低渗透油田采输系统能耗优化分析

随着新疆油田开发规模的不断扩大,地面能耗设备总数随之增加,采输单耗显著升高。针对新疆油田某低渗透区块采输系统能耗大的问题,研究了掺水温度、地温、井口回压等参数对系统能耗的影响,并给出了系统运行能耗的优化策略,结果表明:冬季掺水温度60℃,采输系统节能7.38%。夏季掺水温度42℃,采输系统节能30%。通过改善掺水温度可有效降低采输系统能耗,该研究成果对其他油田采输系统节能降耗具有一定的借鉴意义。     

一掺多回流程掺水参数优化

大庆油田某区块采用一掺多回的掺水集输流程,但在系统运行过程中,能耗大,运行费用高等问题日益凸显。为降低掺水系统能耗,针对一掺多回掺水集油流程,以掺水量、掺水温度为设计变量,系统运行费用最低为目标函数,压力、温度为约束条件,建立能耗关联模型。利用混合惩罚函数法和改进的共轭方向法对模型求解,得到掺水系统的最佳掺水温度与最佳掺水量。与优化前相比,一掺多回流程掺水系统年掺水量降低27 841 t,掺水温度降低5.5℃,每年可节约能耗费用6.95×105元。     

燕化第三套常减压装置加热炉出口温度优化

中国石化股份有限公司北京燕山分公司炼油厂Ⅲ套常减压装置于2005年3月进行技术改造,设计在管输大庆原油中掺炼33%的俄罗斯进口原油,加工能力为2.5 Mt/a,掺炼轻质进口原油后,原油密度、酸值、硫含量等性质变化较大,原油性质变轻.燕化Ⅲ套常减压装置常压加热炉出口控制温度为369℃,减压加热炉出口控制温度为395℃.装置加热炉原有控制温度高于实际生产需要,在保证常压和减压产品收率的情况下,装置将常压炉出口温度由369℃降低到364℃,减压炉出口温度由395℃降低到380℃.降低常压炉出口温度后,常压总收率保持在46%±0.5%,常压渣油350℃馏出保持在5%左右,两项指标都基本和降温之前持平;常压炉出口降低4℃,每年可以为装置节约1 328 吨燃料油;减压炉出口温度降低幅度为15℃,减压炉出口温度降低后,采取了两项措施保证减压侧线收率和产品质量:一是增加减压塔塔底汽提蒸汽量,二是开减压侧线下馏出口,采取以上两项措施后,减压炉降低温度前后减二线收率基本在10.5%士0.5%,减三线收率基本在8.5%士0.5%、减四线收率基本在3.6%士0.5%,降低减炉出口温度后一年可以节约975吨燃料油.在加热炉操作方面,常炉炉膛温度降低了40℃,四路分支温度降低了4℃;减炉炉膛温度降低了100℃,四路分支温度降低了7℃.通过降低常压和减压加热炉炉出口温度不仅使装置燃动能耗下降0.6千克标油/吨,而且还保证了装置安全长周期运行.     

青东5区块原油外输参数分析

青东5海油陆采开发模式生产,原油在生产和外输过程中需要消耗较大的燃料进行掺水和升温进行原油降粘。在满足管输体积条件和原油乳化反相条件下对原油掺水量进行分析,确定了不同油井液量下的外输掺水量函数F（X）,结合现场外输温度确定了最佳外输温度为43℃。将分析结论运用于现场生产后,掺水加热耗燃料油由之前的15吨/天降低到8.8吨/天,节能效果明显。     

辽河油田高含水稠油不加热集输技术研究及应用

本课题研究以辽河油田新井产能建设与老区改造项目为依托,在研究高含水稠油流变性机理等理论研究基础上,界定了高含水期稠油的集输技术模型,开展以降低集输温度、减少掺液量、扩大冷输范围为目标的新集输模式研究与现场应用,逐步形成了高含水期稠油集输的"串接集油"技术,替代了放射状双管、三管伴热的传统集油模式,大幅度降低了集输系统能耗,进一步助推高含水期稠油油田提质增效。     

川中某气田产出水降温技术研究

川中某气田在开展排水采气工程后气田水水温达100℃,远高于排水外输管线的设计温度55℃。为使高温气田水满足排水外输管线设计要求,使用空冷式换热器与水冷式换热器对气田水进行降温。本文通过研究空冷式换热器与水冷式换热器在将气田水降低到目标温度时的能耗差异,优化能耗分配,合理搭配使用空冷式换热器与水冷式换热器,在保证将川中某气田产出水温度控制在安全运行范围的前提下,降本增效。     

