集输模式（精选七篇）
集输模式 篇1
油气集输专业知识是油田集输生产岗位工人应具备的一种专业理论和技能, 更是一种专业素质的表现。为了更好地提升油气集输专业学生的技能操作水平和能力, 我们要有针对性地对学生进行理论素质的培养。
但根据岗位工人培训的现状, 学生对理论知识没兴趣, 只是强调能力为本、技能为本, 很少有人重视学生的理论水平。面对基础差距极大的学生, 教师怎样才能提高学生对理论知识的学习兴趣, 从而更好地提高他们的操作水平呢?油气集输专业需要实现理论实践教学的一体化, 才能更好地提高教学效果, 满足岗位工人培训的需要。
2 理论实践教学一体化的教学方法选择
理论与实践一体化教学法是职业学校专业教学中探索创新的一种教学方法, 将有关专业设备和教学设备同置一室, 将专业理论课与技能训练, 安排在专业教室中进行教学。师生双方共同在专业教室里边教、边学、边做来完成某—教学任务。这种融理论教学、实践教学为一体的教学方法, 改变了传统的理论和实践相脱节的做法, 强调充分发挥教师的主导作用, 将理论学习与技能训练紧密结合起来, 注重培养学生动手能力, 突出教学内容和教学方法的应用性和实践性, 丰富课堂教学和实践教学环节, 提高了教学质量。
理论与实践一体化教学法是复合型的教学方法, 教师引导学生掌握专业理论知识和操作技能, 教学中除了运用讲授法外, 还应结合运用其他教学方法, 如演示法, 指导法、提问法及多媒体教学法, 以加强学生对讲授内容的掌握和理解。所以, 在职业学校的专业课教学中, 理论实践一体化教学方法的应用, 更好地提高学生的动手能力, 同时可以提高学生分析问题和解决问题的能力。
3 理论实践教学一体化的教学需注意的问题
3.1 在教学过程中, 不能重练轻学
由于实际操作的趣味性, 学生在专业学习过程中喜欢实际操作, 而不愿学习枯燥理论, 教师必须适时的引导, 上升为理论, 否则不仅会让学生产生学习的惰性, 而且会使此教学法陷入传统的“师带徒式”的弊端, 认为只要会动手操作了, 理论知识会不会无所谓的态度的不可取的。
3.2 解决教学中的理论知识与实践的脱节现象
理论和实践的一体化教学, 强调的是理论与实践的统一相融, 不能变成在同一空间, 在同一时间进行的两块教学, 这会导致理论和实践的脱节现象, 教师的每节课要有明确的技能目标和理论认知目标, 并应及时讲授, 其形式可以是在不同的教学环节中, 插入理论教学内容。解决一体化教学中的脱节现象。
3.3 克服技能训练中的“高原现象”
在训练初期, 由于缺乏必要的专业理论知识的指导, 学生在训练到一定程度以后就无法提高, 这将会严重挫伤学生学习的积极性, 教师应对学生进行必要的和及时的引导, 由浅入深地向他们灌输专业理论知识, 帮助他们度过“高原期”。之后就是正常的提高过程, 使学生能够掌握油气集输专业相应的理论知识和技能训练项目的操作水平, 为将来更好地适应岗位工作打下坚实的基础。
4 理论实践教学一体化的教学模式
4.1 理论实践一体化课程的设置
一体化教学要有与专业相适应的课程设置。具体体现的是教学大纲、教学计划、教材, 而课程是集中体现教育理念、教学思想、教学方法、教学模式的载体。一体化教学要求教师编制授课计划, 包括教学内容、教学时数、教学考核等。教学中应严格按计划进行。教师按授课计划编写教案, 填写详细教学日志。教案应注重理论与实际的联系。
将油气集输专业课程体系进行理实一体化教学改革, 实行模块化的课程设置。模块可分三大模块, 分别为文化基础课程模块、专业核心课程模块及技能强化训练课程模块。例如《油气集输设备》每天三大节课, 其中一节理论二节实训, 四至六周为一个阶段完成这个教学模块, 同一模块课程的理论和实践教学由一位教师主讲。这种打破传统的专业课程体系, 推行模块化的课程设置, 以项目课程为主体的模块化课程体系, 必将会适应经济社会发展对技能型紧缺人才培养的需要。
4.2 编写理论实践一体化教学配套的教材
理实一体化教学要有与专业相配套的教材。应突破传统的教材重视理论的全面性和系统性的课程体系, 着力以技能为重点, 以实践为主线, 对课程内容进行创新整合。因此, 编写相配套的一体化教材是进行一体化教学的根本。首先, 在编写一体化教材时应依据教学大纲及国家技能鉴定的标准, 按科学性、合理性、实用性、有效性原则编写一体化教材, 这是实施一体化教学的基础。其次, 编写一体化教材应坚持以学生适应岗位工作需要为依据, 在专业知识的安排上, 紧密联系培养目标的特征, 坚持实用的原则。同时, 进一步加大技能训练的力度, 特别是加强基本技能与核心技能的训练操作。
4.3 建设理论实践一体化教学的实训基地
一体化教学要有与专业和规模相适应的硬件设备和学习环境。由于一体化教学方法强调的是在同一场地、同一时间完成教学的多种任务。所以, 要实施一体化教学, 就必须具有既能满足理论教学需要, 又能满足实习教学的“一体化”场所。
这就要求技能训练场所要有足够的空间, 必需的教学环境, 如黑板甚至是多媒体教学设备。针对于油气集输专业, 我校建设了油田中转站这个适合集输等多个专业教学的实训基地。在这个技能训练场地, 就有计算机仿真操作室, 该仿真操作室为教师提供了理论教学的场所, 同时可以实现中转站的自动控制。理论讲解完后紧接着就可以在该仿真操作室进行模拟生产操作练习, 然后再到各个工位进行实际操作训练。这一整个教学过程都是由一位教师主讲并指导技能训练的。因此, 这个理论与实践一体化教学场所为教学师生双边活动、理论与实践交替进行提供了保障, 真正实现了理论教学与技能操作训练的统一, 保证了一体化教学的顺利实施。
4.4 培养“双师型”师资队伍
要实施一体化教学, 对教师的要求是高的, 不仅要求教师具有扎实的专业理论功底, 也要具有熟练的实践技能, 更要具有理实结合的教材分析及过程组合的能力, 教师不仅是传统意义上的双师型人才, 更要具有创新综合能力。又要具有运用新知识、新技术、新工艺、新方法开展有效教学及教研能力。一体化教学加大和突出实际操作技能, 一切教学均围绕着实际操作。
建设一支既能胜任理论教学又能指导实习操作的“双师型”师资队伍是落实理论实践一体化教学理念的关键。
总之, 油气集输专业是油田生产的主体专业, 要实现油气集输专业的理论实践一体化教学, 必须全力投入, 并加大教师的培训和培养, 提高理论教师的技能操作水平, 也提高技能训练教师的理论水平, 才能更好地实现一体化的教学, 突出教学效果。
摘要：所谓“一体化”教学, 就是由一位专业教师担任该学科的理论知识、技能训练的教学, 从而使理论教学、技能训练融于一体的教学体系, 从而有效增强理论教学的时效性和技能训练的针对性。油气集输专业课程是一个技能性比较强的课程, 学生相应技能的提高需要一定的理论支撑。在教学过程中, 应注意将理论教学与技能教学相结合。这样能够提高学生用理论解决实际问题的能力, 提高学生适应岗位工作需要的能力。
关键词：集输,一体化,模式
参考文献
[1]贺应根, 夏金星.职业教育“双师型”教师内涵研究综述[J].职业技术教育.
