轉(zhuǎn)油
- 轉(zhuǎn)油站無(wú)伴熱集輸工藝改造的技術(shù)研究
高。近年來(lái)，隨著轉(zhuǎn)油站運(yùn)行年限的增加，站庫(kù)腐蝕老化問(wèn)題逐年增多，為了治理站庫(kù)相關(guān)問(wèn)題，每年生產(chǎn)運(yùn)行維護(hù)成本達(dá)到180 萬(wàn)元左右，高維護(hù)成本問(wèn)題日益突出[3]。3）管道維護(hù)費(fèi)用高。該油田現(xiàn)有集輸管道5 296 km，占管道總量的55.27%。2021 年集輸管道失效7 133 次，占比65.4%，年失效率為1.47 次/km。每年用于治理管道失效費(fèi)用高達(dá)8 000萬(wàn)元，其中摻水熱洗管道失效占總集輸管道失效的2/3 左右，管道維護(hù)成本不斷增高。2 集輸工藝改造
石油石化節(jié)能 2023年9期2023-10-05
- 低溫集輸技術(shù)界限及運(yùn)行優(yōu)化
采出液經(jīng)計(jì)量間、轉(zhuǎn)油站集輸處理后進(jìn)入下游脫水站，根據(jù)轉(zhuǎn)油站集輸參數(shù)優(yōu)化工作實(shí)施方案，從單井生產(chǎn)平穩(wěn)及站內(nèi)儀表誤差的角度考慮，轉(zhuǎn)油站來(lái)液溫度高于凝固點(diǎn)3 ℃為宜。為滿足游離水脫除和污水處理需求，轉(zhuǎn)油站有外輸液加熱保障時(shí)，外輸液進(jìn)脫水站溫度要求高于原油凝固點(diǎn)4 ℃；轉(zhuǎn)油站無(wú)外輸加熱保障時(shí)，外輸液進(jìn)脫水站溫度要求高于原油凝固點(diǎn)2 ℃。以某A 脫水站為例，A-1#、A-2#、A-6#、A-7#、A-8#轉(zhuǎn)油站均無(wú)外輸加熱保障，外輸液進(jìn)脫水站溫度在34 ℃可滿足運(yùn)行
油氣田地面工程 2022年8期2022-10-02
- 油田地面系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化節(jié)能探討
]，改造水、聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站過(guò)程中，由于聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站油水分離、污水處理技術(shù)參數(shù)與水驅(qū)系統(tǒng)差異較大，在對(duì)兩座轉(zhuǎn)油站進(jìn)行完全合并中，需按聚驅(qū)參數(shù)進(jìn)行建設(shè)，以滿足高滲透油層污水處理需要，改造工程量大，投資高；另一方面集輸系統(tǒng)由于產(chǎn)油量下降，脫水站二段電脫水器運(yùn)行負(fù)荷較低，脫水站脫水加熱爐、外輸加熱爐等能耗設(shè)備較多。由于油田地面系統(tǒng)多年開發(fā)建設(shè)，導(dǎo)致地面系統(tǒng)眾多不適應(yīng)性，因此，在成本的把控上、工藝繁瑣程度的管控、工程量的把控等多個(gè)層面依舊要進(jìn)一步開展探究和討論[5]，這正
石油石化節(jié)能 2022年8期2022-09-30
- 提高轉(zhuǎn)油站外輸溫度方式應(yīng)用效果分析
基礎(chǔ)上，通過(guò)提高轉(zhuǎn)油站外輸溫度將各轉(zhuǎn)油站至聯(lián)合站匯管來(lái)液溫度提升到39℃，使污水處理系統(tǒng)能夠較好有效的運(yùn)行。目前部分作業(yè)區(qū)從年初至5月中旬聯(lián)合站匯管來(lái)液溫度最高為37℃，若對(duì)其2座轉(zhuǎn)油站實(shí)施停爐運(yùn)行，聯(lián)合站匯管來(lái)液溫度還將進(jìn)一步降低，為了更好的開展低溫集輸降低能耗工作，滿足油田生產(chǎn)及注入水質(zhì)要求，對(duì)作業(yè)區(qū)集輸能量損失較大的兩個(gè)轉(zhuǎn)油站實(shí)施逐步提溫[1]。鑒于生產(chǎn)實(shí)際情況，常溫集輸方案全面實(shí)施不便于生產(chǎn)管理，在保證作業(yè)區(qū)整個(gè)集輸系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行的同時(shí)，采用“升溫一
石油石化節(jié)能 2022年9期2022-09-29
- 某區(qū)塊地面系統(tǒng)建設(shè)優(yōu)化節(jié)能方法研究
行產(chǎn)能建設(shè)，涉及轉(zhuǎn)油站3座，均運(yùn)行30 a以上，站內(nèi)設(shè)備腐蝕老化嚴(yán)重，能耗浪費(fèi)情況十分突出。為此，規(guī)劃通過(guò)產(chǎn)能建設(shè)，總體優(yōu)化地面系統(tǒng)建設(shè)布局[1]，停運(yùn)老站，集中建設(shè)新站，達(dá)到節(jié)能、降耗、減員的目的。1 已建站場(chǎng)能力核實(shí)3座轉(zhuǎn)油站站內(nèi)均采用“三合一”處理工藝，摻水、熱洗流程分開[2]，產(chǎn)能建設(shè)后，1#轉(zhuǎn)油站管轄油井220口，計(jì)量間13座，2#轉(zhuǎn)油站管轄油井207口，計(jì)量間13座，3#轉(zhuǎn)油站管轄油井76口，計(jì)量間7座。按照凝固點(diǎn)進(jìn)站[3]，摻水出站溫度55℃