管输天然气的节能降耗探讨

管道输送是天然气运输的重要运输方式,节能降耗是天然气管输亟需解决的问题。分析天然气管输系统和设备能耗情况,从直接能耗和间接能耗两方面,综述管输天然气节能降耗措施如下：(1)合理选择压缩机组及其驱动方式,优化压缩机组运行工况,定期维护保养,降低压缩机组能耗;(2)采用高压输气、降低输气温度、管内壁涂减阻内涂层、合理的设备和管道路由等措施降低输气管道摩阻损失;(3)采取措施预防输气管道泄漏和减小天然气放空量,降低间接能耗;(4)融合大数据分析、天然气管网仿真、人工智能等技术,做好管输系统分析预测,优化运行及决策方案;(5)利用回收余热、余压以及利用新能源等措施,提高能源利用率。上述节能降耗措施对天然气管输的节能降耗、降低运营成本具有重要借鉴意义。     

外输泵优化运行技术研究

喇嘛甸油田通过应用新技术、新工艺,能耗整体呈下降趋势,但集输系统仍具有一定节能潜力。集输系统的能耗节点主要是外输泵和掺水泵,在对全厂集输系统现状调查基础上,对外输系统能耗情况及潜力进行深入研究,梳理出油气集输系统目前存在的主要问题,并制定了对策与措施,以实现集输系统能耗大幅下降的目的。     

燃煤烟气胺法脱碳MVR再生系统关键参数及能耗分析

针对燃烧后胺法脱碳工艺再生能耗高的问题，本文将机械蒸汽再压缩（mechanical vapor recompression，MVR）节能技术与胺法再生工艺集成，建立燃煤烟气胺法脱碳MVR再生系统。采用速率基非平衡模型，以再生能耗为目标函数，对影响再生系统能耗的关键工艺参数进行考察，分析其对MVR再生系统的影响规律。结果表明，MVR技术在燃煤烟气胺法脱碳再生系统中表现出良好的节能效果，但最终节能效率应低于41.3%；在0.35～0.55mol/mol范围内增加富液CO₂担载量以及从90℃到115℃提升进塔温度，再生能耗快速降低；增加再生塔压力，MVR再生系统的再生能耗亦呈下降趋势，再生塔压力控制在2atm以下较为合适；降低闪蒸压力，压缩机能耗不断增加，再沸器能耗快速降低，闪蒸压力的合理取值区间为0.9～1.0atm；降低塔顶冷凝器温度从70℃到20℃，再生能耗略微增加，CO₂气体纯度提高。     

市政污水污泥水热耦合干化系统能耗模拟

干化+焚烧技术已逐渐成为我国大中城市中心城区污泥的重要处置手段，水热炭化预处理可提高污泥脱水性能，进而降低系统能耗，但对水热+干化污泥预处置过程的能耗分析还鲜有报道。研究了200～260℃下水热炭化预处理污泥的三相产物分布及水热液有机组分构成，在此基础上建立了水热+空气干化系统的能量-质量流模型，并分析了水热条件对系统能耗的影响，最后与空气干化系统、厌氧发酵+空气干化系统能耗进行对比。发现釜内压力为8 MPa,水热反应温度由200℃上升至240℃时，由于水热液中热值较高的有机组分芳香烃、含氮杂环比例明显下降，水热反应釜能耗由184kJ/kg(以原污泥计)降至161 kJ/kg,温度上升至260℃时，由于水蒸气气相分率明显增加及水热液中芳香烃含量回升，能耗上升至278 kJ/kg。受水蒸气气相分率影响，240℃下水热反应能耗随压力升高而降低，压力升至4 MPa后降低趋势迅速放缓。直接空气干化系统在干化空气温度为110℃时，系统总能耗为1 942 kJ/kg;厌氧消化+干化系统由于对沼气进行高效热回收利用，消化时间为10 d时，系统热耗低至212 kJ/kg,总能耗为984 kJ/kg;而...     

余热锅炉节能技术改造应用

某公司1．0Mt／a重油催化装置技术改造后,为适应前部生产要求,对余热锅炉进行防腐节能改造,改造后锅炉过热蒸汽温度由改造前370℃提高到420℃以上,排烟温度由330℃降低至185℃,装置能耗降低。     

煤气化粉煤灰回收掺烧运行总结

根据回收的粉煤灰组分实际情况,结合低压连续气化炉气力输灰技术,增加气力输灰系统,实现了对粉煤灰的回收掺烧利用,掺烧后吨氨煤耗降低38kg。     

催化裂化吸收稳定系统低温节能工艺开发初探

以某炼油厂催化裂化吸收稳定系统工艺数据作为模拟和计算的基础,从单因素和双因素角度研究了循环汽油温度及平衡罐温度对吸收稳定系统物流及能耗的影响,为后续低温节能工艺开发提供了依据。研究结果表明,随着循环汽油温度由40℃逐步降至5℃,平衡罐气液相及循环汽油质量流率下降,系统能耗下降约16%。系列循环汽油温度下,随着平衡罐温度的上升,系统能耗均呈现正U形曲线趋势,在35~55℃范围内出现系列最低点,即该循环汽油温度下系统能耗最优点。随着循环汽油温度的降低系统能耗逐渐减小。因此,除了考察适用的最优操作温度外,还需综合评估工艺匹配的节能设备投资及操作费用,才能开发经济性最优的吸收稳定系统低温节能工艺。     

