山东武城地热供暖项目建设与实践

“双碳”目标下,2021年冀东油田在山东省德州市武城县建设了首个中国石油域外清洁能源地热供暖项目,建成集中供暖面积235×104m²,后期扩建至310×10⁴m²。文章从地面工程建设布局、抽水回灌试验及实施效果、地质资源评价体系、“6类18项”地热能开发技术运用,以及管理经验等方面进行分析,认真分析武城县地热地质情况,通过地热资源评价,合理制定及实施采灌试验,依托中国石油勘探开发、地质评价及工程建设等地热能开发利用技术优势,进行地热开发工程建设,达到项目建设运行效果,实现政府民生供暖项目保障要求,满足各项地热开发利用规范标准。该项目每年供热量55.656×10⁴GJ,折合标准煤5.417×10⁴t/a,减排CO₂量3.7919×10⁴t/a,为成功实施城区集中供暖清洁替代探索出一条可行路径。     

辽河油田注水开发技术与实践

辽河油田水驱油藏具有断层发育、含油层系多、储层非均质性强、泥质含量高、油藏类型复杂等特点。在近10 a的开发实践中,结合各类油藏注水开发难点,研发了深度精细油藏描述、细分注水调整、低效无效水循环识别、二三结合精细挖潜、多元注采调控等12项核心开发技术,形成了一套适合中高渗透砂岩油藏、低渗透砂岩油藏、特殊岩性油藏特点的注水开发技术序列,水驱油藏年产油量由324×10⁴t/a提高至360×10⁴t/a,水驱采收率提高3.3个百分点。探索形成的改善老油田注水开发效果的技术对策,对同类型油藏注水开发具有一定的指导和借鉴意义。     

陆梁油田呼图壁组多层系砂岩油藏分层注水调控

陆梁油田底水油藏具有油层“薄、多、散”、层间非均质性强、油井特高含水、层系注水合格率低等特点,面临剩余油分布认识不清、注水调整难度大等问题。针对陆梁油田多层系砂岩油藏注水开发现状,利用油藏地质、测井、测试等资料,基于油藏模拟连通网络模型(INSIM),建立注水调控新方法,实现了不同层间级差井组分层注水的快速模拟评价及注采参数优化。能够进行多层系注水油藏的纵向和平面注水状况分析,并能模拟自然劈分情况的动态变化。对陆梁油田L9油藏典型井组进行分层注水调控后,预测累计产油量增加3.2×10⁴m³,累计注水量减少3.9×10⁴m³,井区含水率降低6.1%,可提高层系注水合格率和增油降水效果,亦为多层系砂岩油藏分层注水调控和深层挖潜提供了借鉴。     

润滑油加氢高压换热器腐蚀分析与防护

某石化公司0.2 Mt/a润滑油加氢装置定期检查中，发现加氢高压换热器管程存在严重腐蚀现象，主要集中在换热管下半部温度较低区域，经腐蚀产物分析，主要是NH₄Cl结晶垢下腐蚀。对装置运行状况分析表明，影响NH₄Cl结晶因素主要有原料油中氯含量、换热器注水效果、换热器操作温度等。在换热器防腐升级改造中，采用专用脱氯剂，有效降低了原料油的氯含量，提高管程出口温度降低了NH₄Cl结晶的可能性，改善注水冲洗效果降低了NH₄Cl浓度及在换热面停留时间，材质升级改造提高了换热面金属抗腐蚀能力。升级改造后的3 a运行期间，换热器管程侧未出现铵盐结晶，防止了铵盐垢下腐蚀的发生，保证了润滑油加氢装置的正常运行。     

原油稀有气体同位素特征及其示踪作用——以黄骅坳陷港西油田为例

以黄骅坳陷港西油田为例,测试并研究了原油中的稀有气体氦和氩同位素组成,并探讨了其示踪作用.研究表明:①港西油田6个未受空气污染原油样品具有幔源稀有气体介入的特征,其中氦气占介入稀有气体总量的139%～328%,平均为241%,说明港西油田具有幔源氦侵入的构造背景,且大地热流值较高,平均达750mWm^-2;②据原油⁴⁰Ar/³⁶Ar的年代积累效应,推测港西油田油源应为第三系烃源岩;③注水是港西油田原油稀有气体受空气污染的主要原因,对原油中的³He/⁴⁴²⁰⁴⁰Ar/³⁶Ar和^{420相似文献}   

地层破裂状态下实施大排量污水回注技术研究

秘鲁1AB/8区块强天然水驱、特高含水老油田回注水量为170000m³/d,为了减少产出水的巨额投资,优选深部Pozo水层及Vivian油藏边部作为污水回注层位.这样既满足了环保要求,又可容纳大量回注污水.减少回注水中固体颗粒及残余油含量、增加注水射孔层段和射孔密度、减少注水管柱压力损失,可以保证大量污水回注的可持续性.根据计算的地层破裂压力,采用12～17.2MPa的井口注水压力可使注水地层破裂.对6口回注井实施大排量污水回注试验,单井注水量均超过6360m³/d.监测数据显示,地层在破裂状态下实现了低压大排量污水回注,提高了单井回注量,减少了设备投资.污水回注优化方案取得了良好的应用效果和经济效益.     