石油石化節(jié)能 2022年9期2022-09-29
- 某油田集輸系統(tǒng)節(jié)氣形勢(shì)及對(duì)策
油廠建有計(jì)量間、轉(zhuǎn)油站、脫水站等共400余座，油井7 000余口。隨著油田開發(fā)的不斷深入，地面井、間、站等基礎(chǔ)設(shè)施的增加，天然氣消耗猛增。統(tǒng)計(jì)2010—2020年10年間耗氣情況，總耗氣量由5 10余萬(wàn)方上升到1億方以上，上升93.08%；平均單井耗氣量由1.07×104m3上升到1.49×104m3，上升39.25%。根據(jù)近年耗氣情況，結(jié)合開發(fā)預(yù)測(cè)，預(yù)計(jì)至2025年總耗氣量將上升到14 644×104m3，噸液耗氣量將上升到3.01 m3/t。此外，返輸
石油石化節(jié)能 2022年6期2022-07-02
- 喇嘛甸油田外輸氣管線防凍堵技術(shù)發(fā)展方向探討
采出液采出后進(jìn)入轉(zhuǎn)油站、聯(lián)合站，進(jìn)行兩級(jí)除油后，集中輸往天然氣公司進(jìn)行脫烴、脫水處理。目前51座集輸站庫(kù)中有29座仍采用單獨(dú)除油器進(jìn)行脫水處理，無(wú)干燥器，脫水效果較差。外輸氣管道內(nèi)因含有一定的水分會(huì)在低溫條件下生成水合物堵塞管道或閥門[1]，造成集氣困難或管道凍堵，甚至?xí)斐蓢?yán)重的安全事故，而清除水合物堵塊需要數(shù)天乃至數(shù)周[2]，嚴(yán)重影響生產(chǎn)。因此，抑制外輸氣管線凍堵對(duì)保障冬季安全生產(chǎn)具有非常重要的意義。為防止外輸濕氣中較多的水分導(dǎo)致冬季天然氣外輸管線凍堵
石油石化節(jié)能 2022年6期2022-07-02
- 轉(zhuǎn)油站工藝流程存在問(wèn)題分析及對(duì)策探討
000）0 引言轉(zhuǎn)油站工作主要是將計(jì)量站進(jìn)行集中干預(yù)，將轉(zhuǎn)接站集中于同一位置，以更好的開展油氣分離處理，優(yōu)化油氣的劑量工作，并開展油氣傳輸及加熱沉降，轉(zhuǎn)油站屬于中型油站的一種，也被稱之為集油站，部分轉(zhuǎn)油站作業(yè)還包括原油脫水作業(yè)，對(duì)轉(zhuǎn)油站內(nèi)部工藝流程開展調(diào)查研究，并分析與工藝流程相匹配的機(jī)械運(yùn)行中所產(chǎn)生的能源消耗情況，對(duì)其工藝流程之中存在的問(wèn)題進(jìn)行重點(diǎn)分析，以越站流程方式對(duì)相關(guān)問(wèn)題進(jìn)行改善，以此保障轉(zhuǎn)油站生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)流程的穩(wěn)定性，確保工藝流程實(shí)施的安全性和穩(wěn)定性
全面腐蝕控制 2021年1期2021-12-31
- 轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗分析及優(yōu)化運(yùn)行探討
方面開展，第一，轉(zhuǎn)油站與油井之間的集輸管線，能源消耗大都來(lái)自于集輸管線傳輸過(guò)程，判斷方式以出口和入口溫度進(jìn)行，這一溫度差值指的是集輸過(guò)程中所產(chǎn)生的能源消耗量。由于單井離轉(zhuǎn)油站的路由過(guò)程較長(zhǎng)，極易導(dǎo)致溫度快速下降的情況發(fā)生，原油的流動(dòng)性不斷改變，導(dǎo)致能量大量流失，產(chǎn)生惡性循環(huán)[1]；第二，由于脫水站至轉(zhuǎn)油站之間存在集輸管線，能量損失大都來(lái)源于含水原油的處理，當(dāng)前，第三次采油不斷發(fā)展，在開展原油的初步分離工作時(shí)，添加劑的處理形式必須豐富化，但是這無(wú)疑會(huì)增加能源
全面腐蝕控制 2021年5期2021-12-11
- 新疆某油田轉(zhuǎn)油泵結(jié)垢成因分析及除垢對(duì)策研究
離子。某油田A 轉(zhuǎn)油站作為重要的輸液節(jié)點(diǎn)，主要負(fù)責(zé)將各個(gè)井區(qū)的采出液轉(zhuǎn)輸至處理站，采用井口→計(jì)量站→轉(zhuǎn)油站→處理站的三級(jí)布站方式[2]。水平井采用井口加熱集輸工藝，單井來(lái)液經(jīng)計(jì)量站計(jì)量后，通過(guò)匯管進(jìn)入轉(zhuǎn)油站一體化加熱轉(zhuǎn)輸裝置，目前共有2 臺(tái)泵，一用一備，每日平均進(jìn)液量達(dá)7 000 m3以上，轉(zhuǎn)油泵來(lái)液溫度均加熱至40 ℃以上。A 轉(zhuǎn)油站轉(zhuǎn)油泵葉輪結(jié)垢速度快（圖1），需一周一次強(qiáng)制性停泵、清垢，而正常運(yùn)行情況下，在達(dá)到一保時(shí)間（約為42 天）后，根據(jù)需要才會(huì)