[2]姜大源.关于职业教育教学改革的理性思考[J].职业技术教育.
[3]胡大成.理论实践一体化教学模式的探索[J].辽宁高职学报, 2007, 9 (10) :41-42.
稠油集输技术研究 篇2
在油田稠油、超稠油生产中, 使用较多的稠油泵主要有双螺杆泵和凸轮转子泵, 下面对双螺杆泵与凸轮转子泵的各项性能进行对比研究, 最终选择出最优的稠油输送泵。
(1) 、脉动与振动
双螺杆泵是利用相互啮合的螺杆在轴向上形成的封闭空间的移动不断地吸入和泵出液体的一种回转正排量泵。由于液体在泵中是匀速移动的, 其流量与压力变化量很小, 运转平稳, 低噪音, 振动小, 压力脉动很小, 约为1.5-3%。
凸轮转子泵是利用密闭容积的变化来对稠油进行吞吐的一种回转容积泵。在容积增减过程中易出现容积闭死的状况, 不可避免地引起脉动, 特别是在排出压力高于1兆帕时, 有着明显的脉动, 伴随着很大的噪声, 其压力脉动达到了4-8%。
(2) 、流量与压力范围
双螺杆泵的流量决定于螺杆的导程和直径两个参数, 通过改变螺杆的导程和直径即可使流量与压力发生改变, 对压力的调节可以达到较大的范围。
凸轮转子泵的流量与转子外圆直径成正比, 但是转子直径增大会产生汽蚀, 从而要求降低转速, 增大了泵的径向力, 使得排除压力难以达到高值。
(3) 、吸入性能
双螺杆泵输送流体是沿轴向方向, 具有较小的轴流速度, 吸入能力很强。
凸轮转子泵中液体要在转子带动下做圆周运动, 具有较大的绝对速度, 吸入效果不是很理想。
(4) 、效率和使用成本
双螺杆泵液体输送的速度比较小, 其效率受液体粘度影响很小。另外双螺杆泵属于双吸结构, 螺杆不受轴向外力作用。单杆受的轴向液压力也可通过一定的措施达到平衡, 运动副接触面之间的磨损较小, 使用寿命很长。
凸轮转子泵采用的是一级线密封, 容易受到转子外圆磨损的影响而导致密封遭到破坏而失效, 从而大大降低了容积效率;另外凸轮转子泵存在着全方位的磨损, 难以进行有效维修, 需更换新泵, 这样就大大提高了使用成本。
综合来看, 双螺杆泵工作时运行平稳, 振动及噪声都较小, 压力脉动只有1.5-3%, 流量与压力可调范围大, 排出压力可达到6.4兆帕, 效率在70%以上, 耐压性强;凸轮转子泵工作时有很大的噪声, 压力脉动在4-8%之间, 吸入性能不理想, 排出压力才4兆帕, 效率不到65%, 维修不便, 成本较高。故而, 在超稠油集输作业中, 首选泵型是双螺杆泵。
二、双螺杆泵工作特性受稠油粘度影响分析
(1) 、流量
在螺杆泵正常运作时, 由两螺杆与衬套间的空间形成密封腔, 螺杆转动就带着密封腔里的液体在轴向上移动, 螺杆正转一周即带动密封腔和液体从进口向出口移动一个身位, 同时进口处吸入一个密封腔的液体, 出口处排出一个密封腔的液体。故而双螺杆泵理论上的流量等于密封腔容积与转速的乘积:
式中:K-修正系数, 由螺杆结构决定;B-螺杆外圆直径 (m) ;L-螺杆导程 (m) ;n-螺杆转速 (r/min) 。
由于泵的结构与密封性能的制约, 在实际工作中, 泵的泄漏是无法避免的, 其实际流量必然要比理论流量小, 液体的泄漏量用表示, 则有。液体泄漏量的影响因素主要包括:密封腔容积大小、密封腔的密封效果、液体的粘度以及泵的进口与出口间的压差值等, 而在同一台泵中, 密封腔的容积和密封效果是相同的, 故而泄漏量是一个由液体粘度和泵的进出口压差构成的函数, 可表示为:。
由以上分析可知, 对于同一台泵在一定的转速和进出口压差情况下, 泵的实际流量随着液体粘度的增加而增大, 当粘度增大到一定值后, 实际流量变化趋于平缓, 最终趋近于理论流量。
(2) 、轴功率
双螺杆泵的轴功率由三部分组成, 分别是:有效功率、容积损失功率以及机械损失功率。有效功率是泵对输送液体对象做的有用功, 其等于压差与实际流量的乘积;容积损失功率决定于泵中液体的泄漏量, 容积损失功率与有效功率两者之和是与压差和理论流量的乘积相等的;机械损失功率主要包括两个方面, 一是轴承、螺杆等做机械传动运动时所耗费的功率, 这部分功率与进出口压差相关联;二是泵轴之间以及螺杆与衬套之间的摩擦作用而消耗的功率, 这部分功率主要与液体的粘度相关, 随着粘度的增大而增大。
所以, 双螺杆泵的轴功率。由以上分析可知, 泵的轴功率在进出口压差一定时, 随着液体粘度的增大而增大。
(3) 、效率
当泵的进出口压差和转速不变时, 泵的轴功率及实际流量都将随着液体粘度的增大而增大, 所以泵的效率由泵的轴功率和实际流量随液体粘度的变化趋势决定。
在液体粘度比较小时, 机械损失效率随粘度增大而减小的量较小, 同时实际流量增大, 因此泵的效率是增大的;当液体粘度增大到一定值后, 泵的泄漏量变化非常小, 可以忽略不计, 泵内的摩擦随着粘度增大而增大, 从而导致泵的效率减小。在同一台泵中进出口压差和转速不变的情况下, 泵的效率和粘度的关系曲线如下图:
由图可知, 泵工作时的最佳工作状态处在曲线的最高点上, 对于不同的螺杆泵, 其最佳工作状态时对应的粘度不尽相同。所以实际工作中选择螺杆泵时, 必须要考虑到液体粘度对泵的影响关系, 尽量让泵处在其最佳工作点区域工作。
三、结束语
油气集输设备发展概述 篇3
1 油气集输设备的发展历程
1.1 六七十年代油气集输设备的发展及存在的问题:
在石油工业发展初期, 我国的油气田设备的发展进步较快, 但和西方国家比较, 存在技术水平和管理水平低, 产品质量差、效率低、能耗大、不配套等一系列问题, 同石油工业发展的需要和社会的总需求有一定差距。
