关于油田地面集输管网优化设计研究

在对油田地面集输管网优化设计研究的过程中,首先对油田地面集输管网系统的概念和油田地面集输管网的现状作了主要分析,并分析了油田地面集输管网优化设计的相关理论,最后探讨总结了油田地面集输管网的优化设计.     

太阳能电加热组合技术在油田生产中的应用

江苏油田集输管网大量采用三管伴热流程,管网能耗高。油田地处江淮平原,日照充足。充分利用太阳能资源,对降低吨油单位能耗具有现实意义。本文通过对油田生产用太阳能加热系统进行研究、设计、现场试验,并进行推广应用,取得了良好的经济效益和社会综合效益。     

油气集输系统的能耗评价与能损分析

依据能量守衡与转换的基本定律,给出油气集输系统站、管道两类基本研究体系的能耗评价指标,并以其为基础平均加权得到系统的能耗评价指标,包括效率、平均管线能损率及单耗等,同时选择热损率和压损率作为集输系统各部分的能耗分析指标,可从纵向和横向两个层面对系统做完整的用能评价和分析,在此基础上的节能潜力预测才是合理、有效的。     

特高含水期脱水站简化优化改造的实践与分析

各大油田随着开发开采的进行,地面集输系统中存在的系统负荷率低、能耗高等问题日益突出。以大庆油田某区块脱水站简化优化改造为例,基于能量守恒基本原理,给出了集输系统中各类站能耗评价指标,结合现场实测数据,计算得到了改造前后脱水站效率和单耗,并进行了经济评价。结果表明,脱水站通过优化简化改造,其站效率提高了3.95个百分点,每年可以节电1.52×105kWh,节气3.16×105m3,节约投资运行管理费用总计509.09万元,取得了良好的节能效果和显著的经济效益。     

玛湖油田常温集输管网仿真与保障措施分析

寒冷地区油气集输管网采取保温、加热或伴热等措施以保障管网的正常运行,但上述方法需要消耗大量能源为采出液加热,因此降低集输系统能耗成为亟需攻克的难题。基于新疆油田玛131井区管网设计和历史运行数据,建立相应的OLGA管网仿真系统。将夏季管网流动参数计算结果与玛131井区的检测数据对比,发现温度和压力的误差分别小于0.4%和18.6%,验证了OLGA仿真结果的正确性。计算集输管网在冬季最冷工况下的流动参数,其温度和压力保持在合理范围内。提出现场通过监测每条管道的温度和压降,设置合理的温度和压降范围,对温度和压降异常的管道开展周期性扫线,对部分温度较低的井口实施加热。计算结果证明了玛湖油田常温集输的可行性,在常温集输时适当采取流动保障措施可提高集输管网冬季输送的安全性。     

环状掺水工艺降温集输试验技术研究

大庆油田外围低产、低渗透油藏原油集输物性差,油井产量低,单位产能建设投资高,集输能耗大。其中,油气集输环节分别由集油、脱水、原油稳定处理及储运能耗4部分组成。各部分中,集油部分的能耗更是占到集输系统总能耗的60%～80%,设法降低集油环节的能耗是集输流程节能的关键。对此,开展了确定安全混输温度界限的室内外试验,实现原油在凝固点附近安全运行。根据中高含水期油田开发的特点,对高产液、高含水的集油环开展不加热集输试验。试验区试验结果表明,原油含水率达到并超过转相点后,其流动阻力明显下降,有利于低温集输;对于部分产液量大于20t/d、含水率大于80%的集油环,可采取季节性停掺冷输工艺;对于长期低温运行的集油环出现的开井困难情况,可采取管线热洗、通球物理清洗,增加管道泵、混输泵或工艺改造等措施加以解决;对于污水处理反冲洗效果变差的情况,需要加强适合低温处理药剂的研究与应用。     

应用信息化手段降低原油集输的能耗水平

油田进入特高高含水期后期开发阶段,含水率不断上升,产油量不断下降,而且注水管网和输油管网老化越来越严重,穿孔频次增多,油水分离难度进一步增大,处理费用进一步增大,其中能耗迅速上升,直接影响着集输系统优质低耗经济技术指标的实现。近年来,集输系统结合生产实际,搭建信息化数据平台,通过信息化提升,将生产报表通过网络进行各单位共享,对集输生产运行参数与能耗参数进行日度、旬度、月度分析评价,及时调整运行参数,降低能耗,提高集输生产经营效益,积极将信息技术应用到集输工艺流程中成功地解决能耗高的问题,各项能耗指标均达到了中国石油化工股份有限公司的标准。     

油田开发后期集输系统优化调整技术研究与实践

从简化油气集输系统的单井集油流程入手,阐述了计量间、转油站优化调整的主要思路,以及新建产能如何与已建设施相互衔接的问题,通过集输系统简化流程、优化调整,达到布局合理、负荷适中、节能降耗的目的。     

