- 蒋玉玲;
目前原油不加热集输的研究多集中在高含水和特高含水原油，对于油包水型的低含水油研究较少，低含水原油更容易产生原油粘附现象，进而阻塞管道。针对上述问题，利用室内模拟罐实验装置，分析了管材特性、溶气压力、含水率、剪切速率和含蜡量等因素对低含水原油粘壁质量、粘壁温度的影响，确定了主控因素，得到了低含水原油不加热集输的边界条件，并进行了现场降温实验验证。结果显示：钢管和玻璃钢尽管材质不一样，但粘壁温度保持一致；溶气压力只影响原油表观黏度，对粘壁温度不构成影响；含水率越小、剪切速率越大、含蜡量越小，粘壁温度越低。对现场的10口油井开展了不加热集输技术的推广，减少日用电量1 416 kWh，具有较大的节能潜力。
2025年08期 v.15;No.174 1-6页 [查看摘要][在线阅读][下载 1382K] [下载次数：8 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：10 ] - 高楠;李景雪;张俊伟;孙飞;肖枫;
天然气压差发电技术在国内外发展较为成熟。国外余压利用技术研究早，工艺路线成熟，但实际工程应用案例少；国内起步虽晚，但近年在国家节能减排支持下发展迅速。天然气膨胀发电系统主要由膨胀机等构成，国内主要有透平、双转子、螺杆、无油径向透平膨胀机4种发电设备，各有优缺点。长输管道余压资源丰富，潜力大，但由于长输管道本身运行特点，实施余压发电改造会面临设备运行条件限制、地理位置偏僻等问题。建议通过优选站场建设、积累经验等方式推进该技术应用，助力企业增效与国家“双碳”目标的实现。
2025年08期 v.15;No.174 7-11页 [查看摘要][在线阅读][下载 1154K] [下载次数：13 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：4 ] - 王贵斌;
随着绿色低碳发展要求的不断提高，变电所节能改造成为电力行业的关键任务。D油田部分变电所的S7-S11系列变压器不符合国家政策规定，所采用的静止无功补偿器（SVC）也难以满足电网无功补偿需求。基于此，研究提出一套适用于D油田变电所的节能改造方案，从设备选型和效能优化两方面入手，为其节能改造提供切实可行的技术路径与实践范例。以H油田、C油田2024年节能改造工程为实践基础，系统研究了变压器与无功补偿设备的升级路径及协同优化策略。通过对比分析S20系列变压器与传统系列变压器的空载损耗、负载损耗及综合运行效率，明确了S20系列变压器在能效指标上的显著优势；同时，基于静止无功发生器（SVG）与SVC的对比实验，验证了SVG在动态响应时间、谐波抑制率及功率因数调节精度等方面的技术突破，其系统损耗较SVC降低12%～18%。响应速度更快，补偿精度更高，在抑制谐波方面表现出色。这一研究成果不仅有助于D油田适应能源发展新趋势，还可为电力行业变电所节能改造提供新思路，助力行业达成绿色低碳发展目标，推动节能工作深入开展。
2025年08期 v.15;No.174 12-18页 [查看摘要][在线阅读][下载 1221K] [下载次数：8 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：2 ] - 董莹莹;
针对多相流集输管道在运行过程中存在的结蜡、凝油黏壁、沿程摩阻过大等流动保障问题，基于质量守恒、动量守恒和能量守恒定律，建立了电伴热工艺稳态模型，分析了不同工艺参数变化对末点温度和起点压力的影响，获取了不同参数变化对沿程温降和压降影响规律，最后分析了电伴热工艺在稳态运行、停输运行和解堵作业中的优势。结果显示，电伴热工艺在高含水条件下的应用效果要优于低含水条件下的应用效果；电伴热工艺对于气液比小于150、长度小于5 km的集输管道适应性较好；对于稳态运行工况而言，电伴热工艺相较于集中加热工艺可节约运行费用28.2%，减少碳排放量40.9%。研究结果可为电伴热工艺参数的优化提供指导作用。
2025年08期 v.15;No.174 19-24页 [查看摘要][在线阅读][下载 1496K] [下载次数：3 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：3 ] - 刘天宇;