比如在油田上使用较多的油气分离器, 无论是高油气比的或低油气比的、卧式的还是立式的、高压的或低压的、两相的或三相的, 内构件较为简单, 设备处理后效果不尽人意, 通常达不到所需性能。如电脱水器常采用立式结构, 而电场也为高压交流电场, 就是纯加热电脱水, 这种设备处理后的效果, 都只处于初级和简单加工阶段。而油田矿场油气集输系统的加热设备刚更为简陋, 刚开始是一个井场三把火, 值班室用火墙取暖, 大站采用砖砌管式炉, 井口房用热风吹炉。这些简明的加热设备存在时常被烧坏的安全隐患。再接着研制出了水套炉, 但其热效率较低、污染严重、能耗较大, 难以满足生产需要, 是油田建设的瓶颈问题之一。
1.2 八十年代油气集榆专用设备的发展:
八十年代, 相关部门油气田地面设备技术政策和长远规划:要求在搞好技术基础工作的同时, 通过技术改造、技术开发、设备筛选技术引进、技术交流等, 不断改进设备, 强化设备的配套性。加强产品质量监督检验, 提高经济效益和社会效益, 降低损耗。提高质量全面改进技术水平, 使油田设备不断满足石油工业发展, 适应建设现代化石油工业的要求。在八十年代末, 油气田设备的技术水平得到了较快的的发展和提高。油气集输主要专用设备, 如常用的原油电脱水器、加热炉、塔器和油气分离器等较为明显。
比如油气分离器的发展:长期以来, 人们为了提高设备的技术经济性能, 开展了诸多研究, 先后开发出了多种设备型式及其内部结构。就设备型式来说, 典型的主要有立式、卧式和球形三种, 其中卧式设备兼有高效和便于制造的优点, 因此八十年代后期得到了极为广泛的应用。在卧式设备中最有代表性的是美国的API游离水分离器, 其主要用于实现油、气、水之间的预分离, 在工程中应用的最为广泛。在API游离水分离器的基础上, 开发出了Performax填料式分离器, 其特点在于通过引入Performax填料, 缩短液滴聚结所需要的沉降距离, 从而加快了油水之间的分离过程。在相同条件下, Performax填料式分离器不仅极大地改善了油中含水指标, 而且使污水含油指标也大幅度降低, 由此显示出了极大的优越性。之后又发展出了双流式分离器, 其工作原理实际上它相当于两台Performax填料式分离器的一体化并联, 不同点主要在于两个分离腔是连通的, 所以设备内的油水界面及气液界面只需一套控制系统。它同两台分立的Performax填料式分离器相比, 可以节约一套控制系统, 少用两个容器封头, 此外还减少了近一倍的设备安装工程费用, 因此经济性能较好。但这种双流式分离器在设计、制造和使用时, 必需确保两个分离腔做到流体力学对称, 不然就会发生偏流现象, 影响设备性能及其工作效果。
加热设备的发展变革更是巨大。无论是火筒炉、水套炉, 还是管式加热炉, 都紧紧抓住热效率这一核心问题, 不断优化设备结构, 使炉效大幅度提高, 提高炉效的方法主要有两个:一是要使燃烧空气过剩系数数值尽量趋小, 多余空气不能进入炉内;二是要降低排烟温度, 减少热损失。而且加工流程和工艺不断进步, 通过采取工厂预制、现场组装, 大大提高了施工工效和质量, 确保严密无缝;保证设备运行的安全可靠, 大大提高了炉效。加热设备逐渐摆脱高耗低效的困境, 向着高效低耗方向发展, 这已是有目共睹的事实。
2 油气集输设备的发展现状
大庆油田按照自已的油气特点, 从实际需要出发, 设计中体现“简”和“省”的原则, 充分地将国外先进结构、先进技术、新型材料等运用到工程实践中去, 设计生产出不同规格的各类油气集输专用设备, 形成了一系列先进实用的油气集输专用设备和技术, 如塔类、高效分离器、高效加热炉、多功能处理装置和高效含油污水过滤器等等已接近世界先进水平的设备。
3 油气集输设备的未来发展:以下是高效加热炉目前主要发展方向
3.1 高效的相变热传导技术的应用。
相变热传导以水蒸气作为传热介质, 换热效率高, 热传导系数稳定。水在封闭的炉壳内受热蒸发、冷凝, 使得加热炉维持在较高换热效率 (大于90%) , 水损失小, 密闭炉壳内不易结垢, 而且运行安全可靠。
3.2 加速国产化高效燃烧器研究。
重点创新发展外部混合雾化技术、转杯雾化和内部混合雾化。这些先进的雾化技术燃烧完全、火筒清洁、雾化效果好, 而且能适应各种轻油、重油和天然气燃料。为了使燃烧器处于良好的工作状态, 建议增设燃料油处理系统, 以清除燃料油中的固体杂质。
3.3 换热盘管结构形式和材料研究。
换热盘管是非常关键的部件之一, 盘管设计必须考虑适应不同的生产介质, 包括油类、污水类气类介质, 考虑各种介质的腐蚀性和管体结垢。同时在结构上要考虑方便清理、维护和更换。
3.4 自动化控制与监测技术的应用。
自动化控制是流程设备的发展方向, 加热炉也不例外。实践证明, 自动化控制实现自动点火、燃烧、自动停机和自动吹扫、供空气, 自动控制运行参数可使燃料利用率达99%以上。应用监测技术实现低水位保护、熄火保护、超温超压保护等, 保证设备安全运行。
通过不断的发展, 在设计时通过材料、结构等多方面引进先进技术, 创造了良好的经济效益。
摘要：油气集输设备是油田矿场地面设备的重要组成部分, 其发展紧随石油工业不断进步。石油人在实践中不断总结和探索, 生产出适应石油工业发展需要, 满足油气集输要求的一系列油气田设备。本文阐述了油气集输主要专用设备的产生、发展, 并以生产实际中常用设备为例阐明了油气集输设备的现状。
关键词：油气分离器,填料式,加热炉
参考文献
[1]汪云瑛, 张湘亚.泵和压缩机[M].北京:石油工业出版社, 1985.[1]汪云瑛, 张湘亚.泵和压缩机[M].北京:石油工业出版社, 1985.
