掺水温度对集油系统能耗损失的影响

本文叙述了集油环掺水加热的工艺流程,说明了掺水工艺的原理,总结了站外集油环状管线轴向温降和井口换热的计算方法,并以计算实例详细分析了掺水温度对集油系统能耗损失的影响,通过从计算结果中得出的规律和经济性对比分析,得出了一般性结论。

集输系统双管掺水工艺节能优化运行研究

某区块采用双管掺水集油工艺流程,由于现场无法判断掺水参数与现场工况的关系,导致回液温度远高于原油凝点,造成能源浪费,超出了经济运行成本区间。针对上述问题,利用Pipesim软件实现工艺建模,分析了掺水参数与工艺热能损失、井口回压、回液温度、工艺压能损失及能耗损失占比等参数的定量关系,得到了符合现场调控的一般性规律,并通过建立目标函数和约束条件,利用萤火虫算法实现了掺水比和掺水温度的自动调控。结果表明:掺水温度建议不超过75℃,掺水比不宜过高,现场调控应采用先调节掺水温度再调节掺水比的操作方式;随着掺水比和掺水温度的增加,单井运行费用存在最低值;经算法优化后,不同单井掺水比和掺水温度均有不同程度下降,预计每天可节约运行费用0.5万元~1万元。

杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用

油田含水率的上升和产液规模的不断增大,导致集输能耗逐年增加,如何保持开发效益,降低集输能耗,成为高含水开发阶段面临的一大难题。随着节能工作不断深入,潜力已得到很大程度的挖掘,常规技术节能空间小,能耗管控压力大。因此开展能量系统优化技术研究,该方法转变原来区域优化的方式,统筹采油井、计量间、转油站、脱水站四个环节,通过确定末端能耗需求,逐级推导前端各环节能供给的方式,指导集输系统精细化、低能耗生产运行。杏北油田自2017年应用能量优化运行技术,由点及面逐步扩大规模,已实现水驱转油站全覆盖,截至目前累计节气5 621×10^(4)m^(3),节电3 275×10^(4)kWh,为油田集输系统降本增效提供了指导依据。

扶余油层采出液特性及集输参数界限研究

杏北扶余油层属低孔、特低渗透储层,采出液呈现高凝、高黏的特点,为确保原油稳定集输,转油站掺水温度高,单井掺水量大,集输单耗高。通过开展扶余采出液特性研究,明确了扶余采出液性质,与常规萨葡高油层相比,扶余油层采出液黏度及凝固点高,乳化油粒径小、稳定性强,导致集输与处理困难大。通过开展掺水优化现场试验,确定了扶余油井能耗最佳运行参数,以凝固点为集输进间边界,有效降低集输能耗,为后续区块规划设计及低耗运行提供指导依据。

提高转油站外输温度方式应用效果分析

由于油田采出井低温集输规模的不断扩大及温度界限的降低,导致联合站的进液温度降低,给污水处理系统增加了显著难度,针对此问题,文中提出运用提升转油站外输温度来提高污水水质,并在现场开展试验应用,试验选择2个集输条件相对较差的转油站,采取打开油水连通和提高单井回油温度的两种方式进行试验,得出提高单井回油温度可提高转油站外输温度及污水水质的同时还可降低集输能耗,运行效果较好,季节性节约耗气量13.212×10^(4)m^(3),天然气价格按1.15元/m^(3)计算,可节约费用15.193 8万元。

双管掺水原油集输流程运行参数优化研究

为了降低双管掺水集油流程高耗气、高耗电问题,可通过调节掺水量、掺水温度等运行参数优化工艺流程,降低加热炉耗气量和泵机组耗电量。针对大庆油田某转油站集输流程的实际运行情况,通过PIPESIM软件建立管网水、热力计算模型,运行迭代法确定不同掺水温度下各单井最优掺水量,根据加热炉、泵机组基础数据确定不同方案下总运行费用。计算结果表明,该集油流程最优掺水温度为47℃,掺水量为840.72m^3/d。此研究为原油集输系统提供了可靠的运行参数优化方法,可实现节能降耗的目标。

掺水集油参数优化研究

在油田掺水集油流程中,掺水量越少则需要的掺水温度越高;掺水量越多则需要的掺水温度就越低。本文对某油田掺水集油系统中能耗进行分析,得出掺水温度在一定的温度范围内,集输系统的能耗最低。

阿尔油田环状掺水集油工艺中各因素影响程度仿真研究

阿尔油田原油掺水集输系统主要是根据季节变化及现场经验调整掺水温度和掺水量,致使掺水系统能耗较高。为了节能降耗,以阿尔油田阿尔3断块90阀组集油环为试验对象,根据现场的实际情况,利用PIPESIM软件模拟掺水集油流程。在PIPESIM软件中以井口回压低于1.5MPa和回液温度高于原油凝固点5℃以上为集输约束条件,分别模拟试验了掺水量、掺水温度、产液量、环境温度、井口温度、综合含水率和回油温度之间相互关系和影响程度。通过软件模拟试验,为原油掺水集输系统的掺水温度和掺水量的调整提供参考数据,为其他区块油田的原油掺水集输参数的调节提供了理论依据。