轻质油普遍采用多级闪蒸加稳定塔分馏工艺实现原油稳定，在现场运行的过程中，存在换热器换热效率低、能耗较高等问题。为实现节能降耗的目的，利用HYSYS软件建立了与现场一致的工艺流程，从用能和?的角度分析了存在问题的关键设备，从工艺流程调整和工艺参数优化两个方面对原工艺进行改进，并对优化前后工艺中的各项参数进行了对比。结果显示：一级换热器、二级换热器和空冷器等与换热相关的设备，?效率较低；?损来源于闪蒸分离器和稳定塔，两者?损之和占工艺总?损的92.11%；对轻质油进入二级换热器前的物流进行了分流操作，增加了燃料气高压回收装置，设置闪蒸压力为800 kPa、重沸器温度为98℃、第二股进塔物流占比为0.4。优化后，每年可增加轻质油产量19.1 kg/h，回收天然气160 m~3/h，静态投资回收期为0.53年。研究结果可为同类工艺的设计和运行提供理论依据。
2025年08期 v.15;No.174 25-30页 [查看摘要][在线阅读][下载 1420K] [下载次数：3 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：3 ] - 侯喆;
在能源需求持续增长以及环境保护备受重视的背景下，集气站节能降耗措施的研究与应用具有至关重要的意义。井站的主要耗电设备包括气管道及站内的电热带，耗气设备包括天然气加热炉、采暖炉、三甘醇脱水装置等，气田站场作为重要的能源生产基地，集气站存在天然气及电量消耗量大等问题。针对天然气集输系统中的主要耗能设备，综合应用电热带节能调控、注醇防冻工艺试验、三甘醇尾气增压回收等技术措施，推行加热炉运行优化、完整性技术研究、三甘醇与溴化锂机组参数调优、火炬放空系统完善等设备管理措施。通过相关措施应用，节气率达到14.2%，节电率达到12.6%，验证了措施的有效性，降低了能源消耗量及生产运行成本，进一步提高了井站的能源利用率，为企业创造了直接经济效益。
2025年08期 v.15;No.174 31-36页 [查看摘要][在线阅读][下载 1188K] [下载次数：2 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：3 ]
- 陈洪斌;
基于解决外围油田传统油气场站管理模式分散性高、安全性差、运行效率低的问题，以提高场站安全管理水平和智能化运行为目的，通过融合5G通信、大数据分析和智能终端设备技术，采用智能巡检系统升级、安防体系重构和自控系统迭代等方法，结合工艺设备数字化改造、仪表系统冗余配置和边缘计算模块植入等系统性工程实践，在外围油田开展了数字化无人值守场站建设试验。实践表明：该模式实现了场站集群化管控与自动化运行，常温集输950口井，年节约天然气120×10~4m~3、节约电量98×10~4kWh，安全预警响应效率提升40%，同时通过增设红外热成像监控点、AI应急决策算法优化等改进措施，形成了可复用的油气场站智能化建设方案，为同类场站数字化转型提供了技术路径验证与工程实施参考。
2025年08期 v.15;No.174 37-43页 [查看摘要][在线阅读][下载 1337K] [下载次数：9 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：2 ] - 刘瑞雪;
针对大庆某油田地面系统存在新建产能区块少、建设投资控制难度大、区域布局不均衡、部分站场负荷率低、生产能耗高等问题，文中以提质增效为技术路径，通过实施优化地面井位部署、优化简化集油掺水工艺、探索复杂零散区块建产新模式、统筹区域整体部署、强化管理节能等举措，有效控制了地面建设投资，提高了开发区块收益率，精准管控电量使用，推动综合能耗有效下降。措施实施后，年节气量789.2×10~4m~3，年节电量657.3×10~4kWh，实现地面系统提质增效，为油田高质量发展提供技术支撑。
2025年08期 v.15;No.174 44-48页 [查看摘要][在线阅读][下载 1136K] [下载次数：10 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：7 ] - 候文琪;
为改善含蜡原油流变性，保障安全管输并降低能耗，通过实验优化工艺参数，制备改性降凝剂并评价其性能，测试了热处理温度、乙酸乙烯酯（VA）含量对原油凝点的影响；通过流变性实验、析蜡测试及适应性评价分析其效果。结果显示，最佳热处理温度为60℃，VA质量分数28%的EVA (EVA28）降凝效果最优，可将凝点从15℃降至9℃；改性降凝剂使凝点进一步降至6℃，5℃时黏度17.5 mPa?s，析蜡点从34℃降至26℃，累积析蜡量从6.57%降至4.76%；改性降凝剂与其他药剂配伍性好，重复加热≥60℃时性能稳定；加入降凝剂后，3条输油管道的燃料气单日消耗量可相应减少1 692.0～2 107.2 m~3，降幅为56%～64%。研究结果可为输油管道的安全经济运行提供实际参考。
