催化裂化装置作为原油二次加工的核心装置,随着装置运行周期的延长,以及加工的原油劣质化,重质化,运行能耗有所增加.根据催化裂化装置生产中的实际情况,在设备、工艺、操作调整等方面开展生产攻关,对反再系统收卸剂用汽、除氧器乏汽回收、轻柴油外送温度、富气压缩机控制等实施了节能优化技术改造后,其中反再系统收卸剂项目每年节省1.2 MPa低压蒸汽 8 100 t,乏汽回收项目年节约除盐水 8.2×104 t,富气压缩机优化控制改造可节约4.0 MPa中压蒸汽22.68×104 t,催化柴油外送热供料年节约电能42.65 kWh,降低了生产运行能耗,经济效益显著,对炼化企业节能减排意义重大.
数字化转型是油田发展的必然趋势,注水系统数字化运行模式的应用是确保油田精细注水的重要举措.2017年6月,某油田采油厂投产了一个数字化区块,实现了注水单井调控自动化,解决了注水精度不够,人力消耗大的问题.目前数字化设备运行中在电磁流量计数据显示和检测水量,自动控制阀调节水量,单干管注水井数据传输等方面还存在一定的问题,制约着数字化系统的正常运转.通过对注水系统数字化进行多方面深入研究,确定导致系统出现异常问题的主要因素,提出了切实可靠的解决方案,达到节能降耗、精准注水的目的.
潜油电泵是油田重要机械采油设备,也是应用较广的无杆式采油系统.与其他机械采油方式相比具有排量大、扬程范围广、检泵周期长、产液量大时系统效率较高等特点.随着油田进入高含水开发阶段,油井生产情况出现较大变化,潜油电泵能耗高、出现泵偏离高效区、不能在理想工况点下工作等问题日益突出.提高潜油电泵系统效率,节约电能,开展潜油电泵井系统的节能潜力分析与研究是十分必要的.通过分析潜油电泵的能耗损失节点、影响因素,提出了应用变频控制技术、高压电动机等管理措施,在降低潜油电泵能耗,提升系统效率方面取得了较好应用效果.
老油田在滚动开发的过程中,新增油井和阀组会改变原有的管网拓扑结构,使求解难度大幅增加.针对这一问题,以总投资费用最小为目标函数,在考虑压力约束、管径集合约束、连头数量约束和隶属关系约束的前提下,通过分支定界法对目标函数迭代求解,并利用实际案例进行了验证分析.结果表明,整体优化后的管道长度为15.43 km,总投资为605.53万元;分级优化后的管道长度增加了7.19%,总投资增加了14.53%,证明了整体优化可进一步降低管网投资和运行费用.
近几年来,天然气气价持续攀升导致中国液化天然气工厂出现原料气短缺、加工成本过高等局面.而且,由于部分工厂在建厂时正处于LNG市场蓬勃发展的时候,为了尽早占据市场地位、加快项目建设,LNG工厂项目设计和施工都有一定的不完善性,导致装置能耗偏高;再加上原料气组分的不稳定性,导致工厂经常出现开停车,造成天然气的大量排放,资源浪费,而且我国在"十四五"规划和2035年远景目标纲要中首次明确了甲烷减排要求.针对以上情况,现提出以下节能降耗措施,降低了LNG生产过程中天然气的消耗量和耗电量,不但降低了LNG工厂碳排放量,而且还可以降低生产成本.
群控技术采取"一变多井"模式,即一台变压器带动多口机械采油井,同时配备整流装置、逆变装置实现从交流电到直流电,再从直流电到交流电的转换.选取一个平台的16口井开展了现场试验,对变压器容量、单井控制进行研究与论证,测试结果表明,直流电经过逆变器变成交流电的效率平均可达 97.67%,变压器的效率由改造前的 97.86%提升至 98.71%,提高了0.85%.应用群控技术后,变压器数量由 16 台减少为 2 台,产液单耗由 18.24 kWh/t下降到15.34 kWh/t,下降了2.9 kWh/t.通过试验与论证,群控技术适用于一个采油平台上多口机械采油井,且变压器与最远端井的距离在1 000m范围内.
针对某油田采出水处理设备和注水管道中存在的结垢严重问题,为提高回注水质达标率,满足国家安全环保的相关要求.利用Scale Chem结垢预测软件对不同来源采出水中的成垢离子进行调和,定量测算结垢类型和结垢量,结合室内实验和现场验证对阻垢剂、絮凝剂进行工艺优化,最后进行水质评价.结果表明,混合水样结垢量随注水井筒深度的增加而减少,在近井口地带的结垢量最大;混合水样在水处理设备中的结垢类型为CaCO3、BaSO4、SrCO3,温度超过 40℃时,CaCO3 的结垢量快速上升至 672 mg/L;复配阻垢剂(ATMP∶TPA=2∶1)总浓度为40 mg/L时,阻垢效果最好;PAC为90 mg/L、PAM为1 mg/L,搅拌时间6 min、加药间隔30s时,絮凝效果最好;处理工艺优化后水质得到较大改善,满足SY/T 5329-2016中关于二级回注水质指标的要求.研究结果可为同类水处理工艺的优化提供实际参考.