未来家居场所采暖节能新趋势

目前国内外房产开发逐渐应用的供暖产品有“壁挂燃气采暖炉”、“地板辐射供暖”、“电热膜采暖”等新技术。文中介绍了这几种新技术的应用情况及特点，选择的标准以环境、安全、舒适、经济、可靠为原则，希望根据人们的生活空间选择更加环保节能，无污染的供暖产品。     

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。     

浅谈国内注水系统的节能措施

文章主要从提高注水设备效率、调节注水运行参数、强化注水系统运行管理机制和应用新技术、新设备等4个方面概述了现今国内油田注水系统的节能措施，简述了各种节能技术的应用效果。提出了注水节能的几点建议，如进一步研究注水系统运行参数的调节、调节电机输入端电压、合理分布管网及注水井、努力提高注水泵本身效率等一些措施，期望能更有效地对注水系统进行节能。     

大港油田用新技术降注水能耗

大港油田在推进高效注水开发工程中应用多项节能技术，既提高了注水系统效率，又使注水单耗显著下降，年可节约电费3537×10^4元。 大港油田近年来在提高注水系统效率、降低注水能耗方面应用了多项新技术。     

加油站冬季取暖能耗现状及发展趋势浅析

对加油站采用的供暖形式及能耗进行了分析对比，对其优缺点作了综合比较，对热泵等采暖技术的应用进行了简要介绍，并对加油站冬季取暖技术的应用提出了建议。     

集气站经加热炉至外输首站热力计算

对加热炉加热温度的优化是集气站经加热炉至外输首站之间的节能降耗的重要方法之一。应用传热学、热力学、计算流体动力学等相关理论,综合考虑管线节流,天然气在管内的对流换热,天然气、管壁、保温层、土壤、大气之间的传热,建立热力分析计算模型。对加热炉至外输首站之间的温降进行计算,分析管内径、输气量、地表温度等因素对加热炉加热温度的影响。根据外输首站预期要达到的天然气温度,优化出最优加热炉的加热温度。     

水平大口径余热锅炉蒸发段加内芯技术

蒸发段水平布置的余热锅炉易发生汽水分层从而常产生温差应力腐蚀。介绍一种蒸发管内加设内芯技术,可在不提高循环水流量的情况下避免汽水分层,保证余热锅炉蒸发段的安全,节省建设投资和设备制造成本。同时加内芯后系统压力降减少,达到了节能减排的目的。     

催化裂化装置选择性催化还原脱硝技术应用中的问题及解决方案

为保障催化裂化装置长周期运行,分析选择性催化还原(SCR)模块所在余热锅炉压降持续增加的原因,并针对性的提出解决方案。结果表明：黏性较强、易沉积的硫酸氢氨(NH₄HSO₄)的生成是余热锅炉压降增大的主要原因;使用脱硫脱硝助剂降低SCR脱硝模块入口烟气中氮氧化物(NO_x)和硫氧化物(SO_x)浓度,可大幅减少SCR模块喷氨量,有效抑制NH₄HSO₄的生成。工业应用结果表明：使用SDJF-A1型脱硫脱硝助剂后,反应-再生系统中NO_x转化率高达69.08%～81.27%,烟气中NO_x、SO₂的浓度均大幅降低,余热锅炉的吹灰系统优化运行和提升省煤器温度分解NH₄HSO₄等方法在控制余热锅炉压降升高方面均有一定成效。进一步可采取优化SCR喷氨系统、提高SCR模块反应温度和改进吹灰系统的措施来保障装置的长周期运行。     

高温水源热泵在天然气处理中的应用

回收利用天然气处理装置中的余热来解决装置的生产伴热和房屋采暖可实现节能降耗。根据中国石油大港油田天然气公司天然气处理装置的特点建立的高温水源热泵技术，是一套服务于生产排污管线伴热和房屋采暖的实用技术。它与分子筛脱水技术相结合，形成了独特的高温水源热泵技术，成功地将天然气处理装置中压缩机出口天然气的热量加以回收，产生60～70 ℃的高温水，达到为装置的排污管线伴热和房屋采暖的目的，为天然气处理系统应用高温水源热泵提供了经验。     