2025年08期 v.15;No.174 49-53页 [查看摘要][在线阅读][下载 1316K] [下载次数：4 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：3 ] - 顾维静;
为提高气液两相流流量计量结果的准确性，减少气井平台分离式计量设备的投资成本，在梳理气液两相流计量原理的基础上，以文丘里管流量计为研究对象，基于计算流体力学方法分析了压差比、L-M参数、气相弗雷德数与虚高系数之间的关系，形成了虚高系数的拟合公式，在现场对模型完成对比印证。结果显示：湿气液相含量越高、气相弗雷德数越大、压差比越大，虚高系数越大，计量流量与实际流量之间的差距越大；湿气流量计气相流量结果中有97.2%的数据点相对误差在±10%之间；液相流量有85.9%的数据点相对误差在±5%之间，误差范围符合现场实际需求。研究结果可为气液两相流流量的计量工作提供理论依据和实际参考。
2025年08期 v.15;No.174 54-58页 [查看摘要][在线阅读][下载 1376K] [下载次数：6 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：4 ] - 李春阳;
随着气田气源压力的不断下降，站内脱水工艺面临增压运行问题，导致能耗加大、净化气水露点难以达标。针对上述问题，测试了设计工况和增压工况对原料气含水量、净化气水露点的影响，校核了当前工艺中关键设备的参数是否合理；从优化工艺参数、调整入口两相分离器等方面入手，进行工艺调整和分析。结果显示，原料气进脱水塔的压力越低、温度越高，饱和水含量越大，增压工况下的露点较高；在富液进塔温度120℃、汽提气量为20 m~3/h、贫液进塔温度为40℃、三甘醇循环量为1.5 m~3/h时、将入口两相分离器调整为聚结分离器，可实现增压工况下的净化气水露点-6～-8℃；调整后，避免了重沸器的超负荷运行，日节约耗电量1 068 kWh，日节约电费0.08万元，投资回收期为1.71年。研究结果可为指导现场生产提供理论依据。
2025年08期 v.15;No.174 59-63页 [查看摘要][在线阅读][下载 1338K] [下载次数：2 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：4 ] - 陆书峰;
随着油气资源的逐渐枯竭，一些环境复杂地区需要采用大斜度钻井技术进行开采，在生产井中偏磨问题显著增加，严重影响生产的安全性和经济效益。为解决偏磨井这一石油开采中的关键问题，进行了系统性的原因分析和治理模式研究。选取典型的S区块作为案例，综合分析三年间短周期作业井的数据，揭示偏磨是影响检修周期缩短的主要原因。从管柱结构、生产参数、泵挂深度、采出液物性、井况五大要素入手，详细剖析偏磨的成因，确立了一系列的治理技术，如液压油管锚定、全包封封隔器应用、生产参数优化、泵挂深度调整及采出液处理等；针对不同油井特性，采取差异化治理策略；同时对比了不同治理技术的成本和效益，推荐了经济合理的治理方案。通过现场应用，验证了所选治理措施的有效性，显著延长了油井的免修期，从187天增至515天，创效益21.5万元，年降低机采电能损耗2.3×10~4kWh。
2025年08期 v.15;No.174 64-71页 [查看摘要][在线阅读][下载 1319K] [下载次数：0 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：2 ]
- 曹治民;
随着碳中和、碳达峰目标的提出，CCUS技术成为实现双碳目标的主要手段。管道输送过程中存在诸多瞬态过程，目前尚缺乏相关数值模拟软件模拟结果与实验结果之间的符合性验证分析。在梳理不同模拟软件优缺点的基础上，在模拟软件中建立了与现场一致的泄漏物理模型，分析了不同工况、不同位置处温度、压力的变化趋势，探讨了模拟软件的可靠性。结果显示，泄漏口径15、50和233 mm下的实验泄漏时长分别为2 500 s、350 s和22 s，模拟泄漏时长分别为2 656 s、376 s和37 s，在泄漏时长上两者具有良好的符合性；软件无法体现管道轴向上的压力变化和径向上的温度变化，对于全尺寸破裂工况而言，软件进行压力预测的可靠性略低；不同工况下软件的温度模拟值均低于实验值，计算结果偏保守；软件可一定程度地再现不同泄漏口径下的压降和温降规律，可用于指导现场运行方案的制定。