高含水老油田原油集输系统智能运行的探讨分析

大庆油田油气生产综合能耗50%集中在转油站集输系统中,虽然在高含水开发阶段大规模开展低温集输技术,节气降电效果显著,但管理手段主要以季节制定掺水温度、手动控制方式为主。为进一步挖潜原油集输系统节能空间,在适时开展系统优化调整、简化工艺,提高开发效益的基础上,大力推广数字化建设,通过数字化建设,实时采集生产数据,修正工艺模型,拟合最优化运行参数,建立集输系统能效模型,指导集输系统低耗生产,从而深度挖掘节能潜力、精细化生产,实现原油集输系统智能化管控。

双河油田原油不加热集输工艺技术研究

根据高含水期采油的集输特性,提出了不加热集输工艺的可行性,通过对双河油田5口井不加热集输和加热集输工艺的运行参数和运行成本的计算对比表明,不加热集输工艺具有明显的经济效益。

降温集输节能降耗效果分析

降温集输是大庆油田采油九厂控制能耗的方法之一,一般采取两种途径:一种是掺水温度不变,降低单井掺水量;另一种是保持单井掺水量不变,降低掺水温度。本文以一个集油环为模型,对不同掺水温度下的耗电耗气量进行估算并做出相应曲线,从能耗和经济角度对这两种途径进行计算、分析并得出比较结果,从而推断出哪一种对节能降耗更为有效、且方便生产。通过系统对比研究,加深了认识,对今后节能工作的开展起到了一定的借鉴作用。

单管环状掺水工艺节能优化研究

为实现单管环状掺水工艺的节能降耗,通过Pipesim软件建立掺水工艺流程,模拟了不同参数对回液温度和掺水总量的影响,得到了不同井口温度、不同地温条件对集油环临界产液总量的影响,并建立以掺水温度及掺水量为决策变量,以运行费用最低为目标函数的优化模型,通过引入惩罚函数对序列二次规划算法进行改进,实现决策变量的求解。结果表明:除产液量外,掺水量、掺水温度、井口温度和地温均与回液温度呈正相关;井口温度越低、地温越低,所需的集油环临界产液总量越大;当实际产液量大于临界产液总量时,可实现常温输送,无需掺水操作。工艺优化后全年总运行费用可减少29.6万元,其中水力费用减少了3.9万元,热力费用减少了25.7万元。

低渗透油田油井低能耗集油技术

随着大庆外围油田进入高含水后期开发,采出液含水逐渐升高,采出液的流动性向有利于集输方面发展。因此,为达到节能降耗的目的,选取计量间进行降低掺水温度和集油温度等现场试验,研究不同掺水量、掺水温度、回油进站温度集油环回压之间的变化规律,确定出适合于大庆外围低产低渗透油田的掺水集油参数,并对现场节气效果进行分析,节约天然气30%以上。

降温掺输技术在吉林油田的应用

目前,吉林油田集油多采用掺输流程,但掺输系统存在着运行温度高、管线设备腐蚀严重、掺水量无法精确控制等诸多问题,导致掺输系统能耗指标偏高。该油田于2006—2008年在3个接转站辖区开展降温掺输技术攻关,通过现场试验,采取了精确控制掺水量、降低掺水温度和接转站含水原油外输温度等相应措施,使试验区掺输系统耗气量和耗电量大幅度降低。若降温掺输技术得以推广,预计将创造出可观的经济效益。

萨北开发区常温集输工艺技术应用

大庆油田萨北开发区特已进入高含水期,呈现单井产液量高、含水率高、井口出油温度高的特征,为开展常温集输提供了有利条件。对萨北开发区纯油区、过渡带分别编制常温集输运行方案,设定了单井掺水量、掺水炉运行温度、掺水炉台数、掺水泵运行台数,界定了冬夏季运行期时间。方案共涉及5个采油矿、43座转油站、267座计量间、3309口油井。为了确保常温集输顺利推广,成立了常温集输项目组,制定并实施了定期录取井口回压、定期提高掺水温度、保证掺水水质、控制热洗炉运行时间、充分利用热水洗井时机冲洗各单井管线、制定自耗气量考核指标等运行管理办法。与实施常温集输前的2009年1～12月份相比,2011年同期转油站外输气增加2138.31×104m3,转油站自耗气减少1265.83×104m3,节能效果显著。

浅析稠油集输工艺优化改进

胜采一矿热采管理区掺水接转站主要承担着管理区稠油的接收和转输,掺水泵、外输泵和加热炉等关键设备的运行状况直接影响着热采管理区的原油上产工作。本文从掺水压力、掺水温度及掺水水质等技术指标入手,通过影响因素分析、集输工艺改进措施等方面的阐述,为稠油热采做一番有益的探讨。

贝28作业区集输系统运行参数优化

本文针对贝28作业区目前掺水压力大、温度高、能耗大的现状,在保证回油温度在36-40℃的前提下进行降温现场试验,摸索并制定不同季节的掺水压力、掺水温度和掺水量等运行参数,达到节能减排的效果。