RS抽油机节能减速器在A油田的应用

A油田部分油井存在供液不足、泵效低、耗电高等问题。要提高油井泵效和节能效果,就需要降冲次。在成本、改造技术难度等方面对比了各种降冲次方法的优缺点,最终确定采用安装节能减速器的方法来降低冲次。在抽油机的电机和减速箱之间增加一套辅助减速装置即为节能减速器。减速器可大幅降低抽油机的惯性负荷,因此能起到一定的节能作用。介绍了节能减速器安装尺寸的确定方法。A油田在126口井安装、应用了节能减速器。安装节能减速器后,126口井平均消耗功率由3.526kW下降到3.000kW,综合节电率达到14.08%;系统效率由5.943%上升到7.116%;平均单井日节电13.2kW.h,预计可实现年节电60.7×104kW.h;抽油机运转较平稳,减小了惯性载荷,从而减少了抽油机的机械故障;优化了油井运行参数,提高了泵效,减少了杆管磨损。     

节点理论在抽油机系统节能中的应用

2004年大庆油田采油十厂机采系统能耗占全部能耗的43.56%,系统效率仅为6.0%。相关文献和资料表明:常规抽油机-有杆泵抽油系统中各耗能节点依照效率从低到高排序依次为电机、抽油泵、抽油杆、管柱、皮带、减速箱、四连杆机构和盘根盒。对能量传递过程中能量损失较大的电机、抽油泵、抽油杆和管柱的效率进行分析后,确定如下节能措施:更换节能电机和节能配电箱,提高电机效率;使用HY级高强度抽油杆代替D级抽油杆;应用系统效率优化软件对单井参数实施动态调整,包括冲次调整、冲程调整、泵径调整和泵深调整等。通过实施以上措施,大庆十厂机采系统能耗得到有效控制,总装机功率上升幅度与抽油机井年耗电增长幅度均低于井数增加比例,吨液机采耗电从2007年的51.05kW·h/t下降至2008年的50.62kW·h/t,系统效率从2007年的6.78%升至2008年的6.85%。     

十屋采油厂机采系统效率优化及发展方向

抽油机井采油是油田主要的机械采油方式,抽油机也是油田主要耗能设备之一。抽油机采井系统效率是抽油机在提液过程中其有效功与系统输入能量的比值,反映抽油机井采油的能耗水平,是机械采油经济技术指标之一。介绍机采井系统效率的计算方法、影响因素,并对提高机采井系统效率的措施进行探讨。提高机采井系统效率,是降本增效的有效途径。     

低转速电机节能效果分析

大庆外围油田举升工艺主要采用抽油机深井泵作业,随着开采时间的延长,油井产量逐年降低,部分油井存在"大马拉小车"现象。而目前采用的几种降低冲次的方法,节能效果均不理想。为改善杆管的受力状况,提高泵效,降低能耗,开展了低转速电机现场试验。探讨了外围油田应用低转速电机的工作原理,现场试验应用36口井,试验前后对比,平均冲次下降1.23次/min,平均动液面上升59.91m,平均泵效提高4个百分点,平均单井日节电36kW.h,单井全年可节电11826kW.h,平均系统效率提高2.0个百分点。采用低转速电机后,油井的产量稳定,说明更换低转速电机可以满足生产需要,且达到了"三提一降"的良好试验效果。更换低转速电机后,示功图比较饱满,闭合面积大,说明抽油机大部分时间都在做有用功,且降低了抽油机的动载荷,改善了抽油机的运转性能。应用低转速电机,降低了电机的输入功率和油井的吨液耗电;降低了抽油泵的容积损失,改善了泵的充满程度,提高了泵效;减少了杆管的磨损次数,改善了杆管的受力状态,延长了杆管寿命。     

降低抽油机井地面能耗技术在安塞油田的应用

针对安塞油田抽油机井地面能耗高的生产现状,以节能降耗为目标,分析了机采井地面能耗高的影响因素,阐述了降低地面能耗的途径及措施.通过抽油机平衡优化、合理匹配电机、加强抽油机井生产管理等综合治理措施及无功补偿装置、节能型变压器、抽油机节电箱、集中控制节能装置、高效电机、节能抽油机等节能设备的应用,提高抽油机井配电质量、提高电机效率及提高抽油机效率,从而降低了安塞油田抽油机地面能耗.     

柔性抽油机节能原理探讨

柔性抽油机结构上使用钢丝绳和滑轮组替代了常规抽油机的游梁和连杆。以X2-D4—641井为例验证其节能效果表明,与常规抽油机相比,其节电率高达44.87％。分析认为,影响抽油机系统效率的主要因素是悬点载荷。悬点载荷波动小,则抽油机运行平稳,有利于降低装机功率,提高电机效率。据此,对滑轮组中钢丝绳长度与曲柄旋转角之间的函数求导,得出悬点加速度的函数;函数曲线显示,柔性抽油机最大加速度为0．1m/s^2左右,远小于常规抽油机的0．5～1．0m/s^2,说明柔性抽油机悬点载荷远小于常规抽油机;示功图对比显示,柔性抽油机所受载荷的波动幅度减小．抽油机运行状况平稳;抽油机装机功率从37kw降到18．5kW,消耗功率从13．55kW降到7．81kW,提高了电机负载率,即提高了电机效率,从而达到节能的目的。但仍存在摩擦力增大,钢丝绳和滑轮组的使用寿命降低等缺陷。     

