地面系统能流分析优化技术进展及下步方向

地面系统能流分析优化技术进展及下步方向胜利油田分公司河口采油厂二零二零年七月胜利油田2020年开发技术座谈会交流材料前言

为有效破解油田生产系统在当前用能优化和管控上所存在的“优化不系统、管控不智能、设计不先进、余热利用程度低等四方面的不足，摸索建立适应油田生产实际的“高效用能、智慧用能、绿色用能”新模式。自2019年10月份以来，工程技术管理中心牵头组织开展了油田生产系统能流分析优化应用技术研究项目科技立项攻关工作，并于今年4月获总部批复。其中河口采油厂作为项目落地实施单位，在上级部门的悉心指导下，以打造三个能流分析优化示范区为突破口，精准捕捉各油田地面系统能流运移的失衡点、能量传输的漏失点、能量转换的低效点及用能管控的薄弱点；不断加强与石油大学、技术检测中心等单位的对接与交流，创新应用能流一体化分析优化的理论和方法，积极开展前期相关工艺技术集成攻关，大力推动示范区注采输各系统、全节点一体化流程再造、整体优化升级工作，节能降耗效果显著。Contents目录二、主要工作进展及效果一、项目研究目标、内容及技术路线三、下步工作规划建立一套涵盖不同油藏类型、注采输全系统、全流程节点的能流分析优化模型建立一套注采输全系统能流优化的流程与方法建设一个以能流分析为基础的全系统、全方位用能管控体系建立一个智能化能流管控模式和配套技术系列打造一个采出水余热等绿色清洁能源及创新工艺技术规模化应用的示范单位主要目标（一）研究目标通过本项目攻关，最终要实现“五个一”的目标1、油田生产系统能流模型构建2、油田生产系统能流优化方法与对策研究3、生产系统能流潜力分析及系统优化4、建立以生产系统能流模型为核心的大数据获取与分析管控系统5、建立机采、注水、集输、注汽系统能流分析优化示范区包括五项研究内容（二）主要研究内容七类设备：油井井筒、地面管线、注汽锅炉、水套加热炉、三相分离器、原油沉降罐、热泵五个子系统：井站集油系统、接转站、联合站、注水系统（包括压驱注水）、注汽系统整个地面系统：能流模型

