基于层次分析法的转油站系统能效评价体系研究

转油站作为油田地面集输系统的主要耗能环节之一,其能效指标体系的合理构建和评价一直是油田关注的重点。针对三管伴热的集输加热方式,引入层次分析法来构建转油站能效评价指标体系,将转油站系统划分为转油站热力系统、转油站电力系统、站外集油管网三个子系统进行评价。以江苏油田某区块转油站为例,分析不同季节转油站能效系数,根据计算结果可知转油站用能薄弱季节为冬季。依据评价体系分析该季节的基础能耗指标,找出其薄弱指标为站内热力设备效率及站外管网伴热效率。通过改变加热炉工艺参数、伴热热水温度并计算不同参数下的能效系数,确定能效利用率最大时的工艺参数,提高了加热炉及站外管网伴热效率,有效地提升了站场全年的能效利用率,为转油站系统节能改造提供了可靠的理论依据。     

电加热油气集输流程转油站节能分析

目前辽河油田部分电加热集输流程中转油站的能量利用率较低.为此,建立能耗黑箱分析模型,进行能耗测试.对转油站的能耗情况进行分析,依据分析结果进行转油站改造,节能效果比较明显.     

转油站能耗综合评价方法研究

针对转油站的能耗现状,分析用能节点,建立转油站能流图,建立了能耗综合评价方法。通过评价转油站的能耗状况,确立了能耗设备评价指标,并以此为依据,取消外输加热炉、游离水脱除器前调节阀及配套工艺,形成了外输油不加热、不调节,直接计量、外输的新工艺,并且在加热炉应用氧含量分析仪和应用节能涂料等措施,有效地降低了转油站能耗。     

转油站能耗评价与改造预测

"提高设备运行效率,降低各生产单位能耗"是当代石油生产企业的追求目标。以辽河油田某集输系统转油站为评价对象,根据能量守恒和能量转换定律建立转油站能量平衡分析模型,给出各项能耗评价指标,运用该模型并结合现场的实测数据进行计算分析。结果表明:该站场存在的主要问题是泵机组运行效率和负荷率偏低,加热炉空气系数与排烟温度过高、热效率较低等。针对该转油站生产运行存在的诸多问题,结合其实际运行状况提出相应的改造措施并对改造后的能耗情况进行了预测。     

转油站集输系统能耗分析与评价软件开发

高含水量开发阶段是目前国内各大油田开采石油所面临的阶段。随着油田进入高含水开发阶段,油气集输系统运行效率较低、耗能较高的情况日趋严重。及时通过能耗分析与评价,提出改造方案来优化集输系统的运行是最重要的手段。针对该问题,研究开发了转油站集输系统能耗分析与评价软件,结合大庆某油田6号转油站集输系统实际运行情况进行了具体的能耗测试、计算、分析与评价,总结出系统的能耗分布状况,提出相应技改办法,实现系统高效运行。现场应用结果良好,系统耗气量下降28. 44%,耗电量下降31. 97%。该软件可供类似油田参考使用。     

大庆朝阳沟油田地面系统优化调整

朝阳沟油田是典型的低渗透油田,随着开采时间的延长,出现了地面系统负荷率低、设备腐蚀老化严重及能耗高等问题。通过地面系统优化调整,对低效计量站、转油站和脱水站进行合并改造,取消部分转油站大站供水流程,可提高系统负荷率,降低生产能耗,提高油田开发的经济效益。     

降低转油站能耗浅析

转油站作为集输系统中的重要组成部分,能耗较高。为了进一步降低能耗,挖掘节能潜力,对转油站的能耗情况进行分析,并采取措施。通过扩大停掺水规模,加大变频器的使用力度,降低管线回压等措施,X号转油站2012年上半年与2011年同期能耗对比,自耗气与电量都有所下降,收到较好的节气效果。     

通过节点分析与综合调整降低集输系统能耗

随着油井数逐年增加,能耗量不断上升,其中集输系统能耗所占比例较大。通过对转油站系统内能耗节点的分析,采取综合调整,制定相关节能措施,计量间采暖工芑流程改造、采暖设备老化改造;转油站加热炉效率提高,站内工艺流程改造等措施。降低了集输系统能耗,达到了节能降耗目的。     

基于改进鲸鱼算法的转油站运行参数优化

针对油井采出液含水率不断增加,转油站集输系统效率低、能耗高的问题,对转油站集输系统进行运行参数优化。以掺水温度和掺水量为决策变量,生产能耗费用最低为目标函数,建立转油站运行参数优化模型。采用人工设计与佳点集原理相结合的种群初始化策略和引入非线性收敛因子等机制对传统鲸鱼算法进行改进,以大庆PH2转油站为例,采用改进鲸鱼算法对运行参数进行优化,结果表明,改进后的鲸鱼算法综合性能明显提高,并且优化后转油站掺水温度降低9℃,掺水量减少450 m³/ d,日均耗气量下降14.68%,日均耗电量降低34.1%,总体运行费用降低了21.5%,优化效果良好。研究成果可供类似工程参考。     