游梁式抽油机SURF系统过程优化与柔性运行技术应用

抽油机作为机械举升的主要方式之一,其能耗的合理控制一直是困扰采油工程技术人员的难题。依据"非匀速最佳举升逻辑技术",研发的SURF抽油机系统过程优化与柔性运行设备,利用各类传感器来完成动态参数的采集,由单片机来完成中央处理与控制,利用矢量变频器来完成电机运行速度的调整。该设备可在不对抽油机四连杆结构进行任何改动的情况下,达到提高井下效率,确保系统按需运行,降低单产设备损耗率和能耗水平的综合目的。将该设备应用于现场22口井,对比17口井(未对比5口井均为注水受效井,产液量变化较大),平均冲次降低0.84min-1,平均产液增加3.36t/d;平均沉没度基本稳定,平均有功功率降低2.53k W,平均折算当量功率降低3.09k W,平均吨液百米耗电降低1.00k W·h,平均系统效率上升10.25个百分点。该设备可为油田节能管理提供有力的技术支持。     

低渗透油田抽油机节能技术研究与应用

大庆西部外围低渗透油田具有“三低”特点,油层埋藏深,按照常规方法选配抽油设备,造成载荷利用率低,系统效率低,电机功率利用率低,严重制约油田开发效益。针对低渗透油田抽油机配置偏大,系统效率低、能耗高的问题,通过理论研究和统计分析的方法研究产液指数的变化规律,进而得出抽油机载荷的变化规律,调整低渗透油田抽油机选型技术界限;结合节能设备特性进一步完善功率等计算方法,实现节能降耗的目的。现场应用519口抽油机井,取得了较好效果,平均单井日节电60k W·h,单井系统效率提高了2.4个百分点,年节电552×104k W·h。     

大庆油田主要机采方式能耗现状及潜力

针对大庆油田三种主要机采方式抽油机、电泵、螺杆泵，对全油田不同机型的抽油机井和不同泵型的电泵井及螺杆泵井进行了能耗现状调查和分析，并初步提出了三种机采方式的节能潜力及挖潜措施。     

低渗透油田机采井节能降耗配套技术应用

低渗透油田机械采油系统能耗高、系统效率低,采取的节能措施缺乏针对性,应用效果不明显。从能耗节点和系统效率分级测试入手,依据相关资料文献,对能耗节点进行分析诊断,找出影响机采系统能耗高的主要因素:地面、井下、设计和管理因素。遵循对地下地上整体考虑、优化运行的思路,通过在管理上实施间抽、参数调整、盘根盒调整等措施,技术上应用无刷直流电机、伺服电机、低转速电机和在线调平衡等措施,摸索降低机采能耗对策,找到了适合外围低渗透油田的机采节能措施。通过对现场措施能耗数据的分析对比及经济效益评价,确定了各项措施在低渗透油田的适用范围,但是,为保证后期设备的正常运行,需要加强机采系统分析与综合管理,从而找出改善抽油机性能、节能降耗的方法,最终实现降低机采能耗及提高抽油系统整体效率的目的。     

节能降耗技术在抽油机井上的应用

针对抽油机井能耗高的问题,对油田目前应用的各项节能技术进行了分析及测试评价。不同的节能产品,在不同井况下,其节能效果有很大差别,筛选出节能效果好的进行优化组合。通过评价试验,新区方案设计应以节能抽油机为主,节能型拖动装置为辅,并且匹配要合理;对于供液不足井,应采用调速电机、智能间抽技术。资料统计表明,智能间抽时平均日产油比连续生产时上升0．4t／d,平均日耗电量比连续生产时下降50kW·h。     

采用冷采技术降低高凝油生产能耗

为了降低高凝油生产能耗,中国石油辽河油田公司沈阳采油厂采用化学加药、涂层管杆、井下双管掺水等冷采技术及配套工艺进行高凝油冷采生产。介绍了化学加药、涂层管杆、井下双管掺水等冷采技术的原理、设计要求、工作制度及实施效果。实施效果表明：2006～2008年,沈阳采油厂共计实施化学加药、涂层管杆、双管掺水冷采215口井,累计节电5897．5×10^4kW·h,累计创造效益4065．3万元。     

数控往复式潜油电泵采油技术在牛74块的应用

针对牛74块油井偏磨、泵效低和耗能大的问题,应用了数控往复式潜油电泵采油技术加以解决。介绍了数控往复式潜油电泵的工作原理、结构及技术特点。现场应用结果表明,与普通抽油机相比,应用了数控往复式潜油电泵采油技术后,系统效率由9．2％提高到了37％,日节电332kW·h;当泵挂深度在2500m以上时,井内的高温、高压和高矿化度的液体对动子腐蚀非常严重,采取了钢片整体包裹和更换耐高温的三钴磁性材料等措施进行解决。     