针对整装、断块低渗、稠油三种不同油藏类型，构建七类设备、五个子系统以及整个地面系统的能流模型（描述能量传递、转换、损耗过程的物理模型和数学模型）。（二）主要研究内容1、能流模型构建（1）设备能流模型构建不同规格型号输出工质内能Wou=∑f（P、T、Q）1n流入工质内能Win=∑f（P、T、Q）1nWLWCO=电+气+热要求：用能结构合理—绿色+低成本限制条件：政策约束、能源可获取性、单位用能成本要求：能流转换高效—能量损耗小+转换效率高限制条件：设备运行年限、运行工况（能力利用率+运行参数优化调控）、利用先进设备升级改造性价比能效评价指标：运行效率η/能量损耗率e（二）主要研究内容具体可分为两种类型：即赋能设备及纯损耗设备，其能效评价指标分别对应运行效率和能量损耗率。理论值：基于现有设备、工质、工况及技术配套条件，理论上可达到的值。理想值：统筹考虑系统优化、设备工质条件、节点约束条件、管理难度、经济技术可行性，通过能流分析优化确定的需求值。运行值：模型考虑因素：不同材质（玻璃钢、钢制、复合管）、内外防方式（内衬管、环氧玻璃鳞片、环氧粉末、赛克54）、保温方式（黄夹克、气凝胶等）及完好程度、不同工况（流速、含水）、不同工质物性（粘度、密度、结蜡点、凝固点）、管径、长度、埋深等。①集油管线建模（二）主要研究内容质量守恒方程：动量守恒方程：能量守恒方程：②沉降罐能流模型（二）主要研究内容③三相分离器能流模型（二）主要研究内容热量损失：压力损失：热损失：压力损失：④水套加热炉能流模型（二）主要研究内容1.水套炉的火筒内部主要为火焰与火筒的辐射换热：2.烟管的传热系数：传热方式既有烟气辐射换热，又有热对流换热辐射换热系数：对流换热系数：3.盘管传热：管外传热系数：管内传热系数：盘管传热量：工质出口温度：盘管压降：（2）子系统能流模型构建①井站集油系统建模子系统能流模型可视为是不同种类单体设备能流模型的归集（集成）。其能效评价指标一般包括关键节点能流参数和系统能量损耗率。评价指标①—关键节点能流参数PT—————————————赋值：理论值/理想值/运行值评价指标②：能量损耗率e—————————————————赋值：理论值/理想值/运行值（二）主要研究内容建模方法模型考虑因素：3个能流节点阀值（井口、计量站入口、接转站入口），管线布置方式，加热点设置、地面掺水点分布、加药点设置。模型分类：一级布站、二级布站、节点混输。配套优化技术研究：管线串并联方式、不加热集输、简化布站、温压能流合理配置等。②注汽系统建模（二）主要研究内容注汽系统理论能耗模型输入参数输出参数运行参数井口压力、井口干度、给水温度、燃料热值井口焓、给水焓、饱和蒸汽焓、饱和水焓、理论能耗、水焓增、饱和水温度注汽锅炉能耗预测模型燃料特性C、H、O、N、S、A、M、G（燃料油蒸汽雾化用量）、Q锅炉能耗、热效率、排烟温度、压力降、燃料耗量运行参数注汽量、给水压力、给水温度、蒸汽干度、烟气O2含量、CO含量、固体燃烧热损失、环境温度、风速、炉水垢阻、炉灰垢阻、套管垢阻结构参数辐射炉管长度、辐射炉管外径、辐射炉管壁厚、辐射炉管间距、辐射炉管程数、对流炉管长度、对流炉管外径、对流炉管壁厚、光管单排管数、光管管程数、光管管间距、光管排间距、翅片管单排管数、翅片管管程数、翅片管管间距、翅片管排间距、翅片平均厚度、翅片平均高度、翅片平均节距、套管长度、套管外管内径、套管内管外径、套管内管内径、套管管程数输汽管线能耗预测模型结构参数管线长度、管子外径、管子壁厚、保温层材料、保温层厚度、保温层导热率计算分段数、出口压力、出口温度、出口干度、散热损失率、压力降、温度降、干度降、燃料热值、管线能耗、热流密度、外表温度运行参数入口压力、入口温度、入口干度、入口流量、环境温度、风速注汽系统运行评价及节能潜力预测运行参数井口压力、井口干度、给水温度、输汽管线长度、输汽管外径、输管保温厚度、额定出炉压力、额定出炉干度、额定注汽量、实际出炉压力、实际注汽量、燃料热值井口焓、饱和水温度、饱和蒸汽焓、饱和水焓、实际出炉焓、额定出炉焓、输汽管线评价能耗、锅炉评价能耗、系统评价能耗、输汽管线评价热流密度、输汽管线评价效率、锅炉评价效率、锅炉评价温度、井口理论能耗、系统评价效率、锅炉额定负荷、锅炉实际负荷、实际出炉干度（3）整个生产系统能流模型构建（典型）由9个子系统能流模型归集形成。其中注汽系统是以满足油田开发需要为前提、作用于油层的相对独立的用能系统。

举升系统、掺水系统重点作用于井筒；剩下的6个子系统构成了整个油田地面系统，是用能的大户，包括6个主要能流节点。其上下游、横纵向用能相互影响，关联度较大，也是能流优化的重点和难点。（二）主要研究内容评价指标①关键节点能流参数PT②