油氣田地面工程 2021年10期2021-10-22
- 過(guò)渡帶低效高耗轉(zhuǎn)油站優(yōu)化調(diào)整措施分析
是東部過(guò)渡帶X 轉(zhuǎn)油站油氣處理負(fù)荷率僅為36.3%，站庫(kù)運(yùn)行單耗高居全廠轉(zhuǎn)油站首位。隨著油田的開發(fā)形勢(shì)和投資形勢(shì)日益嚴(yán)峻[2-3]，提質(zhì)增效的需求日益增大[4]，地面系統(tǒng)也大力開展了優(yōu)化簡(jiǎn)化工作[5-6]。因此，有必要對(duì)低負(fù)荷、高能耗的站庫(kù)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，達(dá)到節(jié)能降耗和高效運(yùn)行的目的。1 X 轉(zhuǎn)油站運(yùn)行現(xiàn)狀1.1 建設(shè)現(xiàn)狀X 轉(zhuǎn)油站位于杏北油田東部過(guò)渡帶南塊，始建于1993 年，現(xiàn)管轄計(jì)量間7 座，油井106 口，站外采用雙管集油摻水工藝。站內(nèi)采用“三合一”
石油石化節(jié)能 2021年7期2021-07-19
- 喇嘛甸油田北西塊地區(qū)集中監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)用研究
分別為喇340 轉(zhuǎn)油放水站、喇400 轉(zhuǎn)油放水站、喇270 轉(zhuǎn)油放水站和喇十七污水、注水站。第六采油廠第二油礦聯(lián)合站崗位明細(xì)如表1 所示。表1 第二油礦聯(lián)合站崗位明細(xì)Tab.1 Job list of multi-purpose station in No.2 Oil Department為貫徹大慶油田公司關(guān)于數(shù)字化油田管理的要求，為油田大中型站場(chǎng)試驗(yàn)完善多崗合一、集中監(jiān)控的管理模式提供參考依據(jù)，對(duì)第六采油廠第二油礦大型站庫(kù)實(shí)施“集中監(jiān)控、無(wú)人值守”的生產(chǎn)
油氣田地面工程 2021年7期2021-07-19
- 應(yīng)用智能機(jī)器人保障轉(zhuǎn)油站無(wú)人值守的探索
據(jù)集中處理。2 轉(zhuǎn)油站無(wú)人值守模式存在的安全風(fēng)險(xiǎn)轉(zhuǎn)油站是集輸系統(tǒng)中二級(jí)布站或三級(jí)布站的中間站，主要功能是對(duì)站外來(lái)液進(jìn)行油氣分離并轉(zhuǎn)輸至脫水站進(jìn)一步處理。主要工藝如圖1所示。考慮到轉(zhuǎn)油站處理介質(zhì)含油氣等易燃易爆介質(zhì)，事故的損失和危害均較大，實(shí)施無(wú)人值守的風(fēng)險(xiǎn)高、難度大等因素，目前油氣生產(chǎn)數(shù)字化建設(shè)在轉(zhuǎn)油站仍采用有人值守模式。轉(zhuǎn)油站實(shí)施無(wú)人值守模式風(fēng)險(xiǎn)主要有以下幾個(gè)方面：圖1 轉(zhuǎn)油站工藝流程示意圖Fig.1 Schematic diagram of oil t
油氣田地面工程 2020年9期2020-09-16
- 塔二轉(zhuǎn)外輸工藝存在問(wèn)題及改進(jìn)措施探討
)1 問(wèn)題的提出轉(zhuǎn)油站是為滿足油氣集輸而設(shè)計(jì)的油田專用場(chǎng)所，主要用于油氣集輸系統(tǒng)過(guò)程中，將原油天然氣進(jìn)行分離、加熱、增壓外輸。塔二轉(zhuǎn)自投產(chǎn)以來(lái)，本站參數(shù)調(diào)整及機(jī)泵的運(yùn)行狀況受外站來(lái)液波動(dòng)影響較大，需要工人24 小時(shí)根據(jù)罐液位手動(dòng)調(diào)整外輸泵排量，外輸泵變頻與罐液位自動(dòng)聯(lián)鎖失去作用，增加了工人的勞動(dòng)強(qiáng)度。因此，需要摸清塔二轉(zhuǎn)外輸工藝存在的問(wèn)題，并探索改進(jìn)措施，實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)油站的平穩(wěn)運(yùn)行，降低工人的勞動(dòng)強(qiáng)度。2 存在問(wèn)題及問(wèn)題分析2.1 塔二轉(zhuǎn)外輸工藝現(xiàn)狀塔二轉(zhuǎn)于20
化工管理 2020年21期2020-08-08
- 微型燃?xì)廨啓C(jī)分布式供能系統(tǒng)在轉(zhuǎn)油放水站中的應(yīng)用探討