联合站集输系统能耗计算方法研究及应用

油气集输系统分为集油、脱水、稳定和储运等环节,油气集输能耗一般占原油生产总能耗的30%~40%,所消耗的热能和电能是油田节能的重点对象。通过对北十七联合站集输系统能耗研究,建立了集输系统能耗"黑箱—灰箱"数学模型,对集输系统的能量平衡进行分析,发现系统中的转油站热能利用率和电能利用率都不高,是用能的薄弱环节,系统能耗计算方法为实现集输系统"优质、低耗"改造提供了理论依据。     

降低油田集输系统自耗气的认识

转油站是集输系统中的重要组成部分,能耗高,且调整余地大.围绕降低转油站自耗气,结合生产实际,从提高中转站加热炉炉效,提高降温集输潜力进行分析,通过控制系统运行参数入手,优化设备运行;同时加强细化管理,确定合理的分站能耗指标,提高管理人员节能意识,降低集输自耗气.     

大庆高台子和太北油田油气集输系统优化调整

随着大庆高台子油田和太北油田开发时间的延长及产油量的下降,出现了地面系统对集输系统供气紧张、设施腐蚀及老化严重、转油站系统局部负荷率偏低的问题。针对这些问题,对地面系统布局进行了优化调整,采取了提捞采油与抽油机采油相结合、单管环状掺水集油工艺与双管掺水工艺相结合的方法,撤并了部分转油站、计量站,提高了系统运行负荷率,降低了生产运行维护费用,降低了能耗,取得了较好的经济效益。     

转油站改造的总体思路及方案探讨

"十五"期间,大庆萨南油田进入了高含水开发后期,原油集输系统存在设施老化、负荷不均衡、能耗高及运行效率低等严重问题.针对这些问题,从"九五"期间就开始不断探索转油站系统调整改造的措施和办法,经过多年的努力,形成了一系列针对不同开发形势的优化调整和维修改造的原则、思路和做法.几年来,在部分区块和转油站进行了推广实施应用,取得了良好的技术和经济效果.     

特高含水原油集输转油站效率及能耗研究

通过对大庆油田某采油厂转油站系统的效率及能耗分布测试,找出了系统效率低、能耗高的主要影响因素,提出系统改造方案,并对改造前后的效率及能耗状况进行了对比分析,给出了改造效益。     

喇601转油站节能潜力分析及对策

喇嘛甸油田已经进入高含水开采后期,为降低转油站系统能耗,以喇601转油站节能挖潜为切入点,以调查研究和节能监测为手段,开展节能示范站的研究工作.对转油站工艺流程、机泵及加热炉运行情况和节能计量设备完备情况进行详细分析,按照系统节能的理念制定改造措施,对转油站各系统耗能点进行整体优化控制.综合应用成熟技术,合理匹配机泵、加热炉、变压器、照明等设备的各项参数,发挥技术和管理优势,完成了由措施节能,管理节能,向综合节能的跨越,为集输系统节能降耗发挥了示范作用,为油田节能降耗提供了技术思路,促进了管理节能水平的进一步提高.     

特高含水原油集输系统转油站效率及能耗研究

文中测试分析了大庆油田某采油厂转油站系统的效率及能耗分布，找出系统效率低、能耗高的主要影响因素，提出系统改造方案，并对改造前后的效率及能耗状况进行了对比分析，给出了改造效益。     

提高转油系统维修改造经济效益的方法

对需要老区改造的生产负荷率低的转油站实施合并,可以有效提高转油站生产负荷。合并应根据生产实际采取不同的方式,可实施井、站及间的调整,并应积极推广应用变频调速技术。对需要老区改造的计量间,可进行合理扩建和合并,及时调整站、间距离,避免生产能耗,掺水能耗的浪费。而对于需要更换的管线,应积极采用环状掺水流程。采取以上措施,能实现降投资、降成本及降能耗,达到提高管理水平及经济效益的目的。     

杏北油田老区转油站改造设计模式浅析

杏北油田部分老式转油站建设年限长,站内各处问题频发,给日常生产带来一定的安全隐患。为满足安全生产的需要,自2012年开始,杏北油田逐渐开始实施转油站整体改造计划。论述了老式转油站平面平局的两种改造模式及其适应性,对老式转油站掺水、热洗系统及油系统存在的问题进行了分析,并提出了优化方案。改造后,不仅平面布局紧凑、功能分区合理、工艺管网顺畅,同时,简化了工艺流程,方便了生产管理。至2016年,应用两种平面布置模式共改造转油站10座,效果良好,为后续的改造项目提供了借鉴和参考。     

转油站整体改造中平面布局的差异及决定因素

油田部分老式转油站因运行年限长,工艺管网及生产厂房长期以来未进行过彻底更新,站内设备设施腐蚀老化问题严重,针对此类问题,常采取对工艺管网、生产厂房等整体更换的方式进行改造。分析了老式转油站与标准化设计在平面布置上的差异,从站内已建设备设施利旧,站外设施障碍,以及地势、征地、生产施工要求等方面,阐述了原址改造转油站在进行平面重新布局时需考虑的各项因素,以期为今后原址改造转油站在确定平面布局上提供借鉴和参考。     

A转油站更换φ219外输油管道适应性分析

本文对如何解决A转油站外输油压力超高的问题进行了介绍,保证转油站外输油管道安全运行和外输系统正常生产。