电动机功率利用率是评价机械采油系统经济运行水平的一项重要技术指标.相关规范中要求使用电动机输入功率计算电动机功率利用率,但未明确潜油电泵地面至井下动力电缆部分消耗功率的处理方法,电缆消耗功率的影响导致潜油电泵电动机功率利用率计算结果的偏差较大,经常出现潜油电泵电动机功率利用率不合理偏高现象,影响了电动机功率利用率的评价结果.在实际检测过程中,通过核实潜油电泵井的电缆长度及电阻值实现对电消耗功率的测算,得到电动机的实际输入功率,使潜油电泵电动机功率利用率的评价更加准确、规范.针对电动机功率利用率偏低的潜油电泵井,根据电动机实际能耗指标,采取相应技改措施,使其达到节能、经济运行.
提捞井的液面恢复程度决定了提捞作业间隔时间,该时间在很大程度上影响着石油产量和运行成本.由技术人员按经验判断提捞井液面恢复时间,很难做到精准控制且存在许多隐患.为了使提捞井采油获得最大收益,研究了自动化液面精准监测技术.通过在井口加装液面智能监控远传设备,对抽汲深度、液面恢复速度等参数动态进行监控,对数据分析后能够精准计算出下次抽汲作业开始时间,从而实现了提捞井的精准提捞.现场应用5口井,平均单井月增油7.8 t,单井月节省柴油180 L,全年增加原油468 t,年节约柴油1.08×104 L.
油田开发过程中,油水混合液在从井筒向上举升及由地面向联合站输送过程中,常因流体黏度高、凝固点高,不能满足举升和集输要求,需要对井筒或地面的流体进行加温处理,目前各油气田常用采出液中分离出的处理水加热形成热掺水作为伴热介质,达到提升流体流动性的目的.但在生产过程中,为满足伴掺条件,需要对掺水进行加温、增压,必然产生一定的费用,同时高矿化度的热掺水对井筒举升工具和地面输送管道产生严重的腐蚀、结垢问题,在治理时也形成了高昂的治理费用.通过对掺水系统进行工艺改造和管理创新,年降低掺水用量20.52×104 m3,初期创效160万元,对同类油田降低掺水量,实现节能减排有良好的借鉴意义.
针对大庆外围油田部分采用树状电加热集油工艺的区块存在能耗高的问题,通过对凝固点与凝滞点、时控电伴热与温控电伴热的具体分析,以产生问题的原因为入口,同时结合已建区块现状,从优化设计参数和提高管理技术两方面分析如何提高电加热集油工艺的节能潜力,包括调整维温功率、时控启停电加热管、适当采用"线升温、线维温"集油方式、调节电加热管道设定温度、动态管理井口电加热器、关停低效运行管道等,并总结针对不同工况下电加热集油工艺的可采取的具体节能措施.
通过实测碳排放因子计算公式理论分析及油气田典型燃料天然气实例分析,探索燃料天然气组分特征对实测碳排放因子的影响.结果表明:各生产系统使用的油气田燃料天然气含碳原子数量较多的组分含量越多,实测含碳量碳排放因子及实测低位发热量碳排放因子越大,含碳原子数量较少的组分或H2、O2、N2、He不含碳的组分含量越多,实测含碳量碳排放因子及实测低位发热量碳排放因子越小;除实测方法系统性差异外,一定含量的CO2,是导致油气田燃料天然气实测低位发热量碳排放因子与实测含碳量碳排放因子之间存在显著差异的重要原因;各类燃料天然气碳排放因子存在普遍性差异,干气的实测碳排放因子明显比湿气的小.上述结论将为油气田燃料天然气碳排放核算提供技术支持.
为提高输油泵机组效率,以某油田泵机组的实际测试工况为例,利用相关系数法对影响用能情况的指标进行了筛选,通过灰色关联分析确定指标权重,最后结合模糊物元模型对用能情况进行评价,形成相关系数-灰色关联-模糊物元的组合评价模型.计算结果表明,泵输出功率与电动机负载率、泵机组效率存在较大的相关性,将其剔除可以有效避免信息间的重叠;采用最小值法得到的指标权重差异最大,权重从大到小依次为泵机组效率、节流损失率、电动机负载率、集输单耗和功率因数;由模糊物元得到的综合关联度越大,说明泵机组的工作状态越接近理想状态,其评价结果与现场实际越相符.根据评价结果对机组进行了针对性优化整改,优化后14个联合站的泵机组效率平均提高了13.18%,累计年节电168×104 kWh.