求。文章通過(guò)闡述轉(zhuǎn)油放水站的工藝流程和存在的問(wèn)題，結(jié)合案例，對(duì)微型燃?xì)廨啓C(jī)分布式供能系統(tǒng)的應(yīng)用進(jìn)行了詳細(xì)分析。1 轉(zhuǎn)油放水站的生產(chǎn)流程及運(yùn)行過(guò)程存在的問(wèn)題1.1 轉(zhuǎn)油放水站的生產(chǎn)流程轉(zhuǎn)油放水站屬于油田開發(fā)中地面工程的一部分。轉(zhuǎn)油站主要是給油（液）補(bǔ)充能量，以便將其輸送到集中處理站。放水站是將含水較高的原油分離出大部分游離水，并將低含水原油和含油污水分別輸往原油脫水站和污水處理站。為了便于管理，通常將轉(zhuǎn)油站和放水站合建在一處。轉(zhuǎn)油放水站的主要工作流程是將從計(jì)
工程技術(shù)研究 2020年10期2020-06-19
- “兩定一停”控制轉(zhuǎn)油站集輸耗氣
）某隊(duì)管理1 座轉(zhuǎn)油站，9 座計(jì)量間、5 座集油閥組間，有環(huán)狀流程49 個(gè)162 口井，雙管流程68 口井，轉(zhuǎn)油站設(shè)計(jì)處理能力17 000 m3/d，站內(nèi)有各種泵及壓力容器24 臺(tái)?！笆濉蹦┘斁C合耗電1.63 kWh/t，集輸綜合耗氣1.66 m3/t。為了滿足節(jié)氣與水質(zhì)管理的要求，需要進(jìn)一步明確轉(zhuǎn)油站的外輸溫度、摻水溫度和摻水量的控制標(biāo)準(zhǔn)，搞好“兩定一停”管理。1 定溫度1.1 外輸溫度的確定根據(jù)水質(zhì)管理要求，轉(zhuǎn)油站到聯(lián)合站末點(diǎn)溫度為38 ℃以上。
石油石化節(jié)能 2020年2期2020-03-20
- 長(zhǎng)慶油田H轉(zhuǎn)油站集輸管線腐蝕原因分析
16）長(zhǎng)慶油田H轉(zhuǎn)油站低壓集輸管線于2012年6月投運(yùn)，材質(zhì)為20號(hào)鋼，規(guī)格為φ114×5.0 mm，輸送介質(zhì)為油氣水，外輸液量約375 m3/d，含水約52 %，外輸壓力1.6 MPa～1.7 MPa，外輸溫度為40 ℃，CO2分壓0.01 MPa，H2S濃度為300 mg/L～600 mg/L。該站站內(nèi)管線運(yùn)行兩年就出現(xiàn)大面積的腐蝕穿孔而被迫更換新管線。鑒于該站站內(nèi)管線使用時(shí)間短、泄漏嚴(yán)重等情況，于是對(duì)該站站內(nèi)集輸管線腐蝕穿孔原因進(jìn)行分析，并采取有效措
石油化工應(yīng)用 2019年12期2020-01-09
- 轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗分析與評(píng)價(jià)軟件開發(fā)
輸[1-5]。其轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)是油田集輸系統(tǒng)中重要的組成部分。隨著大慶油田的不斷開發(fā),6號(hào)轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗升高,運(yùn)行效率降低。本文針對(duì)該轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)工藝流程建立了能耗評(píng)價(jià)指標(biāo),研究并開發(fā)了轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗分析與評(píng)價(jià)軟件,利用軟件對(duì)系統(tǒng)各耗能環(huán)節(jié)進(jìn)行能耗評(píng)價(jià),綜合分析出能耗分布規(guī)律,依據(jù)分析結(jié)果,研究相應(yīng)的治理對(duì)策,進(jìn)行節(jié)能降耗潛力預(yù)測(cè)。1 轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)工藝流程轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)采用單管環(huán)狀摻水流程,是將所有油井和閥組間連接成一個(gè)集輸環(huán)路[6-9]。轉(zhuǎn)油站來(lái)
天然氣與石油 2019年5期2019-10-30
- 某區(qū)塊三元復(fù)合驅(qū)采出水處理效果影響因素分析及治理措施研究
主要負(fù)責(zé)處理A 轉(zhuǎn)油放水站、B 轉(zhuǎn)油放水站及某聯(lián)合站脫水站處理后的三元復(fù)合驅(qū)采出水。某三元污水站投產(chǎn)于2013 年12 月，設(shè)計(jì)規(guī)模2.2×104m3/d，實(shí)際處理負(fù)荷1.4×104m3/d，負(fù)荷率63.6%，采用“連續(xù)流氣浮/序批沉降”與“石英砂磁鐵礦+海綠石磁鐵礦兩級(jí)過(guò)濾”處理工藝[3]。2 影響三元污水處理效果因素分析從不同階段含劑及外輸水質(zhì)情況看，某三元污水站在低含劑期水質(zhì)穩(wěn)定達(dá)標(biāo)，受驅(qū)油劑含量上升的影響，高含劑期外輸水質(zhì)逐漸變差[4]，無(wú)法達(dá)標(biāo)，