辽河油田超稠油掺活性水降粘先导性试验

针对目前辽河油田超稠油井筒电加热降粘工艺存在能耗过高的问题,采用了井筒掺活性水降粘工艺.实验结果表明,该工艺具有较高的超稠油降粘率、自动破乳脱水性能以及与联合站用破乳剂良好的配伍性,解决了超稠油乳化降粘与破乳脱水之间的矛盾.在辽河油田8口超稠油井进行了掺活性水降粘工艺先导性试验,结果表明掺活性水降粘技术可以取代电加热降粘技术维持正常生产.试验油井抽油机电流下降10～30 A、井口产出液粘度大大下降.采用污水回掺工艺流程实现了污水循环往复使用,节约了大量的清水资源.采用掺活性水降粘技术后原油举升成本平均下降38.56元/t,年节约能耗168.89万元.     

CNG站脱水装置节能技术

CNG站脱水装置是CNG加气站的主要耗能单元之一,其脱水效果的好坏直接影响到CNG的气质。针对目前CNG站脱水装置再生工艺不合理、再生时间长、再生能耗高等问题,结合脱水装置实际运行情况,开展了节能技术研究,提出了利用再生气余热的节能技术。其节能核心在于通过能量（热量和冷量）的互补利用,提高加热炉的进口温度以缩短加热时间,降低加热炉电耗量,同时降低冷凝分离器的进口温度以改善CNG的分离效果,实现了CNG站脱水装置节能降耗与优化再生效果的双重目标。在不改变其他设备及参数的条件下,完成了节能技术改造前后能耗对比测试。结果表明：CNG站脱水装置的加热时间缩短了27.3%,再生气用量节约了18.4%,加热炉电耗量降低了28.6%,节能效果明显。     

旋流式井下油水分离同井注采技术发展现状及展望

井下油水分离同井注采技术是实现高含水油田经济稳定开发的有效措施,经过几十年发展,形成了旋流分离、重力沉降等多种井下油水分离方式,发展出与之配套的离心泵、螺杆泵、有杆泵等动力系统和封隔系统。但同时也在技术稳定性、可靠性上存在诸多问题,使用范围受到介质参数、工艺特点、油藏数据等多方面的影响,技术推广应用受到限制。随着技术的不断进步,井下油水分离同井注采技术将向着高效、稳定、小型化、低成本、智能化方向发展：研制轴向导流入口水力旋流器,适应139.7 mm （5-1/2″）套管井的应用;开展三次曲线和內锥水力旋流器、多级串联水力旋流器等分离装置研究和应用,提高油水分离效果;开发模块化水力旋流器技术,降低制造成本;研究同井注采系统优化配套技术,提高故障诊断和远程监控水平;提高技术适应性,通过区块应用,实现工程技术对油藏的调节作用,达到稳油控水、节能降耗的目的,形成"井下工厂"开发新模式,引领"第四代"采油技术的发展。     

半再生催化重整装置热载体系统优化与节能分析

为充分挖掘中国石化青岛石油化工有限责任公司催化重整装置的节能降耗减排潜力,对该公司250 kt/a半再生催化重整装置热载体系统的热量平衡进行分析,并优化热载体系统的换热流程和蒸发塔、分馏塔、稳定塔的操作参数。结果表明,该催化重整装置的热载体系统可以停用热载体炉,停用后可以节约用电321.14 (MW·h)/a,节省瓦斯消耗621.96 t/a,减少CO₂排放约1 750 t/a,节能增效约273.22万元/a。     

注气提高采收率技术进展及前景展望

在跟踪调研全球注气提高采收率技术发展及应用的基础上,总结分析了国外气驱提高采收率技术发展历程及CO₂驱、碳捕集利用与封存(CCUS)、烃气驱、顶部注气重力驱、空气驱等矿场成功应用实例和对中国发展气驱的启示。对中国以陆相沉积为主的油藏10余年CO₂驱(CCUS)、顶部注烃气驱、减氧空气驱等注气提高采收率技术领域形成的特色理论、关键技术和矿场试验进行了总结研究。参照美国注气技术发展历程,分析了中国适宜气驱的油藏类型及潜力、气源及注入方式、配套技术发展、试验类型及成效,明确了中国注气技术已处于从工业试验向工业化规模推广应用发展的关键阶段,未来5～10年有望上产至年产油(500～1 000)×10⁴t,将发展成为中国继热采、化学驱后最重要的油田提高采收率技术,对中国原油稳产将起到重要保障作用。同时分析了中国注气技术发展尚面临油藏条件、试验类型和规模、气源供给、配套技术及成本、政策支持等方面的问题,从国家和各大石油公司层面给出了加快气驱关键技术攻关试验及有效规模应用的对策建议。