2025年08期 v.15;No.174 72-76页 [查看摘要][在线阅读][下载 1311K] [下载次数：13 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：2 ] - 巩道军;
在全球能源需求持续增长与“双碳”战略深入推进的背景下，原油长输管道的高电力消耗不仅会显著增加输油成本，还会对环境造成一定影响，因而面临经济与环境效益的双重制约。针对目前某传统老旧长输管道无法进行大规模改造和持续投入成本的特性，对长输管道的泵组开启方案进行优化，提出基于辅助决策的长输管道低耗电优化开启方案。首先细化输量台阶，以10 m~3/h为间隔划分成22个输量台阶，再结合Storner Pipeline Simulator (SPS）水力热力仿真构建均输耗电数据库，同时对输油泵原功率按365组实际生产数据进行实际运行功率修订，最后开发出动态匹配的辅助决策系统，该系统模拟与实测误差控制在5%以内。2024年6月进行现场试验，通过模拟值与实际生产值对比，最终验证该长输管道节电14.41×10~4kWh，节约10.2万元的电力费用，在不改变原有安全生产状况的条件下解决了长输管道电力能耗高、输油成本高的问题，对传统老旧长输管道节能降耗具有实际意义。
2025年08期 v.15;No.174 77-82页 [查看摘要][在线阅读][下载 1192K] [下载次数：4 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：2 ] - 周生林;孟广行;杨勇;黑永强;赵广明;杨海泉;陈冰川;
为探索一种高效环保的CO_2回收技术，响应国家绿色低碳发展战略和“双碳”工作目标，某天然气处理厂对脱碳装置脱出的CO_2进行回收利用，生产食品级液态CO_2产品外销下游市场。通过对处理厂CO_2原料气进行分析，结合现有食品级CO_2生产工艺，设计出一种适合处理厂工况的物理和化学组合分离工艺，包括压缩、脱硫、脱烃、脱水和制冷提纯等分离技术。同时运用了电驱无油往复式压缩机，清洁环保且运行可靠；运用了无动力驱动节能型冷却水塔，节能效果显著，年经济效益约45万元。处理厂对原料气进行深度处理后，CO_2产品的各项指标均满足国家标准GB 1886.228—2016的要求，生产规模达每年20×10~4t，年度减少碳排放量16.16×10~4t。通过合理组合多种分离工艺，不仅能够高效回收并生产食品级CO_2液体，还具有显著的环保和经济效益，为CO_2的资源化利用提供了新的思路。
2025年08期 v.15;No.174 83-88页 [查看摘要][在线阅读][下载 1276K] [下载次数：6 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：4 ] - 郎朗;
与光伏发电系统相比，光热发电系统具有电力输出稳定性高、可调节性好、对环境影响较小、储能成本低等优势，采用光热发电系统替代站场用电是行之有效的方法。在梳理站场用能基本情况的前提下，分别对集热子系统、储能子系统、发电子系统进行了设计和分析，确定了设备选型和关键参数，最后通过实例分析验证了系统节能的可靠性和优越性。结果显示，塔式系统对于油气站场的适用性较好；三元熔盐具有密度小、质量热容大、黏度小等优点，可作为传热蓄热工质；当R245fa的蒸发温度为120℃，对应的净输出功率和热效率最高，发电子系统的效能最佳；不同站场的装机功率有所不同，但装机功率越大，单位投资成本越低；太阳能光热发电系统应用后，不同站场的日节电量为371～1 161 kWh，日碳减排量212～663 kgCO_2。研究结果可为太阳能发电工艺的推广和应用提供参考。
2025年08期 v.15;No.174 89-93+99页 [查看摘要][在线阅读][下载 1338K] [下载次数：22 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：4 ] - 邓力澜;
