油4.7 t。应用结果表明:该泵的各项技术指标均达到了设计要求,可以应用于注蒸汽热采稠油油井的采油作业,不但提高了采油时效,还降低了采油成本,具有良好的经济效益和社会效益。     

龙二联合站输液单耗降低措施

大庆龙二联合站集输系统改造后,外输泵耗电量不断增加,输液单耗不断升高。通过进行降低输液单耗革新试验,增加外输泵进口供液量,提高泵入口压力,合理控制机泵参数,输液单耗明显降低。     

提高空气入炉温度对芳烃加热炉能耗的影响

芳烃联合装置产生的0.72 MPa,167℃凝结水直接送出装置,这部分余热没有充分利用。通过以加热炉区的凝结水为热源加热鼓风机出口空气来回收凝结水余热,同时提高空气进入炉膛的温度。以加热炉系统为计算实例,采用对数平均温差法,探讨了芳烃联合装置加热炉系统提高空气进空气预热器温度后的空气入炉温度、排烟温度、加热炉综合热效率及节约燃料气量的变化情况,最终得出结论:当温度提高50℃时,每年可多回收热水余热2 196.70 kW,节约燃料气量1 509.30 t,余热回收率达34.4%。     

基于吸收式热泵的精馏塔用能系统优化研究

受环境温度限制,加压精馏塔操作压力的设定值普遍偏高,系统能耗较高。以某脱丙烷塔为例,将操作压力由2.00 MPa降至1.60 MPa,塔底重沸器加热负荷可降低12.9%,若能继续降低操作压力,则可以进一步降低系统能耗。采用“基于第一类吸收式热泵的精馏塔物料梯级加热方法”,提高塔顶冷却能力,降低塔顶冷凝器工作温度,进而有效降低脱丙烷塔的操作压力至1.30 MPa;同时利用吸收式热泵回收塔顶馏出物冷凝热来对进料预热,替代部分重沸器消耗的工艺蒸汽,通过对操作参数及吸收式热泵配置的优化,可使脱丙烷塔能效提高23.3%。将富余的吸收式热泵制热水作为脱乙烷塔和精丙烯塔两塔重沸器热源,可显著降低气体分馏装置的蒸汽消耗量,经济效益显著。     

CRHJ—250型常压超导热管水套加热炉

鉴于油田目前使用的水套加热炉大都存在热效率低、排烟温度高以及有安全隐患等缺陷,研制了CRHJ-250型常压超导热管水套加热炉。这种加热炉的技术关键在于筒体按常压结构设计,采用了超导热管和波纹管强化传热材料,大幅度提高了热效率。现场试验表明,2台新型250kW常压水套加热炉运行状况良好,热效率最高达88.11％,提高热效率13.11％;运行中排烟温度稳定在139～167℃,节气率达15.73％。常压结构设计,消除了因超压而爆炸的安全隐患。     

油田站外单管集油辅助工艺对比

为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。     

炼厂循环水系统节能优化方案可行性研究

目前某炼厂循环水系统水泵年耗电量约为1460万度,属于全厂耗电大户之一。为积极响应国家提出的加快建设"节约型社会"的要求和降低企业成本为目的,计划采用循环水系统优化节能技术,降低系统整体能耗。结果表明:通过对降低冷却塔出水温度、合理控制循环水流量保证在实现系统节能的同时,增强换热效果;采用高压变频技术,改变水泵转速,使水泵供出的流量和系统需要的流量相匹配,达到降低能耗的目的;因此,从系统运行的效果和能耗的合理性来分析循环水厂优化是可行的。     

丙烯精馏塔热泵流程的优化

利用Aspen Plus流程模拟软件,选用RK-SOAVE物性模型和RADFRAC精馏模型,对常规丙烯精馏塔的操作工况进行了模拟.在此基础上,对丙烯精馏塔的2种热泵流程即塔顶蒸汽直接压缩式热泵流程和塔釜液闪蒸再沸式热泵流程进行了模拟计算.结果表明,对于丙烯精馏塔而言采用塔釜液闪蒸再沸式热泵流程更有利.所选热泵精馏流程优化操作参数如下:丙烯精馏塔进料位置为第125块塔板,回流比为16.5,节流阀压力为1.0 MPa.通过对操作参数进行优化,在处理量相同的情况下,可使塔釜液闪蒸再沸式热泵精馏流程压缩机功率降低352.39 kW,辅助冷却器负荷降低31.72 kW.     

油田注水机组流量调节阀的节能优化控制分析

对注水机组进行优化控制的方法有调速调节控制和节流调节控制。采用闸阀节流调节控制方法简单易行 ,投资少 ,若以泵水单耗最低为优化目标实施优化控制是可行的。具体做法是 :当相邻站注水量增加或注水井需水量减少时 ,可关小阀门 ,使泵出口压力提高 ;当相邻站注水量减少或注水井需水量增加时 ,可开大阀门 ,使泵出口压力降低。现场应用试验表明 ,采用闸阀节流调节控制方法 ,注水机组泵水单耗最高降低 12 %,平均降低 3%,具有明显节能效果。     

高气油比井合理套压研究新方法

高气油比抽油机井在生产过程中,套压的大小影响着油井的生产,套压过高或者过低都会对油井产生不利影响,出现产油量偏少或者含水率上升过快,影响油井的最终采收率。由于套压与油气比、含水率等存在线性关系,故可以通过多元线性回归理论建立相关的数学模型,同时根据套压与产油量的关系,而产量的变化主要是由于套压变化导致抽油泵泵效发生变化...     

采用复合相变换热器技术回收CFB锅炉烟气余热

采用复合相变换热器（FXH）回收CFB锅炉尾部烟气余热,代替原汽轮机2。低压加热器抽汽加热凝结水,并利用Matlab软件对烟气余热系统进行了热力仿真计算。改造后的运行结果表明,锅炉排烟温度从150～155℃降低至120℃,节省的抽汽可增加发电量175．284×10^4（kW·h）／a,供电标煤耗降低1．323g／（kW·h）,锅炉热效率提高1．85个百分点,改造静态投资回收期约为2．3a;FXH的进口烟气温度不宜超过150℃,所选燃煤的烟气露点温度在108—114℃较适宜。     

恒温差热式流量计影响因素模拟与试验研究

针对恒温差热式流量计在井下测量小流量流体时误差较大的问题,进行了温度、压力的影响研究.根据流量计加热器电功率与被测流体流量的关系,分析了温度对液态水物性参数的影响,通过数值模拟研究了不同温度下水流量与流量计换热功率的变化曲线.在此基础上,搭建了可调节水温和流体流量的试验平台,在定压(常压)条件下,通过试验分析了25～4...