石油石化節(jié)能 2019年9期2019-10-17
- 基于層次分析法的轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)能效評(píng)價(jià)體系研究
耗愈發(fā)重要。油田轉(zhuǎn)油站是油氣集輸系統(tǒng)的主要環(huán)節(jié)，其用能約占地面集輸能耗的70%[1]，因此有必要對(duì)現(xiàn)有的轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)進(jìn)行用能分析，找出其設(shè)備或工藝流程中能耗較大或能損較高的環(huán)節(jié)，對(duì)其進(jìn)行節(jié)能改造，以提高系統(tǒng)用能效率，降低油田生產(chǎn)成本。目前，國(guó)內(nèi)對(duì)轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)的節(jié)能優(yōu)化研究多為站內(nèi)用能設(shè)備的優(yōu)化。閔永明針對(duì)轉(zhuǎn)油站泵機(jī)組工藝參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，使泵機(jī)組處于高效功率區(qū)間，提高了站場(chǎng)電能的利用率[1]。趙慶來(lái)、趙金昕根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際測(cè)試結(jié)果，計(jì)算出加熱爐空氣系數(shù)與加熱爐熱效率
油氣田地面工程 2019年6期2019-07-24
- 油氣集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化軟件在油田的應(yīng)用
技術(shù)及工具。1 轉(zhuǎn)油站建設(shè)及運(yùn)行情況某采油廠3號(hào)轉(zhuǎn)油站始建于1986年，截至2018年底，共建成油井 215口，轄計(jì)量間 8座。除 53口井采用掛接集油流程外，其余油井均采用雙管摻水集油流程。轉(zhuǎn)油站站內(nèi)采用分離、沉降、緩沖“三合一”流程，站內(nèi)主要耗能設(shè)備有摻水爐、熱洗爐、摻水泵、外輸泵及熱洗泵。站內(nèi)自控儀表系統(tǒng)相對(duì)完善，各類機(jī)泵耗電量、自耗氣、外輸濕氣、返輸干氣均可單獨(dú)計(jì)量。該區(qū)塊單井產(chǎn)液量相差較大，單井產(chǎn)液量最大為81.3 t/d，最小為4.2 t/d；
油氣與新能源 2019年3期2019-05-27
- 基于分析的轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)用能薄弱環(huán)節(jié)辨識(shí)
830 前言油田轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)涉及機(jī)械能、熱能與電能之間的相互轉(zhuǎn)化[1]。對(duì)工程系統(tǒng)進(jìn)行用能分析時(shí)普遍采用以熱力學(xué)第一定律為基礎(chǔ)的能分析法,我國(guó)學(xué)者基于該方法對(duì)油田集輸系統(tǒng)能耗進(jìn)行過(guò)多次評(píng)價(jià)分析[2-3]。安慕華[4]等人通過(guò)對(duì)勝利油田某聯(lián)合站幾年來(lái)的能耗分析及對(duì)相關(guān)能耗設(shè)備的測(cè)試,運(yùn)用熱力學(xué)及傳熱學(xué)的相關(guān)知識(shí)計(jì)算分析,找出油田進(jìn)入高含水階段聯(lián)合站能耗大幅度增加的原因。周英明等人[5]采用灰色系統(tǒng)理論分析法,定量分析集輸系統(tǒng)能量消耗的影響因素,確定了計(jì)算灰色關(guān)
天然氣與石油 2019年1期2019-03-20
- 杏北油田集輸系統(tǒng)停摻冷輸實(shí)施效果與潛力分析
廠）杏北油田在運(yùn)轉(zhuǎn)油（放水）站51座，脫水站7座，管轄共計(jì)8 082口油井的集輸系統(tǒng)。隨著油田開發(fā)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，集輸能耗持續(xù)上升，近5年集輸耗電升高50%，耗氣升高131%。集輸能耗主要消耗在單井摻水以及中轉(zhuǎn)站加熱爐升溫方面。隨著油田產(chǎn)能規(guī)模的不斷擴(kuò)大，采出井?dāng)?shù)逐年增加，與2013年對(duì)比，采出井總數(shù)由7 226口上升至8 375口，受其影響年均摻水量由2 715×104m3升高至4 064×104m3；因此，耗能單元基數(shù)不斷擴(kuò)大是集輸系統(tǒng)能耗上升的主要因