[2]胡国桢, 石流, 阎家宾.化工密封技术[M].北京:化学工业出版社, 1990.[2]胡国桢, 石流, 阎家宾.化工密封技术[M].北京:化学工业出版社, 1990.
[3]陆耀军.重力式油水分离设备流体动力特性技术研究[J]].北京:石油大学, 1992.[3]陆耀军.重力式油水分离设备流体动力特性技术研究[J]].北京:石油大学, 1992.
油田集输系统节能研究 篇4
1 油田集输系统能耗状况
油气损耗高与能耗高是当今油田集输系统存在的两大问题。油气集输环节中挥发、耗费严重是油气损耗高的表现, 所以需要在增强密闭运行系统改造方面更进一步。油水处理损耗严重是能耗高的表现, 其原因主要是新问题不时产生, 然而当前的处理工艺、设施状况不能解决这些新问题, 因此需要在加强改造方面加大投入。
2 油田集输系统能耗原因
(1) 原来的集输设施不适应油水比例的变化越来越严重。当今, 生产有时未实现正常运行, 主要是因为许多工艺与集输系统设施之间不适应、运行能力不相配。因为特殊油藏与全新开发工艺得到开发, 导致油水在性质上改变幅度较高, 原油集输技术的不适应现象日趋严重。同时由于采油技术得到广泛应用, 这加大了地面集输系统的沉降、油水分离、污水处理和脱水方面的难度。
(2) 油气集输系统负荷比较高, 而且有些设备产生老化现象, 又未能依照相关规定对其进行定期检查与修护。一般情况是在没有瘫痪的情况下就不进行维修、在没有产生事故的时候就不停产, 从而使设备在近年中时常发生破裂事故。
(3) 油田集输系统管线防腐方面的问题。如果油田地面集输管线设备工作时间太长, 防腐措施受到严重破坏, 经常性的管线穿孔、设备腐蚀就将严重影响油田集输系统的正常工作, 并最终对油田生产产生不利影响。
3 油田集输系统节能研究进展
迄今为止, 很多学者在油田集输系统节能降耗的分析研究方面做了大量的工作, 取得了很好的应用效果。
(1) 对各种用能设备进行实地测试, 对油田联合站的能耗数据进行分析, 采用热力学和传热学有关知识进行计算分析, 发现了油田进入高含水阶段后联合站能耗大量上升的因素:加热炉热效率不高;一次沉降油罐不保温造成大量热能消耗;加热原油脱水工艺不合理;原油外输泵、脱水泵等系统工作效率低下。在此基础上发现了对原油脱水工艺进行改进、对沉降罐采取保温措施和在油、水泵上使用变频调速设备等节能降耗技术, 推动了节能降耗目标的实现。
(2) 把油气集输系统当作研究对象, 经由建立系统火用平衡模型, 对集输系统进行火用平衡研究, 同时对用能现状进行评价, 发现系统耗能的不合理环节, 找出了对应的节能方法, 为集输系统的节能改造打下了基础。
(3) 把油气集输系统当作研究对象, 建立起能量平衡模型, 对集输系统的用能进行评价计算, 找出了系统用能的薄弱环节, 同时依据结果制定出提高集输系统能量利用率的方法, 在理论上支持了集输系统的节能改造。
(4) 研究了热泵余热回收工艺的一般原理, 具体分析了应用热泵技术的条件与产生节能和经济效益的计算方法。针对典型的热泵余热回收系统与集输系统余热热泵回收工艺, 具体研究了余热回收利用的措施, 系统论述了应用中产生的关键问题, 显示出热泵技术的良好应用前景。
(5) 运用污水换热器, 回收再利用油田联合站污水的热能, 研究结果显示联合站污水余热具备极高的回收利用价值, 可用其采暖用水进行预热、对生活用水进行加热, 这不仅节约燃料, 而且有利于保护环境。
4 油田集输系统节能降耗新技术
4.1 优化调整二合一加热炉
(1) 用真空加热炉等先进工艺, 替换现有的二合一加热炉;采取科研攻关与引进技术等方法, 跟踪、研发新型加热炉, 缓解加热炉烟火管结垢与腐蚀状况, 使加热炉的大修周期延长。
(2) 技术与管理措施相融合, 控制加热炉的工作状况, 缓解加热炉的损坏状况, 深入挖掘技术与生产管理潜能, 严格管控掺水量与掺水温度, 增加停掺与掺低温水的井数, 降低加热炉的运行台数与工作时间, 降低工作温度, 缓解二合一加热炉的损坏难题。
4.2 应用节能降耗配套技术
(1) 采用大罐气体回收设备, 实现联合站油气集输全密闭。可以在联合站油罐安装大罐气体回收装置, 回收的天然气作为加热炉燃料。逐步取消一批单井拉油罐, 更换为密闭输送, 让油田的油气集输达到全密闭。
(2) 采用节能异型抽油机, 提高单井节能。节能异型抽油机节电效果显著, 主要由于它具备冲程长、动载小、工作平稳的优点。
(3) 工况输送取代集输管线, 增大热能利用率。合理地调节抽油机井伴热管网的工作工况, 在液量正常输送得到满足的情况下, 可以合理降低伴热水温, 使以降低热能单耗。
4.3 采用降温集油
当含水率超过转相点然而产液量低于100 t/d或者处于转相点周围的油井可以采用降温集油方法。可采用的技术措施有:
(1) 不加流动改进剂, 运用掺常温水方法, 增大油井总含水率, 推动转相, 改善流动条件, 达到常年降温集油。
(2) 通过增加流动改进剂达到降温集油与不加热集油。流动改进剂对集油温度具有明显影响, 随着加药量的提高, 集油温度显著下降, 同时其影响跟着产液量与含水率的增加而上升。该变化主要是由流动改进剂对含水原油勃度和乳状液形态的改变而引起的。测试结果显示, 当含水率是50%时, 加50 g/t流动改进剂, 含水油勃度 (450C) 就由54 m Pa·s下降至20 m Pa·s。此时, 原来的油包水型乳状液变为水包油型, 转相点下降了15-20℃。
(3) 对含水率已经超过转相点而产液量较低的油井, 因为液流已经不受勃一温关系的影响, 可使集油温度下降至接近凝固点甚至低于凝固点。具体措施为降低掺水温度, 但要依照集油系统条件, 根据集油参数优化与生产实践确定合适的集油温度范围。
4.4 增大常温集输的规模
含水率越高, 油珠聚并温度、管壁结蜡量与转相点所对应的乳状液温度越低, 这对实现常温集输有利。当含水率达到百分之九十后, 温度对视勃度影响不大。现场试验结果显示, 产液30 t/d以上、含水率达高于80%的油井均可以达到季节性停掺, 其中产液高于60 t/d, 含水率高于90%的油井可以实现全年停掺。
