原油集输太阳能加热计算机控制节能系统的设计

利用太阳能可再生能源替代原油集输加热环节消耗的天然气和燃油资源,开辟了油田节能新途径。但是由于太阳能资源的不稳定性以及原油集输加热过程中各种随机条件及物理参数的变化,使太阳能加热的流程控制较为复杂,对控制方式和控制算法提出了较高的要求,传统的简单逻辑控制模式已不能满足需要。文章介绍了采用工业计算机智能控制技术来实现原油集输太阳能加热的设计方案,包括计算机控制系统的工作原理、组成结构、软硬件模块设计、逻辑流程的设计方案。该系统已在辽河油田某采油站成功应用。     

恒温自控技术在原油加热中的应用

应用自动调控技术是实现原油加热系统稳定、经济运行的关键。通过现场的调查分析,结合自动控制技术对原油加热工艺进行了改造,根据原油处理量、水含量、温度的变化,通过采用蒸汽压力、油出口和变频调速控制,实现了集输站原油升温热源的稳定控制和运行。     

国外高凝油集输概况

一、加热法这是世界各国实施最早、应用最广的一种高凝油集输方法,也是一种技术上比较成熟、行之有效的方法。就加热方式来说,有直接加热和间接加热(利用热媒)两种。如美国的瑞德瓦油田,其原油凝固点为30～40℃,原油为蜡棒状。该油田集油站内采用蒸汽加热,井站间管线采用水套炉加热,间距为400～1000m。美国犹他州ALTA-     

相变换热技术在油气集输加热设备中的应用

多年来,在油气集输加热领域一直采用管式炉及水套炉,这些炉型在工作原理、结构设计以及实际运行方面均存在不足之处,导致设备的不正常损坏,影响加热炉的使用寿命,并在运行中存在一定的安全隐患.采用水的相变换热原理研制出的真空相变加热炉,可很好地解决传统加热炉存在的问题.文章分析了相变换热技术的特点,介绍了真空相变加热炉的工作原理、系列产品和应用实例.实际应用表明,该产品在油气集输加热领域用于原油、井产物、含油污水、天然气等加热,具有安全、环保、节能、高效的优点,在石油行业具有很好的应用前景.     

大庆油田集输工艺低温集输技术试验研究

大庆油田分别于2003年和2004年在老区双管掺水流程和外围环状掺水流程中开展了低温集输研究.由试验得出结论:双管掺水流程采用掺常温水不加热集输方式,在投入方面较合理,节能效果明显;环状掺水流程低温集输可通过控制掺水温度和掺水量实现节气目标;双管掺水流程的单井回油温度可控制在原油凝固点以下10℃左右;环状流程集油环回油温度应控制在原油凝固点附近.     

原油加热节能技术在安塞油田的现场应用

安塞油田高回压井组、拉油井点在冬季原油集输及拉运过程中因原油结蜡造成集输管道不畅通、运输困难等问题,影响原油正常生产。介绍了水套加热炉、石油防爆电磁加热器和太阳能辅助原油加热装置的结构、工作原理及性能特点,对这3种井口加热装置在安塞油田的现场使用情况进行了对比及经济效益评价。太阳能辅助原油加热装置安全环保、自动化程度高且总费用最低,现场应用效果较好。     

新疆油田原油黏度特性对集输工艺的影响

应用高温高压落球黏度计对新疆油田原油及其含水油样在不同温度、压力下进行黏度测定,得到新疆油田原油黏度—温度曲线、黏度—压力曲线以及原油黏度与含水率关系。研究结果表明,原油黏度随温度增加而大幅度下降,随压力升高呈现类似线性趋势增加,在高温时,压力对原油黏度影响小;原油黏度随含水率增加呈先增后降低趋势,在某一含水率时存在极大值。将实验结果应用于原油集输过程,低含水期原油集输采用添加高温处理水工艺;中高含水期集输,可以对油田集输工艺进行改造,拆除加热工艺和掺高温处理水工艺,采用不加热原油集输技术。     

海洋平台水套炉防护与控制系统的设计

经特殊设计的海洋平台相变加热水套炉具有安全可靠、节能高效、抗海水Cl^-腐蚀和智能化控制等特点。与“燃气发电-电加热”的原油输送方式相比其运行热效率成倍提高，经济效益十分显著。在海洋油田井口平台原油加热海底输送方面有较好的应用前景。文章就海洋平台相变水套炉的结构特点、Cl^-腐蚀防护措施以及相变水套炉控制系统的设计进行了介绍。     