石油石化節(jié)能 2019年12期2019-02-06
- 系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整 助力老油田提質(zhì)增效
1.3 脫水站和轉(zhuǎn)油（放水）站所屬關(guān)系不合理喇南中塊區(qū)域已建有14座轉(zhuǎn)油（放水）站，從目前站庫(kù)分布情況來(lái)看，部分已建站集輸關(guān)系不合理，集輸能耗較高。造成這種局面的主要原因是站場(chǎng)建設(shè)時(shí)，為了保證后續(xù)污水處理的需要，按照水驅(qū)、聚驅(qū)來(lái)液分別建站，進(jìn)行分開處理，因此，水驅(qū)轉(zhuǎn)油站采出液進(jìn)入水驅(qū)脫水站進(jìn)行處理，聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站采出液進(jìn)入聚驅(qū)轉(zhuǎn)油放水站進(jìn)行處理，造成區(qū)域內(nèi)水驅(qū)、聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)關(guān)系不合理。隨著聚驅(qū)工業(yè)化的推廣，水驅(qū)轉(zhuǎn)油站采出液中逐步出現(xiàn)聚合物，聚合物濃度逐步達(dá)到
油氣與新能源 2019年1期2019-01-23
- PLC系統(tǒng)在某轉(zhuǎn)油站投產(chǎn)中的應(yīng)用與調(diào)試分析
國(guó)外的多個(gè)油田的轉(zhuǎn)油站控制系統(tǒng)中得到了大量的推廣應(yīng)用，對(duì)保證轉(zhuǎn)油站控制系統(tǒng)的穩(wěn)定性起到了重要的作用，體現(xiàn)出較好的控制性能，可以應(yīng)用在油田生產(chǎn)的多個(gè)領(lǐng)域。我國(guó)從90年代左右開始應(yīng)用PLC控制技術(shù)，最近一些年來(lái)，PLC的應(yīng)用得到了較快的發(fā)展，采用PLC控制器中具備的PID閉環(huán)控制功能，可以對(duì)轉(zhuǎn)油站的運(yùn)行壓力、液位、溫度以及流量等參數(shù)進(jìn)行監(jiān)控，提高了轉(zhuǎn)油站的生產(chǎn)效率，極大提高了轉(zhuǎn)油站的自動(dòng)化水平。轉(zhuǎn)油站的PLC控制系統(tǒng)的設(shè)計(jì)，應(yīng)該按照中心控制室的要求來(lái)進(jìn)行，可以
中國(guó)設(shè)備工程 2018年23期2018-12-18
- 杏北油田油井集成優(yōu)化配電系統(tǒng)的應(yīng)用
分析杏北三元-8轉(zhuǎn)油站集成優(yōu)化配電系統(tǒng)的運(yùn)行狀況，分析了集成優(yōu)化配電系統(tǒng)的優(yōu)勢(shì)與不足之處，并針對(duì)問(wèn)題給出了相應(yīng)的對(duì)策及建議。1 技術(shù)原理油井集成優(yōu)化配電系統(tǒng)主要由集成優(yōu)化配控站、單井集成優(yōu)化測(cè)控裝置及監(jiān)控中心三部分構(gòu)成（圖1）。油井集成優(yōu)化配控站將系統(tǒng)電壓由6 kV轉(zhuǎn)變?yōu)?.4 kV，經(jīng)0.4 kV架空線路、電纜線路輸送至單井配電箱，為機(jī)采井電動(dòng)機(jī)及集成優(yōu)化測(cè)控裝置供電[2]。集成優(yōu)化配控站和抽油機(jī)主要運(yùn)行狀態(tài)數(shù)據(jù)可以通過(guò)無(wú)線網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)缴a(chǎn)站場(chǎng)的遠(yuǎn)程監(jiān)控中
石油石化節(jié)能 2018年10期2018-12-13
- 滅火器配置計(jì)算方法在轉(zhuǎn)油站的應(yīng)用
公司第五采油廠）轉(zhuǎn)油站作為油氣集輸?shù)墓?jié)點(diǎn)，在油田生產(chǎn)中具有相當(dāng)重要的作用。轉(zhuǎn)油站的平穩(wěn)安全運(yùn)行是保證油氣正常集輸?shù)幕A(chǔ)。轉(zhuǎn)油站由于是油氣匯集中轉(zhuǎn)的場(chǎng)所，存在著火災(zāi)爆炸風(fēng)險(xiǎn)，而滅火器作為撲滅初期火災(zāi)的消防器材被大量配備在轉(zhuǎn)油站，合理地配備滅火器對(duì)預(yù)防轉(zhuǎn)油站發(fā)生重大火災(zāi)事故具有重要意義。1 滅火器選擇目前，滅火器在油田上使用的主要依據(jù)為Q/SY 129—2011《輸油氣站消防設(shè)施設(shè)置及滅火器材配備管理規(guī)范》和GB 50140—2005《建筑滅火器配置設(shè)計(jì)規(guī)范》