天然气压缩后需进行冷却,以满足外输管道的要求,这其中蕴含着大量的余热未被有效利用。在核算天然气压缩余热量的基础上,建立了有机朗肯循环用于余热资源利用,从热力学和经济学的角度分析了不同有机工质对系统性能的影响,最后建立了多目标优化的函数模型,对工艺参数进行了优化求解。结果显示,随着蒸发温度的增加,系统净输出功率呈先增大后减小趋势,系统?效率呈增大趋势,单位电力经济成本呈减小趋势;随着过热度和蒸发器最小温差的增加,系统净输出功率和系统?效率呈减小趋势,单位电力经济成本呈先减小后增大趋势;R245fa作为循环工质时的系统性能最优,此时的净输出功率为5 97 kW,?效率为40.3%,单位电力经济成本0.125元/kWh,系统可年发电477.6×10~4 kWh,按照电价0.8元/kWh核算,每年可节约运行成本382万元。
2025年08期 v.15;No.174 94-99页 [查看摘要][在线阅读][下载 1469K] [下载次数：3 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：3 ]
- 周洪达;
近年来光伏发电技术在油田得到快速应用,但基于电力系统安稳考虑,新建绿电项目并网点多,容易造成电网冲击,制约了技术的进一步推广应用。为提高光伏发电工艺在油田的适应性,XB油田于2024年开展离网储能技术试验研究,通过安装绿电微电网智控系统,实现发出的绿电一部分直接供给抽油机井,另一部分多余的电量储存在储能电池中,避免对电网造成冲击影响。试验期间,抽油机井实现了完全脱离电网连续、稳定运行,光伏装置日最大发电量391 kWh,负载平均日消耗电量209 kWh,通过技术原理、试验效果和经济效益分析,离网储能光伏发电技术成熟可靠,真正实现了“自发自用”。XB油田具备应用条件的机采井共1 231口,年具备发电潜力8 617×10~4kWh,经济效益达5 489万元。
2025年08期 v.15;No.174 100-104页 [查看摘要][在线阅读][下载 1176K] [下载次数：10 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：2 ] - 张晓;
为更好加强新能源与传统能源的融合性,以某油田偏远站场为研究对象,在分析站场用电负荷的前提下,对站场所在地的太阳能和风能资源进行了评估,构建了基于光伏发电、风力发电、柴油发电、储能元件和能量转换设备风光互补供电系统,并对运行模式和配置方式进行了分析,最后对单电源的孤岛运行模式进行了仿真操作。结果显示,站场所在地年水平面辐照总量为1 426 kWh/m~2,年风功率密度为444 W/m~2,具有风能、太阳能的利用潜力;光伏发电系统的平均年发电量为51.8×10~4 kWh,风力发电系统年发电量为43.8×10~4 kWh,可满足站场70%以上的年用电需求,静态投资回收期为10.1年;风力发电系统单独运行,在源荷比为0.5时,供电系统崩溃,应避免源荷比较小的工况发生。研究结果可为油气站场新能源利用率的提高提供实际参考。
2025年08期 v.15;No.174 105-109页 [查看摘要][在线阅读][下载 1297K] [下载次数：28 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：3 ] - 李新;
大庆油田地处严寒地区,生产过程中热能需求量大,年消耗天然气约16×10~8m~3,为实现碳达峰碳中和战略目标,急需开展生产用能清洁替代工作。光热技术是指将太阳辐射能转换成热能的技术,可在通过最小用能的基础上实现最大清洁替代。从光热技术的发展潜力、研究内容、应用现状、机理结构、面临挑战等多方面内容进行梳理,分析了大庆油田光热技术应用的资源基础和潜力,列举了四种主流光热技术路线的优缺点,探讨了大庆油田光热技术发展面临的挑战,提出了光热技术未来发展的建议,要加强顶层设计,靶向开展关键技术攻关,做好示范引领,小步迭代促进规模替代,争取有利政策支持,推动光热技术规模化应用,为油田加快光热技术发展和实际应用提供理论支持。
2025年08期 v.15;No.174 110-114页 [查看摘要][在线阅读][下载 1224K] [下载次数：12 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：5 ]