海拉尔油田节能管理实践应用

海拉尔油田开发建设已20 a,随着油田综合含水升高,注水量和产液量逐年增加,油田开发能耗日益增大,给企业运行成本带来极大压力。针对以上问题,海拉尔油田采用转提捞、间抽生产、调整生产参数、使用节能电动机和抽油机变频器等技术,降低举升能耗;实施集输系统综合优化,开展降温集输试验,充分利用伴生天然气,推进加热炉及变压器换代更新,降低集输系统能耗;加大注水调控力度,注水泵应用变频装置,降低注水系统能耗;实施配电线路无功补偿,加强用电设备日常管理,减少电力消耗。通过采取上述节能降耗措施,取得了年节电3 068.3×10⁴kWh,节约燃油2 093 t的效果,实现年节约成本2 192万元。这些节能技术举措对于“三低”油田效益开发具有借鉴意义。     

增压站停运界限研究

为减少地面建设投资,确保外输管道的平稳运行,一般设计会采用中间加温或建设增压站,以提高外输管道的水力或热力输送条件。随着油田开发的延长,当外输量变化时可适当停运增压站,降低能源消耗,减少工艺节点及岗位配置,达到安全、经济的生产模式。针对某一联外输管道输送液量降低的情况,按照已知边界参数计算,停运某三增压站,临界输量为443 m³/h。经现场验证,某三增压站停运临界输量为440 m³/h,增加喂液泵后临界输量为550 m³/h,输油单耗由6.08 kWh/t降至3.5 kWh/t,实现了系统高效低耗运行。     

油田加热炉节能技术应用

集输加热系统是油田的耗能大户,研究加热炉的节能降耗措施是实施油田节能战略的关键。朝阳沟油田开发20余年,由于产能递减,早期安装的加热炉大都出现了负荷较低、加热效率下降、腐蚀结垢严重等问题。针对所存在的问题,朝阳沟油田通过老区改造对站内加热炉实施了一系列的节能技术研究,取得了一定的成效。     

陇东油田提高集输系统效率技术研究与应用

针对陇东油田集输系统地面场站运行能耗高、输油泵效率不合格、加热炉热效率低等现状和存在的问题,开展了集输管网优化、变频调速、无功补偿、高效燃烧器、远红外涂料等节能技术研究,并进行了现场应用.实施后,节能效果明显,具有良好的社会效益和经济效益,1年节电总量为712.7×104 kWh;节约原油总量2 154 t、燃煤4050t、燃气总量300.45 ×104m3,节能总效益达1 984.69× 104元;同时减少了碳排放.     

COH原油加热炉在油田节能系统中的综合应用

油田勘探开发中后期,天然气做为一种主要的自产消耗能源,节能潜力和空间较大。九十年代前安装使用的高耗能燃气加热炉在加热炉系统中所占比重过大以及节能更新改造资金紧张成为加热炉系统效率提升的瓶颈,如何有效利用节能新设备的先进安全性能做好在油田安全要害部位的风险管理是节能技术推进的先决条件。优选适用于稀油油田区块的COH燃气加热炉,优先改造外输量较大设备安全隐患较多的重点节点部位加热炉,考虑勘探开发中整体工艺改造需求,实现以点带面,以有限节能资金快速有效带动采油厂加热炉系统效率的整体提高。运用HSE管理工具,将COH燃气加热炉的安全性能融入各联合站、采油站,落实风险措施。实现COH原油加热炉在油田节能系统中的综合应用     

油田站场能耗控制及数字化建设在提质增效方面的应用研究

某油田发展面临地面系统能耗高、站场用工形势紧张等问题,针对这些问题,采取以下措施：应用注水泵涂膜、有源滤波、高压变频、斩波内馈等节能技术,注水用电单耗从6.03 kWh/m³下降至5.77 kWh/m³;应用站场区域优化、技术参数优化等措施,吨液耗气平均降为1.47 m³/t;采取多岗合一、集中监控、岗位无人值守的建设模式,有效缓解了一线人员用工紧张的问题。结果表明,通过应用节能技术、天然气能耗控制、区块优化技术、数字化建设等措施,每年节气1 835×10⁴m³,节电451×10⁴kWh,节约能耗成本1 187万元,优化岗位用工259人,节省用工成本3 108万元。     

