原油集输热力系统的运行参数优化

为了保证原油集输热力系统经济运行，就必须保证该系统在合理工况下运行，即各运行参数处于最佳状态。本文首先先进系统划分，然后建立各子系统的目标函数，通过数学方法分析系统的目标函数及决策变量与各子系统的关系，确定系统优化方法，最终确定各子系统最佳运行参数，运用该方法对冬季平均工况及夏季平均工况进行了优化。     

老油田开发后期油田地面集输工艺优化

华北油田榆科油田经过30年的开发,目前已经进入高含水开发期,油井平均含水达81%以上,单井集油仍然采用传统的三管伴热方式,地面油气集输系统存在着腐蚀穿孔严重、设备老化等制约油田生产发展的瓶颈问题。在深入分析油田开发状况和现有地面集输工艺现状的基础上,针对站外单井集油管线腐蚀严重、能耗高等问题,采用端点掺水、环状集油的新工艺,对地面集输工艺进行简化优化,实现节能降耗。     

油田集输系统区域优化对策探讨

随着油田开发进程的不断深入,油田采出液逐步显现出液量大、含水高、油品差等特点,造成油田地面集输系统区域处理能力不匹配、集输管网布局不合理、集输站处理工艺冗余等问题.以胜利油田某采油厂两个油田的集输系统为例,分析了区域集输系统存在的问题及原因,并针对性地提出了集油工艺的区域化调整、处理工艺的整体优化、自控技术的优化应用等...     

大庆油田原油集输系统集输耗气预测

大庆油田自从1960年开发建设以来，油田综合含水经历了低、中、高含水期，发展到目前特高含水开发阶段，原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势，通过对大庆油田原油集输系统集输耗气预测可以找出油田原油集输系统耗气的发展规律，从而为下一步原油集输系统节能降耗流程调整及天然气下游利用工程产业化调整的研究指明方向，同时也有利于油田的高效益、高水平、可持续发展。     

新立油田原油集输系统能耗分析

由于采油厂对原油集输系统单耗、系统效率等参数没有相关的运行指标。为此2004年3月，我们成立了原油集输系统能耗研究课题组，对吉林油田新立采油厂原油集输系统的现状进行了细致了解．对存在的问题进行了分析，采用先进的测试仪器和科学的研究方法。对新立油田原油集输系统进行测试、分析、研究，找出了影响能耗的主要因素．提出了改进措施。为采油厂的集输流程改造提供了科学的依据。     

原油集输热力系统的运行参数优化（第二部分）

为了保证原油集输热力系统经济运行，就必须保证该系统在合理工况下运行，即各运动参数处于最佳状态。本文首先进行系统划分，然后建立各子系统的目标函数，通过数学方法分析系统的目标函数及决策变量与各子系统的关系，确定系统优化方法，最终确定各子系统最佳运动参数。运用该方法对冬季平均工况及夏季平均工况进行了优化。     

吉林油田原油集输管网的优化运行

吉林油田分公司储运销售公司管辖着整个吉林油田16条原油管线,总长度405km,3个站库,8个中转站,37台套泵机组,24台原油加热炉,总装机容量39537kW。分析吉林油田内部小口径、短距离原油管道运行费用,找出油田内部原油集输管网节能降耗的研究方向,并对主要管线制定了优化运行方案。采取节能措施后,吉林油田管网输油单耗节能显著,经济效益明显。     

油气集输系统生产运行方案优化方法

近年来,大庆油田开发已经进入高含水开采阶段。对于外围油田,由于开采难度大等多方面的原因,其能耗成本更高,为此开展了外围油田原油集输系统生产运行的优化研究。该项研究对于控制原油生产中能耗上升,降低原油生产成本,实现油田集输系统高效、低耗、有序调整和科学管理将起到重要作用。     

转油站集输系统能耗分析及优化运行

通过对2016年全年及2017年上半年全厂各转油站集输系统能耗进行统计分析,理清全厂各转油站冬、夏季能耗变化趋势,并重点分析耗气量波动情况,探索集输系统节能降耗潜力,提出优化运行办法。优化掺水泵、加热炉运行台数,执行全年集输参数优化控制,细化修订集输参数标准,实施四合一(加热缓冲沉降分离装置)梯度加热工艺改造。截至2017年6月,累计关停掺水泵55台,加热炉53台,降温集输井1056口,常温集输井199口;累计节气415×10~4m~3,节电150×10~4kWh,预计全年可节气800×10~4m~3,节电310×10~4kWh。     