油田加热炉的节能途径

目前,我国各油田用于油气集输的加热炉主要有:水套炉、火筒炉(包括热水炉、“合一”设备)和方箱炉等。这些炉子,绝大多数是以油田自产的原油和天然     

水套加热炉温度、压力、液位的自动检控

在原油集输过程中，由于输送环境温度的变化，使得原油的粘度和流动变化很大。冬季原油粘度高，流动系数低，管线长，则油气集输困难。为了保证输送的顺利进行，需要在水套加热炉内升温降粘。在加热过程中，由于各生产井工作制度的差异，油流的连续性（间歇出油井），新井投产以及钻关、地关、保养抽油机、作业、洗井等造成的停井，使得在各个瞬间进入炉内的产液量差异很大。在生产中，需要频繁地调节供料阀门与风门，由于两阀门很难适配，经常出现燃烧不充分、跑油、漏气以及燃烧中的爆雳声等现象。在热水循环过程中，当气顶压力降低至不足以克服沿程水力损失、局部水头损失和静液柱压力三者之和时，循环将停止。由于水套加热炉的液位采用两位式控制方式，当炉内水位不满足工艺要求时，需放压加水，很繁琐。实现自动检控后，对温度、压力、液位可自动检控，并可带压加水，提高了效率。     

太阳能加热原油控制系统的设计与应用

该系统由软硬件两部分构成,在硬件方面采用了工业控制机、硬件接口模块和相关接口硬件,软件包括运行于windows2000操作系统平台下的控制、采集、报警、监控、网络通讯等模块。根据整个系统的总体工作原理,控制与数据采集系统实现太阳能系统的水流控制和水套炉、燃烧器的自动调节,实时显示系统中各部分水温、油温、流量、水路、油路、太阳能辐射量以及传感器状态等参数,并在自动控制万一失效或用户操作要求的情况下,能够方便地切换到系统的手动控制工作状态。     

加热炉燃烧系统改造效果分析

目前作业三区集气站安装的加热炉为630kW8井式天然气负压加热炉,本加热炉为快装水套式加热炉,可同时加热8井气体盘管,产量可达50万m3/d。它在常压下运行,以天然气为燃料,配备先进的负压型火嘴、进口的温度控制器及控制气阀,可实现温度自动调节和母火熄灭保护功能。系统坚固耐用,可在无电条件下正常运行,热效率达84%。在生产运行过程中由于榆X站1#加热炉出现燃烧功率低、水蒸汽无法排出而造成加热炉炉膛结垢严重,水蒸汽冷凝结冰严重的现象,对此进行加热炉燃烧器的改造,排除了故障,提高了加热炉的使用效率。     

长庆榆林气田多井加热炉自控系统的改造与应用

长庆气田集气站均采用多井加热炉,各单井来气经多井加热炉加热后,再经节流阀节流膨胀制冷,以获得低温分离运行温度。为确保单井节流后温度0--18℃、各单井节流后混合气温度-8--15℃,主要是通过气路控制系统来实现水浴温度的自动调节,以控制单井天然气加热后温度的。为了更充分利用集气站现有的SCADA系统控制功能,现场通过对多井加热炉自控系统进行了改造,增加了电路控制系统,实现了电路控制系统和气路控制系统相互切换,可直接在计算机上选定所要控制的温度范围,不仅方便了员工操作、减少了员工实际的工作量,而且提高了多井加热炉自控控制水平。     

原油流动改进剂在冀东油田的研制与应用

通过大量的调研和试验,研究开发出了适用于冀东油田地区的JDK系列原油流动改进剂.JDK系列原油流动改进剂是根据冀东油田油品性质,由亲水性表面活性剂和针对性较强的破乳剂复配而成.该药剂加入系统后,可改善原油的性质,提高原油流动能力,降低系统掺水温度,从而减少集输系统的热力损耗.同时该产品在脱水设备中还具备辅助的破乳作用,例如在柳赞地区实现了流动改进剂对破乳剂的成功替换,其它地区破乳剂用量也大幅度减少,相应的脱水指标却有所提高,达到了一剂多效的目的.     

原油集输太阳能加热节能技术的应用

在油田的采油、集输等过程中,传统技术使用燃烧煤、油、天然气和电加热方法来实现原油加热,造成大量的能源消耗和严重的环境污染。原油集输太阳能加热计算机控制节能系统,为油田的采油、集输开辟了节能新途径。该系统不仅具有自动化、智能化的特点,而且节能效果显著,实际节气率超过40%。文章介绍了该系统的结构、工作原理、功能特点以及应用效果。     

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。     

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。     

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。     

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。