大泵提效技术探索

为了进一步提高陆梁油田开发的综合效益,提出了机采系统“降杆速”的生产思路,并给出了理论依据,现场实施242井,平均杆速由18.4m/min降到13.0 m/min;系统效率由21.94%提高至31.21%,吨液单耗由7.38 kWh/t降低为5.54 kWh/t,节能率24.93%。同时针对油田含水逐年上升的开发趋势,在“低杆速”的原则下,优选“潜力井”实施升级泵径提液增油的措施,现场实施38井,增液1354.6 t/d,增油85.4 t/d,历时6个月累计增液253218 t、累计增油17355 t。经现场实践,形成了一套“降杆速、保产量”的大泵提效技术。     

朝阳沟油田注水泵站节能潜力分析

朝阳沟油田注水系统耗电量约占油田生产总耗电量的32％,因此,注水系统节能降耗问题在整个油田系统节能方面起着举足轻重的作用.通过注水泵站能耗现状进行调查和分析,从节能管理和节能技术两方面,挖掘其节能潜力,提出了注水泵站优化运行措施,并进行可行性及效果分析,预计措施实施后,注水单耗可降低0.5 kWh/m 3,实现节能降耗.     

集输系统加热炉的节能技术改造

集输系统的加热炉是油田节能的主要对象之一。朝阳沟油田开发20余年由于产能递减，早期安装的加热炉大都出现了负荷较低、加热效率下降、腐蚀结垢严重等问题。针对所存在的问题，对站内加热炉实施了一系列的节能技术改造，取得了一定的成效。     

稠油集输系统加热炉节能技术研究

集输系统中的加热炉是油田耗能的主要设备,其热效率的高低直接影响油田的经济效益。文中分析了集输系统加热炉经济运行的主要影响因素:过剩空气系数、加热炉热负荷、排烟温度、加热炉燃烧效率等。利用加热炉反平衡效率测试法,对现场运行的加热炉进行效率测试,得到加热炉的散热损失率、排烟热损失率及燃料不完全燃烧率。利用测试数据计算出加热炉的热效率,根据计算结果分析了造成加热炉低效运行的原因。针对各加热炉的不同情况,提出实现经济运行的主要对策,为稠油集输系统加热炉的节能技术改造提供依据。     

彩南油田常温集输一体化技术研究及应用

彩南油田采用单井、计量站两级加热进站集输模式,系统冬季运行能耗高,同时伴随管线结垢、腐蚀、穿孔等现象的发生。为了从根本上解决系统能耗大的问题,油田历时四年开展常温集输一体化研究,建立了采出液常温集输判断方法和一体化实施流程,实现单井温度降低约15℃,计量站停炉期间温度降低6~8℃;节约用电量1 312×10~4kWh/a,节约天然气耗气总量222×10~4m^3/a,年创经济效益1 340万元,为油田节能降耗发挥了重要作用,同时为油田的常温集输提供了技术保障。另外,多效药剂的研发为扩大常温集输实施范围提供了技术支撑,单井加热控制方式的改进在节能降耗最大化的同时,为常温集输井提供了安全保障。     

滚动开发油田油气集输工艺技术研究

根据滚动开发油田的原油生产特点,探索出了适合该油田开发的油气集输工艺,并在濮城油田濮四集中处理站加以实施。通过简化工艺流程,优化分离器、加热炉的内部结构,采用端点加药、磁处理原油脱水器,选用高效节能的离心油泵等措施,使油气集输工艺系统运行平稳、可靠,满足了生产要求,并取得了良好的经济及社会效益。     

关于油气集输工程管网布局设计研究

油气集输工程管网布局设计,具有控制造价、影响产能等属性,亟需在布局设计中加以优化完善。借助油气集输管网设计原则,综合考虑地理、湿度、气候等因素,在操作上依赖降耗增效原则,设计和完善油气集输管网布局优化方案。以油气集输工程节能设计为原则,应用地面集输管网优化、井组优化、系统布局优化、集中处理站选址优化等模式,实现油气集输工程管网布局设计优化,以保证管网节能设计高效落实。在油气集输工程管网布局改造后,管效由88.19%提升至90%,实现总节能646.2 MJ/h,节气15.01 m³/h,年节气总量达13×10⁴m³,达到了良好的节能降耗效果。因此,针对当前管网布局优化要求,制定以多元化设计保障策略,对于了解未来管网布局设计具有极大辅助作用,展现出较为积极的探索价值。     

注水泵节能方法探索实践

某矿注水站综合耗电占矿总耗电的23％,为降低运行能耗,通过对注水站能耗状况进行调查统计,分析了影响单耗和泵效等的因素,采用减级、涂膜和单双泵布局调整等措施,减级改造降压后,泵管压差下降了0.9 MPa,平均注水单耗由5.98 kWh/m3下降到5.77 kWh/m3,下降了0.21 kWh/m3;涂膜后注水泵单耗由6....     

