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稠油集输系统能耗分析与效率计算 总被引：1，自引：0，他引：1
针对稠油集输系统存在的一系列生产问题,结合我国各主要油田目前采用的节能降耗新技术,给出了辽河油田稠油集输系统效率的计算方法。根据转油站和高二联合站效率的计算结果,分析了稠油集输系统能耗分布情况,找出了影响系统效率的主要因素,提出了稠油集输系统的改造方案。与改造前相比,稠油集输系统能耗明显降低,取得了预期效果。 相似文献
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为实现油田联合站天然气的梯级利用，提高油田污水余热回收利用，针对胜利油田集输系统某联合站污水余热利用率低与能量不可逆损失大两方面的问题，提出采用天然气发电、烟气和污水余热利用相结合的用能模式，建立了基于天然气发电余热利用的联合站分布式能源系统。建立燃气内燃机能流模型，改变内燃机发电功率与原油出口温度进行热力模拟，采用系统效率法分析其对供热量及热泵性能指数的影响，确定合适的运行参数；基于烟气补燃式第一类吸收式热泵能流模型，采用夹点分析法对整个分布式能源系统进行能流分析，确定系统用能薄弱点并对其进行优化，最终通过分析对优化效果进行评价，验证夹点技术进行能流分析优化的合理性。结果表明：优化改造后的联合站分布式能源系统夹点温差的合理范围为10～12 K，节能潜力为29.2%。研究成果可为联合站节能降耗、实现能源利用效能最大化提供理论指导。（图11，表3，参19） 相似文献
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加热炉是油田地面集输过程中的重要热力设备,其能耗约占集输系统总能耗的80%,合理控制油田加热炉能耗的上升,对实现油田集输系统高效运行与科学管理有着重要作用。从能效对标管理的基本理论出发,通过热平衡分析法,对影响加热炉热效率的因素进行了分析。在标杆管理理论的基础上,构建了一套完整的加热炉能效对标体系,主要包括:对标的各项指标的选取及定义、统计口径及计算方法、权重的计算方法、标杆值的选择、加热炉能效的预测方法。以某油田加热炉能耗统计数据的对标分析为例,分析了加热炉运行效率低的原因,提出了相应的节能措施,为提高加热炉运行效率、实现节能管理提供了依据。(图3,表5,参24) 相似文献
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《油气储运》2020,(9)
加热炉是油田地面集输过程中的重要热力设备,其能耗约占集输系统总能耗的80%,合理控制油田加热炉能耗的上升,对实现油田集输系统高效运行与科学管理有着重要作用。从能效对标管理的基本理论出发,通过热平衡分析法,对影响加热炉热效率的因素进行了分析。在标杆管理理论的基础上,构建了一套完整的加热炉能效对标体系,主要包括:对标的各项指标的选取及定义、统计口径及计算方法、权重的计算方法、标杆值的选择、加热炉能效的预测方法。以某油田加热炉能耗统计数据的对标分析为例,分析了加热炉运行效率低的原因,提出了相应的节能措施,为提高加热炉运行效率、实现节能管理提供了依据。(图3,表5,参24) 相似文献
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在油田集输和原油处理过程中,联合使用破乳剂和缓蚀剂既可对原油进行化学处理,又可实现管道系统的防腐。介绍了濮城油田为了降低集输管道内腐蚀速度及原油处理成本,将大罐加药改为端点计量站加药的集输工艺。该工艺的实施使油井产出的液体来不及乳化就与药液相互作用,大大提高了破乳效果,同时管道的缓蚀率提高了60%以上。端点加药工艺简化了联合站流程,节约了处理设备及大量的能源,既实现了节能降耗又利于系统防腐,使整个集输系统的运行收到了明显的经济效益。 相似文献
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在长输天然气管道运行费用构成中,压气站自耗气费用成本占比50%以上,基于能耗最优的压气站运行优化具有重要意义。以中亚天然气管道加兹里压气站为例,针对该站场存在的高温天然气输送及不同输量与压缩机组匹配的特殊运行工况,借助SPS 仿真软件及历史运行数据,模拟计算了不同工况下自耗气量的变化规律,量化分析了不同工况所导致的额外自耗气量。模拟结果表明:压气站进站天然气温度每上升5 ℃,压缩机组自耗气量增幅6%;在一定的输量范围内,采用低效率的双机组运行模式,每天将增加1×10^4~3×10^4 m^3 自耗气量。由此制定了基于月度输气计划压气站能耗优化的压缩机组匹配工艺方案,可为长输天然气管道压气站开展能耗优化提供参考。 相似文献