阿拉新集气站合理外输温度的确定

阿拉新集气站在投产三甘醇脱水装置后,外输天然气水露点降低,安全外输温度发生变化,进而引起冬季站内合理的进站加热温度发生变化。本文对阿拉新集气站从天然气进站到外输整个过程的温度变化进行分析,结合水化物的生成条件,确定出合理进站加热温度,使其既能保证天然气安全平稳外输,又使能耗降到最低。     

降低出厂水泥温度的措施

针对出厂水泥温度高引发质量投诉的问题,从降低熟料温度、提高入磨物料综合水分、降低预粉磨系统温度、降低粉磨系统温度及降低出磨水泥温度等几方面采取措施,通过优化配料、更换篦冷机、改造粉磨系统工艺流程等一系列措施,成功将出厂水泥温度由最初的90 ℃左右降低到了65 ℃以下,并将进一步采取措施,将出厂水泥温度控制到55 ℃以下。     

降低出厂水泥温度的措施

针对出厂水泥温度高引发质量投诉的问题,从降低熟料温度、提高入磨物料综合水分、降低预粉磨系统温度、降低粉磨系统温度及降低出磨水泥温度等几方面采取措施,通过优化配料、更换篦冷机、改造粉磨系统工艺流程等一系列措施,成功将出厂水泥温度由最初的90℃左右降低到了65℃以下,并将进一步采取措施,将出厂水泥温度控制到55℃以下。     

出站温度调节对输量影响的分析

采用SPS仿真软件建立某天然气长输管道的物理仿真模型,基于模型具有一定精度和可靠性的基础上,利用其特有的短管组件模拟空冷器来进行出站温度调节,分析出站温度调节对输量的影响.分析研究结果表明,当天然气出站温度低于42 ℃或介于70～80℃时,出站温度调节对输量影响很小,当天然气出站温度介于54～70℃时,出站温度调节对输量影响较小,因此都不利于冷却输送.当天然气出站温度介于42～54℃时,出站温度调节对输量影响较大,利于冷却输送.当天然气的出站温度为40℃和70℃时,输量的增加量为21.12×104m3/d,即单位天时间内管道的输送能力提高21.12×104 m3.     

顺丁橡胶溶剂回收装置的节能技术

介绍了顺丁橡胶生产装置溶剂回收单元的工艺流程及操作状况,用己烷溶剂取代抽余油后,进行了降低溶剂脱重塔(T-463)塔釜温度及其回流量的可行性计算,分析了改造溶剂脱水塔(T-462)塔釜采出溶剂的工艺可行性.结果表明,将T-463塔釜温度由(108±5)℃降低到(100±5)℃,不仅稳定了系统操作,而且降低了能耗;将T-463回流量由16.00 t/h降至8.00 t/h,并未降低到最低回流量3.36 t/h;T-463进料量最少应保持在44.02 t/h,按照T-462塔底排出物料流量80.00 t/h计算,T-462塔底最多采出量为35.98 t/h;通过合理变更T-462、T-463的工艺参数,溶剂回收单元的能耗得到了降低.     

浅谈新肇油田低温集输实践与认识

新肇油田集输系统采用单管环状掺水集油工艺,受到单井产量低、井口出液温度低、含水率高,集输半径大及原油凝固点高等因素影响,集输系统生产能耗一直偏高。为了最大限度地节约能源,降低原油生产成本,实现低温集输技术上进一步的突破,更大限度地节能降耗,针对新肇油田环状集输流程掺热水输送的特点,现对低温集输技术进行认真的探索。低温集输技术是油田降低集输系统能耗的有效方法,本文对影响新肇油田低温集输技术的各种因素进行深入分析,进而提出相关措施并加以试验验证。     

电子级HF吸附法回收的节能降耗潜力分析

电子级氟化氢（HF）气体的回收具有良好的经济、环境、社会效益,吸附法是最有希望实现回收的方式之一。然而能耗问题限制其进一步发展,如何对其展开节能降耗尚未见专题研究。本文通过对吸附循环能耗等指标的计算,对吸附循环的性能展开了探索性研究。采用分子模拟技术,计算获得HF的吸附平衡等温线数据;建立变温吸附循环数值模型,明确评价循环效能的指标参数;改变吸附温度、压力等运行参数,分析能耗、能效等循环指标的变化趋势,探索降低能耗提升效率的方向。计算结果表明：吸附温度由298K降低到288K,回收单位质量HF能耗由14.0912MJ/kg降低为3.1173MJ/kg,能量利用效率由0.02升高到0.0953;解吸温度由340K升高到350K,能耗降低为12.0037MJ/kg,能量利用效率升高到0.0247。可以看出,降低吸附温度对降低能耗、提升能效的作用更加明显。此外,还得到以下结论：提高进气浓度对各指标均有积极影响;提高吸附压力仅对回收率有较大影响;冷热源与操作温度的差值仅影响产率大小。