基于关联规则分析算法的集输系统泵能耗研究

作为油田生产的重要环节之一,集输系统仍面临资源利用率较低的现状,因此,随着油田信息化程度的提高,大数据挖掘技术成为一种全新的集输系统能耗优化方法。以胜利油田某联合站内泵的海量生产数据为基础,通过分析挖掘原始生产数据,对生产数据进行数据清洗、数据规范化和数据离散化。利用关联分析中的Apriori算法挖掘出泵能耗及效率的影响因素,得到合理的参数范围,使泵运行达到最优,从而提高系统整体的工作效益。由此可知,关联规则分析算法在集输系统能耗优化中可发挥良好的作用。     

站外集油工艺简化优化技术研究

华北部分油田所产原油多具有高凝固点、高黏度、高含蜡性质,存在集输能耗高、工艺复杂等问题。为了节能降耗,简化流程,对站外集输系统实施优化改造。利用现场试验和软件模拟等手段,针对不同区块开展不加热集油边界条件和环状掺水影响因素的研究,采用油井串接、井口电加热、隔热保温油管、油气混输降压等辅助技术,优化了站外油气集输工艺,降低了生产能耗,可为相似的油田地面站外集油系统提供参考。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究屈丹龙

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

低温集油技术应用研究

英台油田在研究应用低温集油技术前全部为传统的三管伴随和掺输流程,能耗大,管线腐蚀结垢严重。在集输系统能耗构成中,单井集油能耗占73%,是集输系统能耗的主体,所以应用低温集油技术是降低集输系统能耗的主要途径。由于英台油田开发区块多,原油物性多样化,单井产液差别大,应用一种手段不能适应所有油井,通过产液分级、原油凝固点分析、不同区块粘壁温度分析,结合地温数据,界定出适合不同低温集油技术的油井条件,形成了常温输送、季节性常温输送、原油改性技术和定量低温掺输等多种技术,实现了优化简化、节能降耗的目标,减缓了管线的腐蚀结垢速率,为油田低温集油提供了参考。     

BP网络在油田集输管道结垢预测中的应用

国内大部分油气田进入高含水开发期,油气田管道结垢已经成为危害管道正常运行、影响油气田生产的重要问题。文章建立了混输管道污垢监测装置,采集了数据样本,利用BP人工神经网络理论对油田地面集输系统管道结垢情况进行预测和评价,通过数据的比较分析发现人工神经网络预测的数据和实测数据之间具有较小的误差。同时它不用建立数学模型,学习过程通过自动调节神经元之间的连接权值完成,具有较好的预测性。     

灰色关联分析法在原油集输系统能耗评价中的应用

为定量分析原油集输系统能耗的影响因素,采用灰色系统理论分析法,建立原油集输系统的灰色系统模型,确定了计算灰色关联系数,并建立了灰色关联序.经灰色关联理论分析,得出了优化原油集输系统联合站能耗影响因素顺序,影响能耗的主要因素是热能利用率,其他因素的影响程度依次为产液量、含水率、出油温度、电能利用率及出油压力.     

老油田油气集输与降回压工艺技术

油田生产进入高含水期后,原油综合含水逐年升高,普遍存在液量高、生产系统效率低、能耗及运行成本高、地面输油管道回压增高等问题。针对老油田的这些生产实际情况,通过优化老油田的地面集输管网、利用油气混输技术、降低集输系统末端压力等,降低了老油田开发过程中地面工艺系统出现的高回压问题,以较小的投资取得了较好的经济效益。     

喇嘛甸油田油气集输系统优化

针对喇嘛甸油田集输系统规模扩大存在的站库数量多、系统老化、单站规模小等问题,对地面系统的优化方式进行了探讨。通过研究,明确了集输系统优化应综合考虑各影响因素,以准确预测产液量为优化前提,合理确定系统的规模和能力,并在集输系统中,通过以水力、热力条件、生产管理因素及用电、用气单耗为约束,分析了系统的技术、管理及能耗界限,确定了集输系统水、聚驱的合理集输半径及建站规模,并结合生产实际,提出了集输系统站库的优化合并方案,为地面系统长远规划提供了依据。     

大庆老油田节能降耗技术

针对大庆老油田今后开发建设将面临的一系列生产问题 ,提出了全面配套实施低能耗油、气、水集输处理工艺 ;建立油气集输处理系统耗能分析及能量利用优化方法 ;研究含油污水余热回收利用技术 ;调整技术界限 ,降低原油生产过程中的能量消耗 ;优化可能出现的低负荷系统的运行方案 ,降低系统运行能耗 ;全面配套实施注水系统装置节能型配置和优化运行等节能降耗技术措施     

濮城油田原油密闭及分队分线计量工艺改造

濮城油田集输系统经过3年的工艺改造，于1996年6月实现了端点加药、管道破乳、常温脱水、系统防腐、密闭集输、分队计量、微机控制一条龙的新工艺。该工艺以三相高效分离器为突破口，应用了管道破乳常温脱水新工艺及站内节能工艺流程，合理配置各种设备，成功地实现了由开式流程向密闭集输及分队分线计量新工艺的转变。     