能量损耗率建模方法模型考虑因素：油田采出液（油、气）规模、油水性质、各节点约束条件、能流配置、能流方向、运移路径、用能结构（新能源、余热利用、电、气、药）、布站模式、分水点设置。模型分类：低渗断块、整装、热采稠油。配套技术研究：布站优化（分水回注点、几级布站）、温压能流合理配置、余热利用模式等生产系统整体能流优化技术研究。（1）子系统举升系统—基于能流的机采系统优化提效方法研究井站集油系统—基于油田采出液性质及生产现状，实现能流配置最优的工艺流程简化优化方法及对策研究；燃气加热炉智能温控技术研究；井站不加热输送技术研究接转站单元—就地分水回注经济技术界限研究；

高效混输替代技术研究；撬装小型余热利用装置开发。联合站单元—基于不同油品性质、最简流程的高效分水/脱水工艺技术研究采出水处理系统—余热资源化利用经济技术界限研究注水系统—泵井联调优化工艺研究；高效压驱工艺研究注汽系统—提干保效及全程干度检测技术掺水系统—油井井筒掺水制度（水量、水温、压力）优化方法研究；2、能流优化方法与对策研究（二）主要研究内容撬装式小型余热利用装置：面向小型集油站、接转站等站场的高含水期集输管道不加热输送技术不加热集输核心：确定边界条件传统加热集输气凝胶高效环保阻热涂料相变蓄热储能技术高温热泵余热利用技术新型热管换热技术（二）主要研究内容（2）整个生产系统应用夹点分析方法、正反向推演法、过程集成法，研究确定整个生产系统最合理的能流产生、运移、分配路径及对应的优化方法，形成相应算法。确保整体能效最优、管理难度最小、技改投入及运行成本最低。配套技术研究：布站优化、流程优化、余热高效利用，站点撤并，接转站就地分水，区域中心站；节能技术集成，各节点能流参数需求值的确定。（二）主要研究内容（1）系统能流运行现状（2）开展提效潜力分析（3）编制优化方案（4）调优实施液流、气流、水流、电流、热流用能设备能量转换是否高效？点线面关键节点能流参数是否最优？能流传输损耗是否合理？整体用能结构是否经济？各能流方向用能是否协调？点上优化提效率、线上优化降损耗、面线调整保整体高效能效最优、运行成本最低、投入最少、管理难度最小能流模型方法对策模型校核3、能流潜力分析及系统优化（二）主要研究内容4、建立以能流模型为核心的大数据获取与分析管控系统（1）示范区生产系统能流网络构建及能效指标实时监控。

构建三个示范区生产系统能流网络图，反映能量在每个环节的输入、传输、消耗、利用、回收的拓扑关系。系统能流动态分层穿透展示：包括流向、关键能流节点PTQ参数、设备、子系统实时能流指标（理想值、实际运行值）。能量输入能量损失能量传输（二）主要研究内容（2）设备、子系统、整个生产系统能效数据统计分析评价及异常值推送预警。

①按照整个生产系统、各子系统、同类设备三个层次，分别统计各油田用能单耗（电、气、热）、吨油气综合能耗、运行效率或能量损耗率。

②根据设备、子系统及整个生产系统能流模型理论值赋值。对实际运行指标（值）开展对标分析评价，找出低效设备、高耗子系统及大系统的能流失衡点，分级推送至管理层。

③管理层制定优化提效措施方案，发送至基层执行或牵头组织落实整改。输入能量240KW损失能量50KW低效子系统或设备精准定位（二）主要研究内容（3）示范区生产系统能流网络在线优化模拟重构（二）主要研究内容系统能流网络在线优化模拟重构过程（4）关键用能环节智能调节及群控。