辽河油田原油集输系统运行参数优化方法研究

集输系统的节能降耗涉及集输系统效率、能耗合理性分析、优化运行等多个方面内容。通过在高二联牛心坨油田应用序列二次规划法建立了模型,并对该模型进行了求解,找出牛心坨油田原油集输系统效率薄弱环节,并制定了针对性改进措施。     

杏北油田集输系统能耗现状分析及节能优化方法

随着油田开发规模的不断扩大,地面能耗设备总数随之增加,集输单耗显著升高。针对集输系统能耗大,节能难的问题,开展了杏北油田地面工程能量系统优化示范工程,项目开发了地面工程仿真运行软件,研制了集输系统用能优化模型,建立了节能优化示范区,项目推行以来,示范区产液综合单耗下降0.332 kg/t(标煤),取得了可观的节能降耗效果。对其他油田集输系统节能降耗工作也具有一定的借鉴和参考意义。     

油田开发后期油气集输系统优化调整技术研究

大庆油田经过40多年的开发,油气集输系统已进入一个优化调整的阶段.本文以简化油气集输系统的单井集油流程为基础,提出了计量间和转油站优化调整、新建产能与油田已建设施如何衔接的思路,通过集输系统简化流程、优化调整,达到布局合理、负荷适中、节能降耗的目的.     

原油密闭集输系统自动优化工艺控制

利用原油集输系统的缓冲罐液位信号，通过ＰＩＤ调节器控制变频器输出频率，改变电机转速，调节输油泵流量，控制缓冲罐液位，使之达到相对动态平衡，优化集输工艺。作者就系统控制原理，控制以及相关技术做了较详细的论述。     

站外集输系统运行温度的优化

1.存在的主要问题随着英台油田开发,老区已进入高含水阶段,综合含水已达到90%以上,新区含水上升较快,综合含水已超过60%,集输热耗明显上升。2002年原油产量为100×104t/a,消耗燃料气量约4735×104m3,单位集输热耗为42.6m3/t,而国内先进水平为6.3~8.3m3/t,平均水平为17.9m3/t。从数据对比中可以看出,英台油田的集输热耗与国内先进水平和平均水平相比差距很大。分析其原因,主要有以下几个方面问题:(1)集输系统流程大部分为三管伴随流程,集输工艺落后、能耗大。(2)站外集油运行温度高、热水量和掺水量大、能耗高。(3)部分高产液、高含水油井没…     

中东某油田地面集输系统工艺优化

中东某油田稠油物性的特点是原油密度、黏度差异较大,采用丛式井拉油生产,流程不密闭,伴生气放空,生产成本较高且环境易污染.针对该油田地面集输系统存在的诸多问题与现状,宜形成二级布站、单管加热降黏、油套分开集输工艺模式.地面工程优化应采用的主要工艺技术有多相流活动计量装置、单管加热降黏集输工艺、油套分开集输工艺和优化集输站场工艺.这样可简化生产管理,经济效益亦较高.     

哈得4油田新增产能油气集输系统的优化

哈得4油田新增90×104t/a产能地面建设工程,需在新区新建处理规模100×104t/a的原油处理站,围绕这一中心进行系统优化.哈一联原油处理站,减少脱水器1台,减少投资81.49万元;原油储罐由2座1 000 m3改为3座1000 m3,从而取消固定消防及配套的自动灭火系统,使哈一联进一步减化,投资进一步降低.优化后减少投资455.39万元.     

油田集输系统原油损耗规律分析

在油气集输流通的多个环节存在原油损耗,原油损耗不仅降低油田经济效益,且污染环境。为了确定油田集输系统原油损耗的影响因素和损耗规律,针对集输系统进行测试,分析了原油损耗规律。探讨油损耗受各因素影响最大,改进集输工艺可以有效降低该集输系统原油损耗。     

冀东油田天然气集输管网系统的优化

冀东油田天然气集输管网系统通过优化措施,提高了天然气集输系统的处理能力。先导试验站的设计处理能力由80×104m3/d提高至110×104m3/d(陆岸终端联合站的设计处理能力)：增大了天然气管网下游用户使用量,建设了20×104m3/d的DNG加气站;增加了天然气外输增压设备,及时协调下游天然气使用单位,保证气相压力平稳,保证了三相分离器压力操作压力控制在0.4 Mpa左右,从而保证了各采油队外输汇管压力在05～0.6 MPa之间,实现了降级井口回压的目的。     

原油集输集成自动化系统

原油集输集成自动化系统是根据国际９０年代的高新技术ＣＩＭＳ的思想设计的。本文介绍了该系统的主要功能，硬件构成和软件设计方法，并给出了在联合站的具体应用实例。现场动行表明，该系统具有不少优点，完全满足原油集输生产和管理的要求。