5 总结
油田集输系统节能降耗工作对于油田的发展意义重大, 不仅需要有针对性地解决关键问题, 而且需要全面地分析各个系统环节技术的特点与规律;不但要求借鉴国外的经验与技术, 同时需要开发具备本国特色的优势产品, 从而使油田集输系统节能降耗工程步入更高的台阶。
参考文献
[1]靳辛, 成庆林, 师祥洪.用能系统节能分析方法[M].北京:石油工业出版社, 2008:164
降温集输的技术界限探索 篇5
大庆油田第七采油厂辖内油田属低产、低效、低渗透油田,冬季生产环境温度最低为-35℃。由于葡北油田已进入高含水开发阶段,原有集油参数控制界限已不适应新形势的需要,如何科学合理的调整运行参数已成为节能降耗的必然趋势。通过对葡北集油工艺节能潜力分析,以及对高含水开发形势和特点的认识,认为集油工艺调整对降低葡北集油系统能耗具有明显作用。总结探索出一套针对葡北油田集油参数控制界限,将为今后葡北油田调整改造、参数优化及节能降耗,开创一个新的局面。
为了能更切合实际地界定油井的温度界限值,2007年在实施季节性降温集油的基础上,针对各种类型油井进行回油温度界限值的摸索,建立降温集输集油温度界限,并在现场应用中不断拟合完善。
2 技术界限探索分析
2007年1~11月份全厂降温集输,共涉及22座转油站,162座集油间,2054口油井。平均单井掺水量控制在0.50m3/h,平均掺水温度控制待55~60℃,1~11月份累计耗气2391.38×104m3,累计耗电3332.11×104k W·h,与去年同期对比累计节气717.38×104m3,累计节电322.12×104k W·h。
假设降温集输管线长度、管径,地温,流量固定,按照温降公式(1)、沿程摩阻损失公式(2)和输送压力公式(3)进行分析。
式中:
TR-初始温度,℃;
T0-地温,℃;
b-摩擦热产生的温升值,℃;
K-总传热系数;
TL-末端温度,℃;
D-管道外径,mm;
L-管道长度,m;
G-流量,M3/s;
C-比热,k J/(kg·℃)。
式中:
h-摩阻,m;
Q-输量,m3/s;
v-粘度,m Pa·s;
d-管道内径;mm
管道输油一般在紊流光滑区,此时:
式中:P-输送压力,MPa
ΔZ-高差,m
γ-油品重度,N/m3
分析认为,在集输管线长度、管径,地温,流量固定的情况下,降温集输的技术界限主要有温度和压力两个界限值。
2.1 单井冷输参数界限
采取了两种途径进行试验。试验的技术思路是:
一是出站温度控制在60℃左右,采取在井口逐步关闭掺水阀以降低掺水量,从而降低掺水温度的方法,摸索单井的回油温度和回油压力的变化情况,每天录取回油温度和回油压力。在掺水阀开度由大到关闭的过程中,回油温度随着掺水量的减少而降低,平均回油温度由43℃下降到30℃,回油压力基本不变,维持在0.6 MPa左右。
二是在同井号的86口井上,保持掺水阀开度不变,降低中转站的掺水温度,4座中转站同时按每天降低2℃左右的梯度由62℃降到43℃,录取回油温度和回油压力。平均回油温度由45℃降到31℃,回油压力基本不变,稳定在0.61MPa左右。
(1)出液温度分布情况
从数据统计看,这一阶段各油井的出液温度不尽相同,出液温度最低的20℃,最高的40℃,256口油井的平均出液温度为29℃,其中出液温度20~25℃的井35口,占试验井数的14%,出液温度26~30℃的井63口,占试验井数的25%,出液温度31~36℃的井125口,占试验井数的49%,出液温度36~40℃的井33口,占试验井数的12%。可以看出一矿地区试验的256口油井的出液温度居31~36℃的井占49%。
特别值得一提的是:单井井口出液温度与计量间的回油温度基本一致,井的产液在管中的温度降为零,不受环境温度的影响。
(2)回油压力变化情况
从数据统计看,各油井的回油压力变化也不尽相同。起始回油压力最低的0.4MPa,最高的1.1MPa,256口油井的平均回油压力0.57MPa。10天后,产液量<5t,含水量<80%,干线长度≥1000m的油井(7P10-1-56、7P10-9-61、7P9-8-X51、113-58、112-49),回油压力上升了0.4MPa;液量≥30t,含水≥90%,停降掺水以后,回油压力基本保持不变,与干线长度关系不大;10t≤液量≤30t,含水≥90%,回油压力上升幅度不大,个别井回油压力略有上升。
2.2 环停掺水界限及认识
技术思路:按照不同环长、管径、产液、含水,进行选环。其中:按环长分:环长<1500m的环11个,1500m≤环长<3000m的环11个,环长≥3000m的环8个;按管径分:管径60mm的环16个,管径76mm的环14个;按产液分:产液<5t的环3个,5t≤产液<15t的环13个,15t≤产液<25t的环10个,产液≥25t的环4个;按含水分:含水<40%的环6个,40%≤含水<70%的环7个,70%≤含水<80%的环6个,含水≥80%的环11个。
计量间每两小时对于掺水温度压力、回油温度压力做一次记录。每天按10:00、12:00、14:00三个时间段上报总掺水温度、掺水压力、环掺水压力及环回油温度,以7天为一个降温周期进行摸索。如果压力上升到1MPa,马上组织冲环。
在降温的过程当中,把回油温度每次降低1~2℃,以2~3天为一个稳定时间观察压力变化。如果压力稳定,那么继续进行降温试验;如果压力波动较大,则提高回油温度并分析原因,然后继续进行降温摸索。
通过对实验数据的详细对比、大多数井环在夏季进行环停掺水集输是可行的。进行停掺试验的30个井环中仅有5个井环因回油压力升高,恢复掺水。试验期间停掺井环的回油压力和回油温度大体上在小范围内波动(图1)。
目前,继续进行停掺水试验的井环的基本情况为:
按环长统计:环长<1500m的环有9个,1500m≤环长<3000m的环有10个,环长≥3000m的环6个,环长<3000m的环共有19个,可见环长<3000m的环是继续进行停掺水的主体;