①注水系统泵井联调

②燃气加热炉智能温控

③掺水系统集控优化、

④油井避峰填谷智能群控

⑤采出水一体化运行监控及调度

⑥注汽干度远程监控、柱塞泵站分时分压注水泵井联调界面按照信息化基础完善、提效潜力大、示范效应突出的原则，优选3种不同类型油藏分别建立能流分析优化示范区。低渗断块示范区——渤南北部油区整装油藏示范区——埕东油田热采稠油油藏示范区——陈家庄油田5、建立能流分析优化示范区示范区吨油气综合能耗降低10%以上示范区吨油气综合成本降低15%技术指标（二）主要研究内容本课题重点围绕建立系统能流分析优化的方法，研究搭建涵盖不同类型油藏、整个生产系统及所属子系统的能流分析模型，针对其“能流方向是否合理，能流渠道是否通畅，能流转换是否高效、用能配置是否科学”四个方面的问题开展全过程、全维度的分析；寻找节能降耗潜力点，制定提升对策；同时，完善建立智能化管控系统建设；攻关及集成应用节能降耗新技术、新设备，加大余热利用力度，建立切合油田生产实际的“高效用能、绿色用能”新模式，实现油田用能指标和管控水平的大幅提升。实现动态智能管控推进优化改造技术路线分节点建立全流程理论能流模型分节点建立全流程能流参数监测采集各环节理想能流技术参数指标测算分节点全流程实测能流参数与技术指标寻找全流程及各环节节能潜力点建立能流监控参数体系和能流智能管控系统调研引进集成应用各种节能新工艺（三）研究思路及技术路线Contents目录二、主要工作进展及效果一、项目研究目标、内容及技术路线三、下步工作规划（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破1、高效混输技术现场试验取得突破，为系统能流布局整体优化提供了可行的技术路径。双腔混输装置柱塞混输泵维修频繁（半年1次）年费用超过10万元维修简便、运行费用低传统单螺杆混输泵星旋混输泵混输泵（组）接转站（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破简化为有人值守岗位占员多难以实现全密闭生产安全环保隐患多用能设备多、流程长能耗损失大工艺流程复杂、建设投资大运行成本高无人值守全密闭生产，安全环保生产风险小显著降低能量损耗建设投资小利用闲置场地，应用绿色能源，可进一步降低运行成本分布式光伏发电+

渤南油田义85、义73、义12-1井区开井66口，日产液量480t/d，日产油量240t/d，日产气量25000m3/d，综合含水50%。区域内共有94#、95#、新1#3座计量站，末端计量站干压1.3MPa、平均单井回压1.5MPa，冬季最高超过2.0MPa。2020年4月新建大型双腔混输泵系统1套（罐容34m3*2）并投产，井站压力平均下降0.4MPa，区块日增油超过7吨/天，同时压减单井燃气加热炉11台。95#计量站安装大型双腔混输泵系统1套（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破大型双腔混输泵现场应用示例（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破2、能流网络在线优化重构技术取得突破，为生产系统流程优化再造提供了科学便捷的技术手段。渤南油田义102-118块井站集油模式优化枝状管网串接模式原集油模式单井集油流程曲折绕回、彼此交错，增加了集油过程能量（热能+压能）损耗；2019年12月实施，停用6座计量站，12台燃气加温炉（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破3、泵井联调技术成功应用于现场，打造了注水系统经济运行的新模式传统的恒压恒量注水方式泵井联调在线集控优化运行模式截止到目前，在渤南油田26#、N18#两座柱塞泵站实施。日节电320kw.h，日节电费500元。泵井联调工控界面（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破各单井启动压力P0及吸水指数J及模式选取关键判断参数计算选择适合的运行模式具体工作制度确定分时分压制度低压注水时长低压注水时段泵压低压时段低压光管井配注设定高压注水时长高压注水时段泵压高压注水时段高压井配注设定避峰填谷制度峰谷时段设定低压光管井峰谷期配注设定泵井联调工作制度判断选择办公网工控网能否分？是否分？分多少？怎么分？4、

区域科学分水理论及高效分、脱水工艺取得突破，为系统能流布局优化奠定了坚实基础系统能效评估油藏开发需要区块集输半径临近水源条件必要性分析根据各油藏开发特点、能流布局及回注回掺水质要求，依托地面系统能流模型，围绕“是否分、能否分、分多少、怎么分”进行论证分析，研究确定科学的分水规模，配套高效的分水工艺。本地回注回掺规模区块合理输量本地场站条件科学分水效率高、投入少具体用途运行费用低水质要求高效分水区块产液规模区块综合含水区块原油物性可行性论证（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破高效分水工艺将原伴热盘管和迷宫板拆除，进一步优化气液分离空间，延长来液在分水器中的停留时间，提高容器利用系数。应用“浅池理论”，安装波纹板聚结脱水填料，提高设备处理效率；高频聚结技术：前期在埕东联试验，重质稠油分水器出油含水率下降47%。t0——停留时间；D——容器直径；α——容器体积的有效利用率；