特高含水集输系统联合站效率及能耗测试与分析

测试分析了大庆油田某联合站的效率及能耗分布,找出系统效率低、能耗高的主要影响因素,提出节能改造方案,并对改造前后的效率及能耗进行了对比分析,给出了改造效益。     

锅炉憋压/节流运行技术的热力学分析

对锅炉憋压 /节流运行技术提高热网运行效率的方法给予了详细的阐述 ,它产生于塔里木油田某转油站 ,并成功地应用于该油田的其它转油站。锅炉憋压运行技术的研究是基于工程热力学理论、流体力学理论和传热学理论。在供热系统中热动力式疏水器在原始的运行系统下蒸汽流失严重 ,而在新的运行系统下只疏水不疏汽 ,蒸汽损失较小 ;通过对外输原油所需热量、换热器换热量、实际用汽量以及转油站所需锅炉加热量等的比较计算分析 ,论证了锅炉憋压运行技术对高出力、低负荷运行 锅炉热网具有一定的节能效果 ,操作简单且不需要对系统进行改造     

稠油集输系统能量平衡分析及节能对策

建立了稠油集输系统的能量平衡分析模型,给出了评价指标及其计算公式。并利用实测数据对某稠油集输系统进行了分析计算,根据测算结果提出了降低系统能耗的一些建议。     

油气集输系统的节能潜力分析

在大庆油田某脱水站集输系统能耗评价与能损分布规律前期研究的基础上,对该系统进行节能潜力预测分析。从评价加热炉、机泵、管道等系统基本耗能单元的用能状况入手,分析影响各单元能损大小的主要因素,提出提高用能水平的节能技改措施,并预测其节能潜力,然后通过加和得到各子系统乃至集输总系统的节能潜力,从而可为下一步节能改造方案的技术经济分析提供依据。     

油气田节能技术发展现状与展望

我国当前技术节能的贡献率仅为13．4％,发展节能技术的空间很大,而且必须要加快技术进步的步伐。我国油气田节能技术已在系统优化、抽油机及其配套节能技术、放空天然气回收技术、原油常温集输技术、稠油热采节能技术、天然气节流技术、高效节能设备等方面取得较大突破。但油气田节能降耗难度日益增大,单位生产能耗较高、设备老化、腐蚀结垢、地面工程系统负荷匹配不够平衡等问题仍然存在。国际大型油公司积极采用井下分离技术、先进过程控制技术、油田产出水循环利用、高效保温技术等先进技术,并注重能源综合利用及新能源和可再生能源利用。目前油气田生产对于地上地下整体优化技术、机采系统配套节能技术、油田采出水余热利用配套技术、油气集输市能技术、稠油热采配套节能技术以及新能源和可再生能源利用等技术的发展有迫切需求。     

稠油油田生产能耗指标计算方法研究

经过20多年的发展,中国石油稠油产量大幅提高,近几年基本占到原油总产量的12％左右,热采稠油约占原油总量的10％.由于稠油黏度大、流动性差等原因,开采和输送环节的能耗明显高于常规油田.掌握稠油油田生产用能状况、确立稠油油田生产能耗指标日趋重要.推导出稠油油田生产能耗计算数学模型,根据热力学系统能量计算方法和水蒸气热力性质,提出注汽系统能耗计算模型;通过统计和相关性分析,得出稠油油田主要生产耗能系统不同工艺流程、不同黏度稠油的能耗基准值;提出稠油油田3种能耗计算方法(计算法、对比法、经验值法).建立的能耗计算模型、能耗基准值表及能耗计算方法,可用于热采稠油油田生产能耗的计算,并能应用于评价油田实际生产能耗的合理性,制定稠油区块、采油厂或整个油田公司稠油生产能耗考核指标和能耗定额.     

通信基站通风冷却节能系统的研究

绝大部分通信基站设备需一年四季运行空调,耗能巨大。为了减少基站能耗,可采用通风冷却节能系统部分替代空调系统。通风冷却系统对温湿度环境、露点温度、空气洁净度等方面具有特定要求。案例模拟分析结果表明:哈尔滨和北京地区尘降量过大,不适合使用通风冷却节能系统。而在未考虑尘降量的影响时,上海、广州和昆明的可使用时间分别为3949h、4089h、6082h,且该系统在昆明(温和区)的节电率最高,为65.56%。     

联合站能耗灰色关联分析

本文应用灰色关联度理论,对联合站的能耗进行了分析。以胜利油田东辛102联合站为例,找出了加热炉的能耗对该站输入的总能耗影响最大,为联合站节能改造,提供理论依据。     

浅谈吉林油田不加热集输技术

吉林油田在集输方面,不加热集输技术已在红岗油田和扶余油田成功应用,通过室内实验和现场试验,确定了不加热集输技术边界条件和技术关键点,并在全油田进行推广应用,实现集输系统优化简化,节约了管材,缩短了施工周期,减少了天然气和电能的消耗,实现节能降耗,经济效益显著、社会效益良好。．     

油田全面节能减排的措施制定及实施

中国石化江苏油田分公司试采二厂为了实现2008年降本压费的指标,制定并实施了一系列节能降耗的措施,包括：优化油井清防蜡方式、优化油井的泵挂高度、使用节能永磁同步电动机、安装集中补偿器提高油井功率因数、定期投球清洗降低集输系统压力、加药降黏降低联合站干压、锅炉排污水回收利用等。措施实施后,平均油井利用率达到96.3%,节省预算开支36万元,多产原油约5000t。