石油石化節(jié)能 2018年6期2018-08-01
- 轉(zhuǎn)油站能耗評(píng)價(jià)與改造預(yù)測(cè)
良好的效果。1 轉(zhuǎn)油站工藝流程井場(chǎng)來(lái)液經(jīng)計(jì)量間計(jì)量后和站場(chǎng)來(lái)液進(jìn)入緩沖罐混合、沉降、氣液分離，分離出來(lái)的油水混合液進(jìn)入儲(chǔ)油罐，經(jīng)外輸泵、外輸爐加壓加熱后用于外輸；分離出來(lái)的濕氣進(jìn)入氣液分離器做進(jìn)一步分離，分離后的濕氣用于外輸、站內(nèi)自用或者進(jìn)入輕烴處理裝置，經(jīng)輕烴裝置處理后的干氣則用于外輸和站內(nèi)氣體自耗。轉(zhuǎn)油站工藝流程（見(jiàn)圖1）。圖1 工藝流程圖2 轉(zhuǎn)油站能量評(píng)價(jià)模型2.1 能量平衡模型能量平衡分析方法是油田節(jié)能降耗評(píng)價(jià)的一種基本方法[3，4]。以遼河油田某
石油化工應(yīng)用 2018年6期2018-07-19
- 黃土塬區(qū)原油集輸管道腐蝕檢測(cè)及剩余壽命預(yù)測(cè)
行狀態(tài)，以XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道為研究對(duì)象，繪制腐蝕開挖檢測(cè)專題圖，開展腐蝕產(chǎn)物特性、邊緣腐蝕狀態(tài)試驗(yàn)研究，預(yù)測(cè)管道剩余壽命。結(jié)果表明：目標(biāo)管道以內(nèi)腐蝕為主，腐蝕點(diǎn)沿內(nèi)壁隨機(jī)分布，腐蝕速度級(jí)別為“重”，腐蝕程度級(jí)別為“嚴(yán)重”；腐蝕類型為Cl+O2+CO2+H2O環(huán)境下的垢下腐蝕，以溶解氧、CO2腐蝕為主，Cl－腐蝕為輔；腐蝕原因?yàn)榻橘|(zhì)含水率較高，流速偏低，水中含有溶解氧和CO2，且Cl－含量過(guò)高；目標(biāo)管道最大剩余壽命為3．52年，平均剩余壽
中國(guó)特種設(shè)備安全 2017年11期2017-12-14
- 大慶外圍低滲透油田集輸系統(tǒng)優(yōu)化
附近有剩余能力的轉(zhuǎn)油站或脫水站，實(shí)現(xiàn)新開發(fā)區(qū)塊不建處理站或轉(zhuǎn)油站，從而簡(jiǎn)化工藝流程，降低基建投資和管理費(fèi)用。1 低滲透油田集輸工藝設(shè)計(jì)基礎(chǔ)為解決工程一次性投資大和運(yùn)行能耗高的問(wèn)題，響應(yīng)中石油股份公司提出的提高井口回壓(控制在1.3 MPa)，簡(jiǎn)化工藝流程，控制工程一次性投資和降低噸油成本的要求，結(jié)合大慶外圍油田開發(fā)布井方案，確定了兩種工藝方案進(jìn)行優(yōu)選。1.1 單管電熱集油流程油氣混輸工藝根據(jù)開發(fā)布井方案，油田北部區(qū)塊新建油井244口，布置轉(zhuǎn)油站1座(轉(zhuǎn)油站
復(fù)雜油氣藏 2017年1期2017-09-15
- 加熱爐熱效率分析及改進(jìn)措施
470和喇230轉(zhuǎn)油站天然氣脫水效果不好，燃?xì)夂扛遊3]。喇470轉(zhuǎn)油站達(dá)到2167mg/m3，喇230轉(zhuǎn)油站達(dá)到2451mg/m3，易導(dǎo)致加熱爐熄火，燃燒效果不好。5）燃燒器控制效率低。自動(dòng)燃燒器給轉(zhuǎn)油站加熱爐的溫度調(diào)控帶來(lái)了安全和便利，促進(jìn)了加熱爐管理水平的提高，但是自動(dòng)燃燒器在安裝調(diào)試的過(guò)程中都是按照50℃、55℃、60℃三個(gè)檔位進(jìn)行溫控，而且沒(méi)有進(jìn)行煙囪排煙溫度的檢測(cè)，無(wú)法確定加熱爐最佳運(yùn)行狀態(tài)下的自動(dòng)調(diào)節(jié)。6）燃燒器故障率高。冬季氣溫較低，加
石油石化節(jié)能 2017年7期2017-08-09
- 轉(zhuǎn)油放水站控制系統(tǒng)分析與設(shè)計(jì)
163517)轉(zhuǎn)油放水站控制系統(tǒng)分析與設(shè)計(jì)庫(kù)雪坤(大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠規(guī)劃設(shè)計(jì)研究所公用工程室，黑龍江 大慶 163517)本文介紹了轉(zhuǎn)油站的工藝流程，并對(duì)自動(dòng)控制系統(tǒng)進(jìn)行了分析，與現(xiàn)有的油田轉(zhuǎn)油站工藝流程結(jié)合在一起，研究并設(shè)計(jì)了通過(guò)可編程序控制器（PLC）實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)油站自動(dòng)控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)油站的安全生產(chǎn)。轉(zhuǎn)油站；PLC；自動(dòng)控制油田工藝在油田生產(chǎn)過(guò)程中占據(jù)主要地位，而其中轉(zhuǎn)油脫水的過(guò)程是油田工藝的核心內(nèi)容，它需要將集油閥組間的來(lái)油通過(guò)三相分離器進(jìn)行