Le——容器有效长度；Q0——处理量η——容器沉降分离效率；ν——油滴的上浮速度；Q/A1——表面负荷率，即污水的平均向下流速；

T——停留时间；H——油珠上浮高度。（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破沉降罐前安装脱气筒罐内安装浮动收油装置陈庄站4#罐出油位置由底部1m提高至6m，增加沉降空间500m3高效脱水工艺陈庄站4#罐出油位置由底部1m提高至6m，增加沉降空间500m3河口采油厂该技术通过构建区域内小型微电网，改变了传统的“一井一变”供配电模式及电源输送方式，实现了变压器减容及馈能的合理利用，提高了传输效率，降低了无功损耗，彻底堵住了私接乱挂所导致的电量流失缺口。（一）能流分析优化关键技术攻关取得较大突破5、直流母线群控技术实现规模化推广应用，降低了系统能流损耗。直流母线群控技术现场应用示意图十三五以来，河口厂累计推广应用59个集控单元255口井，减少变压器用量158台，实现减容63%，年节约容量费292万元；单井综合节电率达到了15.6%，年节电260万kw.h，累计创效760万元。（二）能流分析优化示范区建设快速推进1、紧扣各示范区系统能流的“跑冒滴漏”点，超前谋划创建方案（1）低渗断块示范区—渤南北部油区典型问题具体原因用能优化不系统接转站能量冗余渤一站距离渤三联距离近，造成功能性重叠，接转站功能发挥不明显注水站能力冗余地面系统各项生产参数与设计初期差别大，逐渐原设计工况运行。用能管控不智能配水间阀损大、管效低注水井压力差异大，各注水站仍沿袭着传统的恒压恒量注水方式用能设计不先进单井集油过程重复加温，能耗高单井集油流程设计与优化仍沿袭旧的模式现状问题能流优化方案预期效果6座柱塞泵站实施泵井联调确保经济运行提高管网效率10%、日节电费2000元构建能流网络，基于系统能流优化模型和夹点优化理论找到系统能流运行的低效点、失衡点、流失点，优化集输、注水系统整体布局。打倒渤一接转站、撤并3座注水站、关停单井加温炉11台方案渤三联渤一站184块二三区941块118块102块四区三区渤七集气站二区三区系统运行现状及存在问题～①系统布局不合理：渤一站距离渤三联仅3.0km，该站目前井排来液压力/温度0.32MPa/49℃、出站压力/温度为0.50MPa/52℃。接转站功能发挥不明显，有撤站减员增效的潜力②主力产油气单元压力偏高。目前干压1.0MPa。后期随着BS8和184-X30两个产能块3个井台12口新井接入，干压预计升至1.4MPa以上，将极大影响区域内油井特别是自喷井产量。存在气液分输、混输降压增产提效的较大潜力。混输泵132口液350/油224气15000m327口液890/油65气4000m341口/液990/油36气2000m345口/液620/油62气4000m3（二）能流分析优化示范区建设快速推进典型案例——渤南油田北部油区集输油系统能流布局整体优化系统能流优化潜力分析T=51.5℃P=0.3MPaQ=3500t/d渤一站外输加温及提升赋能，只有440kW（进出站能量差）其中站内能量总损耗=能流节点传递损耗464kW+赋能设备转换损耗385kw=850kw系统能量输入：1290kW（损耗率65%）最优值P=0.3MPaT=47℃Q=2900t/d热能（kW）机械能（kW）T=39℃P=1.0MPaT=49℃P=0.3MPaT=52℃P=0.5MPa采油井站两级梯次加温方式赋能，共计1427kW（井口-渤一站井排能量差）其中集油系统能量总损耗=能流传递损耗906kW+设备转换损耗900kw=1806kw系统能量输入：3233kW（损耗率55%）损失-400kw损失-500kw（二）能流分析优化示范区建设快速推进渤三联渤一站941块118块102块四区三区渤七集气站二区三区32口液350/油224气15000m327口液890/油65气4000m341口/液990/油36气2000m345口/液620/油62气4000m3～在61#站新建Q=40m3/h、P=1.6MPa、N=30kw混输泵2台，开1备1变频运行。新建61#站—渤南集气站天然气管线φ114×4×5.0km（部分可利旧）；新建渤一站—渤三站外输复线φ219×7×3.0km184块二三区停运撤人回压↓0.6MPa↑0.1MPa↑0.2MPa回压不变混输泵优化调整方案（二）能流分析优化示范区建设快速推进方案总体投资420万元，实施后预计年创经济效益683万元。