油气系统中的生产环节以及天然气系统的储存和运输环节会排放大量的甲烷(CH4),具有较大的减排潜力.渤海油气生产设施CH4排放源可分为逃逸、放空和火炬燃烧三类.主要排放设施包含井口平台、中心平台、FPSO(浮式生产储卸油装置)等.通过分析国内外油气行业温室气体核算指南与实际生产流程中逸散与放空源存在的差异,统计现场检测数据,获取CH4实际排放量,规范检测规程和计算方法,最终确定渤海油气生产设施CH4气体逸散和放空排放因子.
大庆油田地处高寒地区,在冬季,油气站场生产厂房内的采暖设施、工艺管道和机泵在运行过程中均会向周围散热,导致生产厂房内温度偏高,造成能源的浪费.为降低厂房采暖用热,提高热效率,通过对生产厂房内散热源及散热量的详细分析,生产厂房内工艺设施散热量占厂房总采暖负荷的40%以上.因此,在满足工艺要求和生产操作的前提下,优化管道保温设计、降低室内采暖温度,充分利用工艺设施散热后厂房内采暖设施可减少40%～50%,对于大型厂房可取消采暖设施,降低采暖用热量.经实测采取节能措施后室内采暖温度满足生产要求,并且每年可节约天然气1 400×104 m3,实现了节能降耗的目的.
为提高DHX(直接接触法)轻烃回收工艺的C3 收率,降低生产过程中的综合能耗,利用Hysys软件建立轻烃回收工艺流程模型.通过单因素影响实验确定决策变量及取值范围,利用响应面进行实验设计,得到目标函数的多元二次方程,并进行最佳工艺参数的迭代优化.结果表明:影响C3收率和综合能耗的单因素从强至弱依次为低温分离器温度、膨胀机出口压力、DHX塔塔顶进料循环量和DHX塔塔顶回流压力;交互项中只有低温分离器温度和膨胀机出口压力对响应值影响显著,其余交互项均不显著;当优化前后的综合能耗相近时,C3 收率可提高1.78个百分点,当优化前后的C3 收率相近时,综合能耗可减少109 kW.研究结果可为同类工艺流程的参数优化提供实际参考.
优化催化剂再生单元往复式压缩机用能结构,可降低45%的能耗.通过对比分析往复式压缩机旁路节流与HydroCOM气量无级调节系统PV图,后者在往复式压缩机节能降耗中所起到的作用十分明显,且技术路线成熟,应用广泛,投资效益期限短,使用效率高,便于日常管理,控制方式高度自动化,是目前往复式压缩机使用最广泛的调节系统.预计每年可节省生产费用236万元左右,投资收益期限短,运行1a可全部回收成本.
以"井下油水分离、注采一体化"为理念,自主研发了井下油水分离同井注采技术,在井下对高含水采出液进行油水分离,分离后的油举升至地面,分离出的水直接回注到地层,可大幅降低地面采出液量,节约开采成本.将该技术与油藏工程结合应用,通过调整注采层系,重构注采关系,可以改变并增加驱替方向,提高采收率.井组试验表明,利用该项技术可以实现高关井组复产,4口试验井平均含水率降低4个百分点,累计增油528.5 t,恢复了经济开采价值,为探索延长高含水老油田生命周期、拓展开发极限提供一种新的技术手段.
针对发生浅层外漏的抽油机井采用大修方式堵漏施工周期长、及时性差、环保隐患大和产量影响较大的问题,开展了浅层外漏抽油机井简易封堵管柱研究.依据漏点分布特点及抽油机井的生产特点,有针对性地设计了适用于外漏点数少且纵向上分布集中的采出井桥式双卡封堵管柱、适用于外漏点数多或纵向上分布零散的采出井单卡大通径封堵管柱和有效消除管柱蠕动对封堵工具影响的双向防蠕动减载工具.通过现场5井次的现场试验应用,浅层外漏抽油机井的简易封堵管柱下井成功率100%,初步实现了对浅层外漏抽油机井的有效治理,为消除地表返液的安全环保隐患、提高生产时率、提前恢复采油提供了技术支撑,累计获得经济效益147.5万元.
作为西南油气田的天然气主力产区,川中的天然气产量和碳排放量在西南油气田均占有重要地位.结合中石油力争在2035年左右新能源新业务产能与油、气"三分天下",2050年左右实现"近零"排放的发展目标,对川中油气生产主要碳排放环节和减碳措施进行分析,建议加大放空天然气回收、压力能资源利用、H2S制氢、小微型天然气发电等适用工艺技术、设备的研究和适用性转化,发挥资源优势,实现低碳发展.