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《油气储运》2015,(10)
为了使油气集输系统能量利用更加科学有效,将分布式能源系统的供能、用能理念应用于油气集输系统设计中。按照"以热定电"的原则设计了油气集输分布式能源系统:将燃气轮机和余热锅炉应用于油气集输系统,燃气轮机发电为集输系统提供电能,利用余热锅炉回收发电后的尾气余热为集输系统提供热能,系统盈余的电力上网。实例计算结果表明:与常规集输站相比,分布式能源系统集输站能量利用率提高7.01%,效率提高16.5%;同时,油气集输分布式能源系统年节省费用开支498.29×104元。可见,将分布式能源系统应用于油气集输,既可以提高系统的节能性,又具有很好的经济性,值得推广应用。 相似文献
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昌吉油田所辖区块油藏具有原油黏度高,储层中低渗的特点,采取管网远距离集输工艺,存在井口高回压甚至凝管等问题,而采取井口单罐生产收油车倒油至集中处理站的集输方式,存在收油车卸油困难、单罐电伴热能耗高、收倒油运费高、巡检管理不便、影响原油连续生产等问题。为此,采用回掺热水降黏集输工艺,使昌吉油田实现了稠油的管网集输,吨油运行成本降低46％。探讨了该工艺在实际运行过程中暴露的问题,提出了停加降黏剂、在各回掺水配水站增加燃气水浴炉、使用伴生气代替CNG作为相变加热炉燃料等解决方法,取得了显著的经济效益和社会效益。（图8,表1,参11） 相似文献
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以含蜡原油-水两相为代表的混输是油田集输生产中普遍采用的储运工艺,在油田地面工艺优化及节能增效开发的背景下,混输过程中面临的流动保障问题因油水乳化机制的影响而更为复杂、严峻。集偏光显微观察实验与普通光显微观察实验于一体,通过建立油水乳化体系中蜡晶形态及聚集行为的表征方法,实现了乳化水存在下蜡晶微观形态及聚集结构特征的直观再现,并定量化构建了乳化机制影响下蜡晶特征参数的分布规律。结果表明:随着温度升高、乳化剪切作用增强,蜡晶形态、结构趋向规则化,且其聚集行为受到抑制;含水体积分数对油水乳化体系中蜡晶形态及其聚集行为的影响则表现出在转相点附近发生特征转变。对乳化环境下蜡晶形态及其聚集行为的定量表征和分析,为深化理解管输剪切流场中油水两相蜡沉积过程的作用机制提供了必要基础和依据。 相似文献
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总结了冀东油田十年来对地面工程集输系统密闭改造的成功经验,论述了油田转油站,联合站密闭改造办法及过程,总结了配套技术的先进性和应用效果,并根据油田生产实际和发展趋势提出了几点建议。 相似文献
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双管掺稀油集输流程是稠油油田普遍采用的一种流程,通过对双管掺稀油集;输流程的系统分析,以初始投资与运行费用相结合的等额年费用为优化目标,建立了亿化设计的数学模型,给出了优化设计变量的约束条件及数学模型的求解方法,并编制了相应的求解软件,以实例说明了该软件的应用情况。 相似文献
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长庆油田油气储运系统沉降罐内油水过渡层加厚,导致净化油含水过高,影响原油正常生产.以长庆靖安油田脱水过程中沉降罐内产生的中间层乳状液为对象,借助显微镜、色谱、X射线衍射仪和X射线能谱仪等技术手段,研究其宏观特性及其分离出的水、油和固相的特性,揭示中间层乳状液的形成机制及其物理特性的影响因素.测试结果：分离出的水中硫质量浓度为35.82 mg/L、总铁45 mg/L,硫酸盐还原菌（SRB）含量为104～105个/mL,污水粒径中值为85.63 μm,沥青质/胶质质量分数为3.78％,固体中FeS含量较高.结果表明：联合站上游集油系统腐蚀严重,乳状液中原油老化严重,固体物质除了因腐蚀而产生的FeS外,还有大量伴随原油开采地层中的石英、长石和粘土等矿物.（表3,图7,参6） 相似文献
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对添加降凝剂输送工艺经济效益的计算方法进行研究，以输油工艺为理论基础，利用输油生产的真实数据仿真出了不加剂和加剂两种输送的输油方案，建立了计算加剂输送工艺经济效益的数学模型及相关指标体系。分别介绍了燃油消耗及费用，耗电量及费用、固定资产折旧、加剂不加剂输送可变成本等的数学模型及相关指标，最后对影响加剂运行经济效益的主要因素进行了分析。 相似文献