其中，打倒渤一站年降低运行费用286万元，61#站实施气液分输及混输降压改造后增油效益397万元。（2）整装油藏—埕东油田（二）能流分析优化示范区建设快速推进典型问题具体原因余热利用程度低埕东油田采出水总量大、温度高、未有效利用埕东联采出水余热温度达52℃，日污水量5.7万方，全部回注地层。用能优化不系统部分电泵油井低效运行随着油田开发，地层能量降低供液能力减弱。注水系统效率低埕一注、埕三注、埕四注3座离心泵站注水泵老化泵效低且偏离高效区运行系统用能损耗大埕110接转站投产较早，能力利用率低、损耗大。现状问题能流优化方案预期效果应用高效混输技术替代接转站，实现流程简化优化打到埕110注水站，年创效140万元。依托注水系统能流优化模型，综合利用阶梯泵组合、分压注水工艺优化配置各离心泵站注水量及设备，提高系统效率日节电12000kw.h实施采出水余热利用停用埕东站加热炉3台，日节气1.5万方。应用大泵提液工艺替代低效电泵井替代5口低效电泵井，日节电3200kw.h方案（3）热采稠油油藏—陈家庄油田（二）能流分析优化示范区建设快速推进典型问题具体原因用能优化不系统地面系统流程长、能量损失大，运行成本高陈371块、陈373块、罗801块后端联合站、中心注水站集中处理回注，长输损耗大;陈319块采取单拉方式生产运行成本居高不下用能管控不智能加热炉低效，且耗气量较大，背离最优工况。怎么调凭经验，大余量；如何管讲责任，常失位；怎样控靠定性，一刀切。系统掺水量大、加热负荷大对应4座掺水泵站实时监控信息化手段缺失，缺乏高效调控手段余热利用程度低采出水温度高，但无效回注陈南站余热温度高达65℃，余热利用一次性投入大，回收期长设计不先进注水站泵干压差高，能量损耗大陈庄注泵管不匹配现状问题能流优化方案预期效果优化采出水回注布局，在3个单元实施就地分水回注节约电费200万元；运费300万元/年，节约水处理成本30万元/年68台加热炉实施智能温控日节气3000方掺水系统优化降低系统掺水量2000m3/d，日节电4000kw.h陈南联实施采出水余热利用替代燃气加温炉2台，日节约燃气6000方优化陈庄注注水泵扬程、排量日节电7000kw.h方案2、强化方案运行，部分项目实施后已产生显著经济效益（二）能流分析优化示范区建设快速推进序号示范区项目名称完成日期资金投入万元效益预测万元/年1渤南义102-118块单井集油工艺简化优化2020.530152渤95#站推广应用大型双腔混输系统2020.4804003渤南柱塞泵站泵井联调在线优化（2个站）2020.56194埕东埕东注水系统综合提效改造2020.63202675埕东油田低效电泵油井转抽2020.6100716陈家庄陈庄注降压提效改造2020.61201577陈家庄油田采出水余热利用2020.41501008陈家庄掺水系统优化2020.51089合计8161118已完成项目及效果统计（截至到2020.7）（二）能流分析优化示范区建设快速推进埕东注水系统阶梯泵组合提效（2020.06）主要工作量：低压系统（埕一注）通过汰旧换新（更新P=10MPa、Q=500m3/h离心泵2台）；高压系统（埕三注）通过实施阶梯泵组合优化（新建P=12MPa、Q=300m3/h、N=1500KW离心泵机组1台）；使所有注水泵均在其高效区运行，提升泵效，降低泵干压差具体效果：注水系统效率↑3.7%；注水单耗↓0.28kw.h；日节电12000kw.h；年节电费267万元2020年对陈家庄油田损耗较大的采出水能流方向做了优化调整，节能效果显著。（二）能流分析优化示范区建设快速推进2020年2月在陈南站实施工艺改造：将该站一次、二次沉降罐内85℃以上的高温污水回掺至井排，使对应井排温度提高了8℃，大幅降低来液加温负荷，折算年减少燃气消耗53.0万m³。措施1：陈南站污水余热回掺利用工艺改造陈家庄油田采出水余热利用措施2：陈庄联前端接转站实施就地分水回掺工艺改造陈庄站陈西站陈北站2020年1月实施就地分水回掺1200m3/d2020年3月实施就地分水回掺1500m3/d系统掺水循环量同比下降2700m3/d大大降低了污水转输过程中热能损耗，年节气45万m³。Contents目录二、主要工作进展及效果一、项目研究目标、内容及技术路线三、下步工作规划1、项目节点进度规划