抽油机井一体化节能技术在油田中应用

抽油机是目前采油生产中的主要抽油设备,同时也是油田耗能的主要设备。将抽油机一有杆泵抽油系统分为地面及井下两部分,根据抽油机井光杆功率及电网向抽油机系统输入的总电能,分析得出抽油机井地面能耗约占总能耗的30%,地下能耗约占总能耗的70%,地下能耗节能潜力较大。地下损失能量主要包括黏滞损失功率和滑动损失功率,滑动损失功率与冲程和冲次成正比,黏滞损失功率与冲程和冲次的平方成正比。在抽油机井能耗影响因素中,运行参数是易于控制的主要影响因素。因此,确定了"大泵径、长冲程、低冲次"的地面及地下一体化优化节能思路。累计实施1152井次,系统效率由优化前的26.17%提高到30.81%,节电率达15.09%,年节电1216.86×104kW.h,节约电费776.48万元,加上节约作业费用和维护费用,年获经济效益1420.28万元。     

上海石化PTA装置用能优化改造方案

上海石化精对苯二甲酸（PTA）装置能耗较高,为170kg标油/t,2007年装置综合能耗构成中,电耗占53．53％。氧化单元副产低压蒸汽未能有效利用,对苯二甲酸（TA）分离工艺落后,精制母液循环量增加,水耗高,污水排放量大是造成装置能耗高的原因。提出PTA装置用能优化改造方案：改造空压机组,用氧化单元副产低压蒸汽透平加废气膨胀透平驱动的空压机组取代电机驱动：采用压力过滤机系统替代压力离心机系统：采用两级膜过滤技术循环回用精制母液。分析显示,优化方案实施后,预计装置空压机系统将节电8970×10^4（kw·h）/a,精制分离系统将节电360×10^4（kw·h）/a,综合能耗将由170kg标油,t降至131kg标油／t。     

中国燃煤发电节能技术的发展及前景

我国一次能源结构决定了发电以煤电为主的基本格局,当前国内火力发电行业需要解决的两大突出问题是高能耗和严重的环境污染。2009年全国发电机组平均供电煤耗341g/(kW.h),高于330g/(kW.h)的国际平均水平。大力发展新型高效节能性火力发电技术,对进一步提高我国火力发电机组的发电效率,减少燃煤大气污染物排放具有十分重要的意义。发达国家正积极发展更高参数的超超临界火力发电技术(600℃/700℃),我国也把"超(超)临界燃煤发电技术"列入"863计划"。可以预见,在我国近中期电力事业的发展中,会把发展更高参数的超临界技术作为火电建设的主要方向。IGCC发电技术是未来煤炭能源系统的基础,被公认为是世界上最清洁的燃煤发电技术。随着煤气化技术和燃气轮机技术的不断发展和进步,IGCC将朝着大容量、高效率、低排放的方向发展。大型直接空冷发电技术是解决我国西北部富煤贫水地区火力发电的有效手段,以2×600MW机组为例,空冷机组比湿冷机组节水约80%左右。通过对火力发电机组各系统的集成与优化,可在现有超超临界机组技术不变的情况下,最大限度地利用余热回收,提高整个机组的发电效率,从而降低煤耗,实现机组在运行过程中的节能。     

火电厂节能环保供热装置的设计及应用

排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项,它直接影响锅炉效率及发电煤耗。一般情况下,排烟温度每升高10℃,煤耗将增加2 g/(kW·h)左右。因此,降低排烟温度、回收烟气热量对于节能降耗、提高经济效益具有重要的实际意义。对火电厂节能环保供热装置的设计及应用进行了探讨。该设备采用烟气余热回收技术,将高温排烟热量传递给空气,再进行城市及工业区供热,实现了热量的回收,节省了燃煤量,同时也减少了污染物的排放,还提高了锅炉效率,有利于城市及工业区的可持续发展。     

有杆泵抽油机井节点能耗及系统效率优化仿真模型及应用

机采井能耗高、系统效率低,严重制约了大庆油田有杆泵抽油系统的高效运行和区块整体经济、有效开发,机采井的能耗分析与节能优化研究已成为油田节能工作迫切需要解决的问题之一.通过对有杆泵抽油机系统效率进行组成分析,把有杆泵抽油机系统分为电机、皮带、减速箱、四连杆机构、盘根盒、抽油杆、抽油泵和管柱8个节点,建立了能耗所占比重较大的电机能耗、抽油泵能耗、抽油杆能耗和管柱能耗仿真模型以及熵权模糊优化仿真模型.根据所建立的仿真模型和大庆油田某采油厂在用的4种机型的8个节点的测试资料,利用Visual Basic 6.0开发了有杆泵抽油机系统节点能耗和系统效率优化仿真软件.仿真计算结果表明,各节点损耗大小的次序为:电机＞抽油泵＞抽油杆柱＞管柱＞皮带-减速箱＞四连杆＞盘根盒.依据仿真结果,有针对性地进行抽汲参数优化,使抽汲参数更加合理.与优化前相比,抽油机井优化后的系统效率提高了4.74个百分点.