按管径统计:管径60mm的环12个,管径76mm的环13个,与停掺前对比管径60mm的环有4个环恢复掺水,管径76mm的环仅有1个环恢复掺水,可见环的管径≤60mm对环停掺水有一定的影响;
按产液统计:产液<5t的环3个,5t≤产液<15t的环9个,15t≤产液<25t的环10个,产液≥25t的环3个,目前产液<25t还在停掺水的环共22个,可见产液<25t的环是停掺水的主体;
按含水统计:含水<40%的环5个,40%≤含水<70%的环4个,70%≤含水<80%的环6个,含水≥80%的环10个,与停掺前对比,含水在60%左右的环有2个环由于停掺水后压力上升过快恢复掺水,可见含水≤60%对环的停掺水有一定影响。
通过对停掺水试验的井环进行连续监测,分别从以下几个方面对试验数据进行了分析:
从环长看:恢复注水的5个环中有3个环回压高,是受长度的影响,有2个环的长度大于3000m,可见井环的长度大于3000m对停掺水的效果会产生一定的影响。因此我们认为在选择停水参环时,应当优先选择那些环长小于3000m的环。
从管径看:在试验中先后的恢复掺水的5个环中有4个环的管径60mm。在井环的管径小于60mm的情况下,对停掺水集输有很大的影响,这种影响大于井环的管长、产液、含水等因素成为制约井环停掺水常温集输的主因。因此认为在选择停水参环时,应当优先选择那些管径大于60mm的环。
从产液看:恢复掺水的5个环中有1个环的产液量≥25t。且目前回压较高的三个停掺水环中,也有一个环产液量39.2t,一个环产液量22t,因此产液量高也是影响停掺水集输的一个因素。通过综合分析,我们认为在选择停水参环时,应当优先选择那些产液量小于25t的环。
从含水看:恢复掺水的5个环中有2个的含水小于60%,2个含水在60%左右,含水都不高,可以看出含水越低,对停掺水集输的影响越大,因此在选择环时应优先选取含水大于60%的井环。
从停前的回油压力看:环停掺前的回油压力越高,停掺后回油压力上升的越快,因此环停掺前的回油压力水平是影响停掺水集输的一个重要因素。如727队103集油间1环、5环停掺前的回油压力就已经达到0.82MPa、0.78MPa,停掺后回油压力很快就上升到1.6MPa、因此停参前回油压力大于等于0.7MPa的应谨慎停掺。
试验总结:
通过此次试验环与试验前的各项数据对比,在回油温度降低过程中,掺水压力都相应上升,但不影响环掺水,但随着温度的进一步降低,环压上升明显,影响掺水。我们将各环接近掺水压力0.6MPa时的回油温度,确定为该环的最低参数界限。各环平均掺水温度由34℃下降到目前的25~30℃。
(1)对不同产液量的规律总结
对于产液量小于5t的环,降温幅度不是很明显,温度一般控制在27~30℃左右;5~10t的环,一般温度控制在25~28℃左右;但当产液量大于10t时,环的降温幅度较大,平均降温5~6℃。试验期间回油温度控制在25~28℃左右。
(2)对不同含水级别的规律总结
在不同含水级别最低参数界限摸索中,低含水环降温空间较小,高含水环降温幅度较大。对于中含水环根据产液量的高低,降温幅度不同,一般随产液量的增加,降温幅度增大。说明含水高低对环的最低参数界限摸索影响较大,含水越高,降温效果越明显。经过试验摸索,含水在40%以下的低含水集油环的回油温度可以降到30℃左右;含水在40%~70%的中含水集油环的回油温度可以降到27℃左右,如5#1环;含水在70%以上的高含水集油环的回油温度可以降到25℃左右。
(3)对不同环长的规律总结
对于不同环长最低温度界限一般随管线长度的增加而降温幅度减少,对于小于3000m的环,回油温度可以控制在27~28℃左右,而大于3000m的环回油温度最低可以控制在30℃左右。说明环长对降温有一定影响,随着管线长度的增加所需要的温度也要相应增加,环长越长的集油环越需要提高温度进行集输。
2.3 存在问题及解决办法
(1)计量间掺水阀的调节作用有限,计量间掺水阀在开度很小的情况下,环回油温度仍然在30℃左右,无法再下降温度。针对以上情况,相应的降低了大站来水温度和压力,例如:台肇联掺水温度从原来的55℃降低到50℃;掺水压力也由原来的1.9MPa降低到1.5MPa。
(2)多数井环在夏季停掺水常温集输是可行的,按照管径>60mm含水>60%,产液量<25t,环长<3000m。
(3)选环界限是一个多种条件限制的界限,如果其中的一个条件非常好,其它的条件可以放宽。
(4)非金属管道,由于承压强度小,无法采用化清车高压解堵,不适合进行停掺水。
(5)环产液大于10t时,环的降温幅度较大,平均降温5~6℃。含水高低对环的最低参数界限摸索影响较大,含水越高,降温效果越明显。含水在40%以下的环回油温度可以降到30℃左右;含水在40%~70%的环回油温度可以降到27℃左右;含水在70%以上的环回油温度可以降到25℃左右。环长对降温有一定影响,环长越长的越需要提高温度进行集输。环长小于3000m的环,回油温度可以控制在27~28℃左右,而大于3000m的环回油温度最低可以控制在30℃左右。
结束语
(1)温度界限为30℃,井口回压界限为1.0MPa;
(2)在高含水井上集油温度界限可低于原油凝固点;
(3)将各环掺水压力0.6MPa时的回油温度,确定为该环的最低参数界限;
(4)降温集输参数界限不仅受到管材型号、季节温度变化,输送长度,油品性质,含水比重等因素影响,而且还受地形、气温、环的布局走向、环内的结蜡情况、流体的流动状态、管理等多种因素的制约。因此在实际选停掺水环时,要充分考虑这些因素,应具体问题具体分析,并在实践中不断修正和完善。
摘要：为探索中高含水开发期低产、低效、低渗透油田降温集输节能降耗的经济有效途径,开展了降温集输的技术界限探索。通过对试验数据的分析与总结,探索出了降温集输技术在大庆油田第七采油厂的运行规律及降温集输的温度、压力界限。
关键词：降温集油,分析,界限,探索
参考文献
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[3]杨建展,曹云芳,季寞.浅谈萨南油田不加热集油技术[J].油气田地面工程,1998(6).
