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目前,萨南油田采出液综合含水为86·9%,已进入高含水开发阶段。随着井、站数量的增加,集输系统的总能耗也在上升。油田进入高含水开发期后,集输条件发生了变化,为进一步挖掘集输系统的节能潜力,提高企业经济效益,同时,为了获得特高含水阶段的最优集油方式,并确定合理的技术界限参数,萨南油田开展了特高含水井常年单管不加热集油现场试验,以探索特高含水期集输系统节能降耗的新途径。1·现场试验情况截止2004年底,大庆油田采油二厂已实施降温集油的转油站共34座,降温集油的油井2438口,分别占全厂转油站和油井总数的53·9%和53·2%。目前含水8… 相似文献
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针对转油站能耗高的问题,通过开展转油站能耗评价及挖潜措施研究,对转油站整体用能情况进行评价,掌握了转油站电能利用率、热能利用率、系统效率,确定转油站能耗水平,解决了转油站能耗评价技术问题,对于降低油田生产成本具有重要的意义。 相似文献
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转油站是集输系统中的重要组成部分,能耗高,且调整余地大.围绕降低转油站自耗气,结合生产实际,从提高中转站加热炉炉效,提高降温集输潜力进行分析,通过控制系统运行参数入手,优化设备运行;同时加强细化管理,确定合理的分站能耗指标,提高管理人员节能意识,降低集输自耗气. 相似文献
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转油站作为油田地面集输系统的主要耗能环节之一,其能效指标体系的合理构建和评价一直是油田关注的重点。针对三管伴热的集输加热方式,引入层次分析法来构建转油站能效评价指标体系,将转油站系统划分为转油站热力系统、转油站电力系统、站外集油管网三个子系统进行评价。以江苏油田某区块转油站为例,分析不同季节转油站能效系数,根据计算结果可知转油站用能薄弱季节为冬季。依据评价体系分析该季节的基础能耗指标,找出其薄弱指标为站内热力设备效率及站外管网伴热效率。通过改变加热炉工艺参数、伴热热水温度并计算不同参数下的能效系数,确定能效利用率最大时的工艺参数,提高了加热炉及站外管网伴热效率,有效地提升了站场全年的能效利用率,为转油站系统节能改造提供了可靠的理论依据。 相似文献
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针对油井采出液含水率不断增加,转油站集输系统效率低、能耗高的问题,对转油站集输系统进行运行参数优化。以掺水温度和掺水量为决策变量,生产能耗费用最低为目标函数,建立转油站运行参数优化模型。采用人工设计与佳点集原理相结合的种群初始化策略和引入非线性收敛因子等机制对传统鲸鱼算法进行改进,以大庆PH2转油站为例,采用改进鲸鱼算法对运行参数进行优化,结果表明,改进后的鲸鱼算法综合性能明显提高,并且优化后转油站掺水温度降低9℃,掺水量减少450 m3/ d,日均耗气量下降14.68%,日均耗电量降低34.1%,总体运行费用降低了21.5%,优化效果良好。研究成果可供类似工程参考。 相似文献
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喇嘛甸油田已经进入高含水开采后期,为降低转油站系统能耗,以喇601转油站节能挖潜为切入点,以调查研究和节能监测为手段,开展节能示范站的研究工作.对转油站工艺流程、机泵及加热炉运行情况和节能计量设备完备情况进行详细分析,按照系统节能的理念制定改造措施,对转油站各系统耗能点进行整体优化控制.综合应用成熟技术,合理匹配机泵、加热炉、变压器、照明等设备的各项参数,发挥技术和管理优势,完成了由措施节能,管理节能,向综合节能的跨越,为集输系统节能降耗发挥了示范作用,为油田节能降耗提供了技术思路,促进了管理节能水平的进一步提高. 相似文献
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油气集输系统分为集油、脱水、稳定和储运等环节,油气集输能耗一般占原油生产总能耗的30%~40%,所消耗的热能和电能是油田节能的重点对象。通过对北十七联合站集输系统能耗研究,建立了集输系统能耗"黑箱—灰箱"数学模型,对集输系统的能量平衡进行分析,发现系统中的转油站热能利用率和电能利用率都不高,是用能的薄弱环节,系统能耗计算方法为实现集输系统"优质、低耗"改造提供了理论依据。 相似文献
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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. 相似文献
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"十五"期间,大庆萨南油田进入了高含水开发后期,原油集输系统存在设施老化、负荷不均衡、能耗高及运行效率低等严重问题.针对这些问题,从"九五"期间就开始不断探索转油站系统调整改造的措施和办法,经过多年的努力,形成了一系列针对不同开发形势的优化调整和维修改造的原则、思路和做法.几年来,在部分区块和转油站进行了推广实施应用,取得了良好的技术和经济效果. 相似文献
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目前辽河油田部分电加热集输流程中转油站的能量利用率较低.为此,建立能耗黑箱分析模型,进行能耗测试.对转油站的能耗情况进行分析,依据分析结果进行转油站改造,节能效果比较明显. 相似文献
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利用井口电加热器和电热管道可以实现温度和功率调节控制,以满足不同集输工况下的要求。从目前运行分析看,敖南油田敖一转油站取消了掺水、沉降系统,转油站不需要外供气源,减少了供气管线,不但降低了集输油系统建设规模,而且节约了天然气0.6898×104m3/d,一年节约天然气252×104m3。敖南油田对电加热流程采用间歇加热,不但节省能耗,而且节省运行费用,为大庆外围油田节能减排提供了技术和经验。 相似文献
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随着油井数逐年增加,能耗量不断上升,其中集输系统能耗所占比例较大。通过对转油站系统内能耗节点的分析,采取综合调整,制定相关节能措施,计量间采暖工芑流程改造、采暖设备老化改造;转油站加热炉效率提高,站内工艺流程改造等措施。降低了集输系统能耗,达到了节能降耗目的。 相似文献
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输油系统节能降耗途径探讨 总被引:2,自引:0,他引:2
萨中油田目前已进入高含水开采后期.产油量不断下降.由于受不同区块的影响.导致转油站负荷不均衡。导致整体运行效率不高。而运行效率不高带来的主要的问题是系统单位能耗的增加.尤其输油系统又是能耗大户.为了达到节能降耗的目的.通过采取对中转站的系统优化调整.简化地面工艺。提高系统负荷率。并结合以高效泵代替低效泵、以小泵代替大泵。利用变频调速装置。提高外输油系统的运行效率.可以达到节约电量的效果。采用高含水油井常温输送。降低集输损耗率:安装使用高效燃烧器.降低原油集输自耗气用量.可以达到节约天然气的显著效果。达到节能降耗的目的。输油系统节能降耗措施的应用为油田开采后期持续、稳定发展的提供了有利保障。 相似文献
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随着低效井的增加和部分井转提捞,大庆油田采油八厂集输系统设备的负荷率降低,效率逐年下降。由于油田综合含水上升,集输用气和用电单耗不断升高。早期建成的转油站采用大站补水工艺,浪费能源。2003年以来,通过开展室内研究和现场试验,摸索出了一条优化运行的技术和管理途径,在降低能耗方面取得了较好的效果。 相似文献
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