催化裂化装置实际能耗的计算与分析

以大庆石化分公司 1.4 0Mt/a重油催化裂化装置标定数据为基础 ,围绕影响装置能耗的两大主线 :热量和功 ,从催化裂化工艺本身出发 ,不考虑能量形式的转化和以物耗来反应能耗的体现方式 ,提出了一种催化裂化装置实际能耗计算方法 ,装置的能耗包括反应热、进出物流的有效热、机组及机泵的功耗、低温位油品的冷却、气体压力能损失和散热损失。因出发点不同 ,实际能耗计算方法与按照能耗计算标准计算的结果存在一定的差距。装置的实际能耗在较大程度上决定于装置的设计 ,物耗和产品收率决定装置的经济效益 ,因此 ,对催化裂化装置的评价应以能耗和效益两个指标为标准。     

集输系统效能与技改评价软件的研制与应用

油气集输系统流程多样、设备多、系统复杂。为了对油气集输系统的用能状况进行评价并为工艺和设备改造提供依据,开发了集输系统效能与技改评价软件。软件在集输管网、站内流程工艺计算的基础上,可对集输系统的用能状况进行评价,并给出不同技改方案的技术比较及敏感性分析。利用该软件对胜利油田不同的集输系统进行了计算,结果表明软件具有用户界面友好、适应性强、计算快捷、准确等优点。     

抽油机井节能优化统一模型

低油价形势下为了进一步降低抽油机井能耗、提高抽油机井系统效率,建立了整合间抽生产与连续生产方式统一的抽油机井节能优化模型。该模型在完成相同产量的前提下,合理组合主要生产参数,从降低生产时间及降低生产单耗2个方面协同降低抽油机井日耗电。在此优化模型的基础上,提出了模型求解的无极间开设计方法,该方法可实现连续生产与不同生产时间的间开生产能耗对比,得出日耗电最低的生产参数组合。现场应用表明,与常规连续优化相比,无极间开优化可以有效降低中、低产抽油机井系统能耗,进一步提高其机采系统效率。该统一模型及其求解方法为确定抽油机井选择连续生产或是间抽生产提供了经济评价依据,尤其对中低产井的节能优化具有指导意义。     

机械采油井井口压力确定方法研究

机械采油井井口压力与诸多因素有关,其大小对地面油气集输系统投资、能耗和采油系统功率消耗有较大影响。为使总体效益达到最佳,综合考虑集输系统和采油系统,以集输系统的投资、能耗和采油系统的功率消耗最小为目标函数,以采油井井口压力、集油管线温度、掺水管线的温度和压力、管径取值范围为约束条件,建立了整体优化数学模型。该模型属非线性规划问题,可采用直接序列二次规划法进行求解。所编制的软件用于实际,可减少投资和能耗。     

机械采油井井口压力确定方法研究

机械采油井井口压力与诸多因素有关，其大小对地面油气集输系统投资、能耗和采油系统功率消耗有较大影响。为使总体效益达到最佳，综合考虑集输系统和采油系统，以集输系统的投资、能耗和采油系统的功率消耗最小为目标函数，以采油井井口压力、集油管线温度、掺水管线的温度和压力、管径取值范围为约束条件，建立了整体优化数学模型。该模型属非线性规划问题，可采用直接序列二次规划法进行求解。所编制的软件用于实际，可减少投资和能耗。     

蒸汽发生器供水泵系统节能降耗分析与计算

针对油田蒸汽发生器供水系统电能居高不下的工况 ,通过对供水泵系统流程分析 ,进行了回流调节和变频调节锅炉需水量的能耗计算 ,并做了更换电动机的经济性分析。计算结果表明 ,供水泵系统是否节能除与负载对功率的要求有关外 ,还与电动机自身的功率损耗有关 ;工况不同其功率损耗不同 ;锅炉供水泵电动机在油田长期连续运行 ,企图简单地以更换电动机的方式来达到节能的目的是不可取的。变频调速节能效果显著 ,建议采用变频调速方法     

埕北35井组平台及海底管道油气集输系统的工艺设计

经多方案技术经济对比，决定胜利浅海油田埕北35井组平台及海底管道油气集输系统采用无人值守平台和海底管运输油、油气混输上岸方式，即利用井口剩余压力（达2．0MPa）将油气经海底管道直接混输至桩古46加热站，经加热后再输送至海二接转站。该系统具有平台小型化、流程简单、设施少、井口平台与生产平台分开布置，管理方便、投资与运行费用低等特点。该系统主要是由平台流程（包括油气收集流程、加药流程和海水流程组成）与海底管道（采用保温双层管结构）组成，主要设备有计量分离器、电加热器、海水泵、药剂泵、药剂罐及流量计。最后介绍了井口平台与生产平台的结构，并对配电及自控设计进行了简要说明。     

乙烯装置制冷系统的用能分析

通过对制冷压缩机功耗的模拟和对实际运行数据的分析,比较了乙烯装置中的复迭多级制冷系统和混合冷剂制冷系统的用能状况,分析了混合冷剂制冷的优点和不足。采用AspenPlus10.2软件模拟的结果表明,采用混合冷剂制冷技术的丙烯-混合冷剂复迭制冷系统比传统的丙烯-乙烯复迭制冷系统节省功耗4.3GJ/h,制冷压缩机损系数则从47.6%减小到43.3%,而系统效率由25.0%提高到26.6%。虽混合冷剂在换热过程中出现的气液两相流,会在一定程度上抵消其在热力学效率上的优势,但混合制冷技术用于乙烯装置仍可降低能耗、提高热力学效率。