油气集输工艺的流程分析 篇6
(一)油气集输流程分类
1. 按加热方式。
按加热方式可分为不加热流程、热水伴随流程、井场加热流程、蒸汽伴随流程、掺热水流程、掺稀油流程、掺活性水流程以及掺蒸汽流程。
2. 按管线数目。
按油井管线数目可分为单管、双管和三管集油流程。
3. 按管网形态。
按管网分布形态可分为米字形管网流程、环形管网流程、树形管网流程以及串联式管网流程。
4. 按系统步站级数。
按着整个油气集输系统的步站级数可分为一级步站流程、二级步站流程和三级步站流程。其中一级流程中只含有集中处理站,二级流程有集中处理站和计量站,三级流程除了拥有集中处理站、计算站外,还拥有增压接转站。
5. 按密闭程度。
按着系统密闭程度可分为开放式和密闭式集油流程。
(二)油气集输流程设计原则
油气集输的整个流程,会因为油田内蕴含的油气物理及化学性质的差异,地理自然条件的制约,经济利用价值和方式的不同,采取不同的油气集输方案。通过相互对比,得出性价比相对最高的一种设计流程。尤其技术流程设计所遵循的基本原则如下:
1. 整个油气集输流程,尽量全程封闭,以减少油气在运输的过程中产生不必要的损耗。
2. 最大限度地收集油田中所出产的油气资源,把油气资源最大限度地生产加工成为符合使用标准的原油、天然气等相关产品。
3. 充分利用油田矿井中的流体压力,适当提高并控制整个流程系统内部的运作压力,以逐步扩大输出半径,减少中转环节,以避免中转环节造成的油气损耗。
4. 合理利用系统中的热量,做好对整个油气集输流程的温度的整体控制,做好保温控制的同时,减少运输过程中的热耗。
5. 在同等条件限制下,采用相对性能较高,整体工艺及操作较为简便的系统,以提高整体效率。
二、国内外在油气集输流程上的现状
(一)原油集输工艺
在含蜡量过高,高凝聚油田中,国际上包括我国,普遍应用的是加热集输工艺,并在集输线路上多级布站,单井计量,单双管协调集油,最后经由大站对原油集中处理的联合工艺系统。由于石油开采储备问题,现在油田的开采一开始进入高含水阶段,由于原油含水量的增加,开采时的原油特性有所改变,向着常温或低温集输工艺发展,并进一步简化整个集输工艺流程。
(二)多项资源混合技术
由于现在生活对石油和天然气的依赖,长距离的油气集输必然要得到应用,同时也是一项世界前沿科技,从20世纪80年代开始,各国就已经对此项工艺流程进行开发研究。现今流行的工艺流程为多相混合油气集输技术,同时与电热技术配合,对于长距离油气集输有着重要的意义,经过多年的开发与研究,现在工艺流程在不断地简化和自动化,加强了油气集输的距离和集输过程的保护。
(三)原油脱水工艺流程
对于含水量过高的原油集输,国内外通常采取两段式脱水工艺流程。其中,一段为脱出游离水,主要措施有大罐沉降和凝结脱水两项措施。二段脱水加装电机,交直流变电式复合脱水法进行脱水。对于一些含蜡量少,凝点较低的高含水型原油,主要采取热化学反应脱水工艺流程。目前,在集输原油脱水方面,各国都在开发研制高效的游离水脱除器。因此,根据原油开采状况,研制并使用高效率游离水脱除器是很有必要也是很有效的一种原油脱水工艺。
三、我国在油气集输流程上的发展
(一)单井集油阶段
单井集油,即在油田的开发过程中,多数使用的是单井集油,单井加工的操作流程,只要石油,不收集天然气。原油的加工也仅限于沉降法来脱水以及除沙,属于最简单的工艺流程,这种工艺流程浪费较大,原油加工较为粗糙。
(二)密闭集油阶段
新中国建立以后,特别是进入60年代全国工业大发展进程加快,相继开发出了一大批储量丰富,质量过硬的大型油田。这类油田在开发的过程中,逐渐形成了以封闭式为主,多种集油流程共存的油气集输系统。这种系统先后开创了单管密闭,井网排状流程,后来又发展成井网“米”字形流程。这种流程由单管输出,通过计量站和集油站进行分离、脱水等相关处理。这套流程在油气的集中环节,做到了初步的密闭式收集,但进行脱水阶段,还是开放式的,有一定的油气损耗。
(三)油气高效集输技术阶段
从20世纪90年代开始,我国各大油田相继进入高含水采油期,各大油田都把节能降耗作为开采过程中的重点问题来对待。特别是“十一五”计划以来,节能减排成为了我国各产业发展的主要目标,近年来更是变为硬性指标。各大油田在为了响应国家号召,在油气集输工艺流程方面,突出了高效节能问题,研发出了一批具有世界领先水平的高效节能油气集输工艺流程,使我国在油气集输方面进入了高效时期,并在世界处于相对领先地位。
四、结论
由于石油开采在不同时期所含有的伴生物大不相同,所以在石油开采方面,油田开发者应时刻注意油田开采伴生物的变化,根据不同地理位置和不同环境下,对不同伴生物原油进行规划不同的油气集输工艺流程,找到最适合自己的油气集输工艺,不断完善和发展,使油田开采可以做到资源的最大化利用,为国家的发展和建设提供强有力的能源支持。同时应该鼓励开发和利用新型能源,做到逐步替代矿石能源,在新能源开发领域走在世界的前沿,使自己不受能源的制约,以促进自身的发展。
摘要：本文首先对国内外采油技术的发展做了相应的回顾,然后对油气集输进行了介绍和对比研究,掌握各种方式的优缺点,根据各地的不同特点,总结出最适合自己的油气集输方案,以提高我国油气集输工艺方面整体的实力。
关键词：油气集输,采油技术,集输工艺