2020年年份序号工作内容试验规模及应达到的指标完成时间20201油田生产系统能流分析优化现状调研确定系统能流分析优化关键节点制定各示范区能流检测方案1季度20202示范区能流数据监测覆盖率＞90%误差率≤5%2季度20203关键耗能设备能流模型建立与优化建立地面管线等7类设备能流模型。模型优化率100%3季度20204生产系统能流模型建立与优化建立5个关键子系统及整个生产系统能流模型模型优化率100%4季度（一）统筹规划、稳步推进，确保项目高质量完成2021年年份序号工作内容试验规模及应达到的指标完成时间20211基于模型开展各示范区能流现状分析；开展整体优化方案及智能管控系统初步设计设计吨油气综合能耗降低8%以上；关键工艺技术完成现场验证。1季度20212生产系统能流分析优化方法及对策研究形成相应算法，并通过现场验证。2季度20213模型、优化方法和示范区建设方案调优实施示范区设计吨油气综合能耗降低10%以上；

3季度20214智能管控系统开发与建设示范区生产系统能流指标在线监控覆盖率≥90%；集控设备在线优化率≥80%4季度（一）统筹规划、稳步推进，确保项目高质量完成2022年年份序号工作内容试验规模及应达到的指标完成时间20221完成生产系统能流示范区建设示范区吨油气综合能耗降低10%以上；用能成本降低15%1季度20222形成油田生产系统能流分析优化应用规范可推广、可移植2季度20223示范区实施效果评价经济技术指标完成率100%3季度20224项目结题形成结题报告4季度（一）统筹规划、稳步推进，确保项目高质量完成（二）深化研究，集成攻关，占领节能工艺技术及理论创新的新高地能流网络在线优化重构技术能流布局整体优化技术注水系统泵井联调技术；燃气加热炉智能温控技术；井站不加热输送技术高效混输简化布站技术；采出水余热高效利用技术；高效压驱工艺；注汽系统全程保干提效及干度检测技术直流母线群控技术稠油井井筒掺水经济运行图版；*******申请国家发明专利4-5件申请软件著作权1件出版专著一部发表论文4-6篇建成不同油藏类型的能流优化示范区建成能流网络可视化及智能管控系统形成油田生产系统能流分析优化应用规范预期成果力争打造11项行业领先的拳头技术渤南油田北部油区地面系统示意图1、低渗油藏示范区—渤南油田北部油区序号规划改造措施及