特高含水采油期安全混输温度界限试验研究

随着油田开发的深入,大庆油田原油综合含水率不断升高,大部分油井产出液含水率在90% 左右。随着含水率的升高,集输原油的能耗也呈急剧上升趋势。为了实现安全不加热集输及降低能耗和生产成本,在大庆油田建立了一套试验装置,以大庆油田采油六厂喇嘛甸油田特高含水油井产出的油气水混合物为试验介质,测试了不同温度、不同含水率、不同产液量及不同含气情况下的压降及油气水混合物的流动状态。试验研究结果表明,在含水率超过85% 、产液量为11~105t/d、气油比为40~60m³/t及油气水混合物的流速为0.2~2m/s、气相折算速度为0.15~1.8m/s的条件下,油、气、水三相在水平管道内的流动属于冲击流,油、水两相属于分层流或水为连续相的乳状/悬浮液。在不加任何药剂的情况下,特高含水采油期,油气水安全混输温度界限为23℃,低于原油凝固点。     

加热炉排烟温度治理方法探讨

加热炉排烟温度影响热效率,增加了加热炉运行能耗。为了控制排烟温度,降低加热炉耗气量,开展加热炉排烟温度超标原因分析工作,研究加热炉运行参数的合理界限。调查油田热洗清蜡规程,分析第六采油厂集输系统加热炉热洗工艺,研究加热炉温度、流量、负荷之间的关系,确定了加热炉温度、流量、负荷的合理范围,绘制加热炉热负荷控制曲线。针对加热炉排烟温度的实际情况,对现场加热炉进行分类治理,实施后效果显著,排烟温度降低30℃以上,6台加热炉预计年节气29.21×10⁴m³,年节约成本41.19万元。     

留北油田地面常温集输工艺优化设计

为了有效利用油田的地热资源,实现油田地面常温集输,研究应用了复合隔热内衬油管技术,该技术是在D89 mm油管内衬一层隔热材料和防偏磨材料,达到降低井筒举升过程中的热能损失,提高井口温度的目的。在留北油田设计应用了17口井,井口温度平均提高12.8℃,对应的地面井组实现了常温集输进站,取消了原三管伴热工艺流程,年节约燃料油1672.31 t,降低了加热炉的燃料油消耗和污染排放。     

汽油加氢装置运行优化及节能改造

随着汽油产品质量升级工作的深入推进,乌鲁木齐石化公司对汽油加氢装置进行改造,新增了富芳烃加氢单元,在国Ⅴ标准汽油生产阶段,辛烷值损失降低至0.3个单位,液收保持在99%以上,体现了工艺水平的先进性。但是,在实际运行过程中,存在加热炉负荷高、综合能耗高等亟待解决的问题。笔者重点分析了乌鲁木齐石化公司汽油加氢装置运行现状及存在问题,对影响装置操作稳定性、加热炉负荷高、综合能耗高等关键问题进行了分析,提出了相应改造措施,改造措施实施后,综合能耗从726.45 MJ/t降低至413.92 MJ/t,增加经济效益380.16元/h。     

油田注汽系统一体化节能优化改造实践及效果分析

稠油是我国重要的石油资源,稠油开采能耗是普通原油开采能耗的2~3倍,提高油田注汽系统运行效率是油田节能降耗的一项重点工作,本文通过具体实践案例,介绍了运用系统工程原理和过程分析方法,找出油田注汽系统存在的影响能耗降低矛盾和问题,进而采取一体化节能优化措施,提升了注汽系统运行效率,减少了不必要的能源消耗和浪费。     

空气源热泵加热集输工艺技术的应用

空气源热泵机组已经广泛应用于工业生产、生活场所。该工艺特点,能够充分利用天然资源,保护环境,运行平稳,节电效果显著。苏北油田属小断块低渗透油藏,区块多,边远油井生产通常采用单管电加热伴热集输工艺技术,该工艺在运行中电能耗较大,为降低生产运行成本,寻找一种经济、节能的集输工艺,显得极为重要。空气源热泵加热伴热集输工艺首次在苏北XB油田应用,对工艺运行进行监测,系统效率系数COP在1.45～3.54之间。通过空气源热泵与锅炉、电加热工艺的能耗、效能比对分析认为,在XB油田是经济适用的。