参考文献
[1]黄耀达,吴涛,关克明.浅谈油气集输工艺过程及流程选用[J].石油和化工设备.2009(12)
[2]成庆林,孟令德,袁永惠.油气集输系统的节能潜力分析[J].应用能源技术.2010(01)
[3]刘万丰.油气集输系统生产运行方案优化方法[J].油气田地面工程.2010(02)
油气集输系统热能利用技术 篇7
一、油气集输系统热能利用技术现状分析
油气集输要实现油田大量原油、水、气等的输送和处理, 因此在运行的过程中会消耗大量的能量。而且随着油田集输系统工作年限的增加, 系统消耗和耗散的热能也会逐年增加。通过对集输热能的综合利用, 可以有效的降低成本, 提高效益。通过油田集输系统热能利用技术的综合分析, 可以得到现阶段集输系统热能利用的不足和优势。从而更好的做好油田集输系统热能利用工作。油田集输输送油气过程中, 由于输入到油气集输站入口的温度很高, 这样原油流动过程中跟外界的热量交换就较多, 原油的热量不断的向外界释放, 从而造成了能量的浪费。进入到集输站中的油气温度越高, 损失的能量就越多。油田采油和注水系统是油田能量消耗的重要部分, 随着油田产液量和注水量的不断增加, 油田采油和注水消耗的能量也会不断的增大。油田地下石油资源不断的被采出来, 为了能够保证油田稳产, 在含油量减小的情况下, 需要不断的提高油田的产液量, 产液量增大后导致集输站入站液体的温度会不断的增大, 如果含水量在百分之八十七左右时, 集输站液体入站的温度会在五十度左右。从井口返出的高含水原油, 首先输送到联合站, 在联合站经过处理之后, 又被输送到注水站重新被注入地层中, 这过程会增大污水输送所消耗的电量, 而且会大大增加系统的设备组成, 从而增加系统的设备运行维护费用, 导致了集输运行成本的增加。随着产液量和含水量的增加, 给地面设备增加的负荷越来越多, 而且集输系统工作过程中, 系统的密封性能也不好, 从而严重的影响到油气集输的效率。集输管线是油气集输的重要设备, 集输系统热量的消耗也主要发生的集输管线上。如果集输管线的保温效果不好, 很容易造成管线内热量的耗散。
二、油气集输系统热能利用技术
通过开展油田集输低温和低能耗输送研究, 降低集输过程中的能量消耗。随着油田采出液中含水量的不断增大, 导致了产出液的温度也在不断的升高。当产出液中水的含量占到百分之八十左右时, 产出液的流动性能就很好了, 而且产出液的温度较高, 如果充分利用产出液的这些特性, 就可以实现油气的不加热集输, 从而减少由于集输加热消耗的能量。由于产液量和注水量的增加, 导致现有许多集输设备都是在超负荷的运转, 系统的密封性差。因此需要改进现有的技术工艺和设备, 采用先进的分离和脱水技术, 在常温条件下保证集输系统的密封性, 可以将以前的两相分离装置, 逐渐的转变成三相分离装置, 实现分离装置预处理的功能。开展油田集输系统油耗分析和控制软件研发, 将影响到集输系统能量耗散各个条件和参数集成化, 通过利用计算机软件的方法, 对系统热能耗散进行精确的监督和控制。优化集输系统的运行参数, 降低系统的热能耗散。将集输系统热能耗散指数大小作为单位的考核指标, 真正将集输系统热能利用技术落到实处。油田采油的产出液和处理得到的污水中含有大量的热量, 如果能够将这些热量回收利用, 将这些热量利用到原油脱水、供热等方面, 可以更加有效的利用这些能量。采用先进的工艺和设备, 利用节能输油装置, 例如在离心泵的选择方面, 首先要选择合适的离心泵功率, 而且要选择节能型的离心泵。开展集输管道高效保温技术的研究, 利用先进的节能保温材料, 提高集输管道的保温性能, 从而降低油气集输过程中管道中热量的耗散。由于油田集输产液量和注水量都在不断的变化, 因此需要采用能够调节流量的集输泵。采用变频技术可以有效的解决该问题。变频技术的调速范围广, 而且是无极调速, 可以根据实际需要的泵排量, 来调节泵电机的转速, 这种方式节能的效果较为明显。注水量的增加导致了注水用电量的增加, 通过提高注水效率的方法, 可以降低注水井的能耗。注水过程中能量的损耗包括电机能耗、注水泵的能耗以及注水管线的能耗。通过改进注水井的注水方案, 改善电机和注水泵的工作性能, 及时检查设备的运行状况, 保证设备的正常高效运转, 可以降低注水过程中的能耗。在进行油田集输系统方案、工艺流程设计时, 需要充分的考虑到, 随着油田开发时间的增长, 产油量、产液量和注水量等参数的变化对集输系统能耗的影响。
结束语
油田集输系统中要消耗大量的能量, 许多能量会被耗散浪费掉。如果进行集输系统热量利用技术研究, 充分利用这些能量, 可以有效的节约能源, 降低成本。进入到集输站入口的油气温度越高, 系统损失的能量就越多。随着产液量和含水量的增加, 给地面设备增加的负荷越来越大。通过油气的不加热集输, 可以有效减少加热集输所消耗的能量。油田采油的产出液和处理得到的污水中含有大量的热量, 将这些热量利用到原油脱水、供热等方面, 可以更加有效的利用集输能量, 采用先进的工艺和设备, 利用节能输油装置。通过研究对于提高油田集输系统能量利用率, 降低成本, 提升效益, 具有积极的意义。
参考文献
[1]邓寿禄, 王强.热泵系统应用于油田废水余热回收的探讨[J].现代测量与实验室管理, 2003.