化工管理 2017年9期2017-03-05
- 探究轉(zhuǎn)油站安全模式的強(qiáng)化措施
63000)探究轉(zhuǎn)油站安全模式的強(qiáng)化措施祖鳳山(大慶油田創(chuàng)業(yè)集團(tuán)華誼建筑安裝工程公司，黑龍江大慶 163000)轉(zhuǎn)油站作為油氣集輸站的重要組成之一，在使用前及后期的維修中應(yīng)當(dāng)做好嚴(yán)密的技術(shù)準(zhǔn)備工作，制定詳細(xì)的運(yùn)行方案，并嚴(yán)格按照規(guī)定進(jìn)行流程操作，保證油田集輸?shù)陌踩M(jìn)行。本文從轉(zhuǎn)油站的安全現(xiàn)狀入手，闡述了當(dāng)前轉(zhuǎn)油站的安全隱患，分析了隱患存在的原因并提出了轉(zhuǎn)油站安全管理的相關(guān)建議。轉(zhuǎn)油站：安全管理；強(qiáng)化措施轉(zhuǎn)油站是指把多座計(jì)量站的來(lái)油進(jìn)行集中，進(jìn)而開展油氣分離
化工管理 2017年5期2017-03-05
- 轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗分析及優(yōu)化運(yùn)行
0×104m3，轉(zhuǎn)油站耗氣6067×104m3（29座轉(zhuǎn)油站，未含葡三聯(lián)轉(zhuǎn)、敖聯(lián)轉(zhuǎn)），卸油站耗氣64×104m3，其他耗氣13×104m3；集輸系統(tǒng)共耗電3951×104kWh，其中：脫水聯(lián)合站耗電673×104kWh，轉(zhuǎn)油站耗電3039×104kWh，其他耗電239×104kWh。轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)耗氣、耗電均占整個(gè)集輸系統(tǒng)的80%左右，而摻水系統(tǒng)又是轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)的耗能大戶。采油七廠所轄油田屬于高寒地區(qū)低產(chǎn)低滲透油田，集輸系統(tǒng)通常采用環(huán)狀摻水流程，由于受氣溫低、凝
石油石化節(jié)能 2017年12期2017-02-05
- 轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)“低溫集+高溫輸”運(yùn)行方式探討
公司第五采油廠）轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)“低溫集+高溫輸”運(yùn)行方式探討馮成寶（大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠）低溫集油技術(shù)經(jīng)過(guò)多年的研究與應(yīng)用，在集輸系統(tǒng)中取得了明顯的節(jié)能降耗效果。但持續(xù)低溫運(yùn)行給污水處理帶來(lái)了不利影響。為了保證污水處理效果，滿足“高溫”來(lái)液的需求，優(yōu)化轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)運(yùn)行模式，提出并實(shí)施“低溫集輸+高溫外輸”的新模式，節(jié)氣率達(dá)到13%以上，在滿足生產(chǎn)運(yùn)行“溫度”要求的前提下，達(dá)到節(jié)氣降耗、降本增效的目的。轉(zhuǎn)油站；低溫集；高溫輸某廠天然氣產(chǎn)出主要為伴生氣。油
石油石化節(jié)能 2016年7期2016-11-16
- 集輸系統(tǒng)控制天然氣消耗的措施應(yīng)用
在油井、計(jì)量間、轉(zhuǎn)油站、脫水站等單元采取能耗控制措施，減少低效、無(wú)效消耗，單井耗氣量持續(xù)降低，為全面控制耗氣上升幅度提供了保障。集輸系統(tǒng)；過(guò)程控制；天然氣；措施1 現(xiàn)狀及問(wèn)題原油集輸系統(tǒng)包括轉(zhuǎn)油站、脫水站2大系統(tǒng)，轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)包括油井、計(jì)量間、轉(zhuǎn)油站3個(gè)主要單元。各功能單元的核心作用是為油井采出液正常集輸、處理提供必要的水力、熱力條件，并保證設(shè)備安全運(yùn)行。轉(zhuǎn)油站集輸液主要由外輸液量、摻水量（包括單井摻水量、計(jì)量間采暖量、轉(zhuǎn)油站采暖水量）2部分構(gòu)成；脫水站集輸
石油石化節(jié)能 2016年5期2016-09-07
- 大慶薩中油田低溫集輸工藝分析
理系統(tǒng)為計(jì)量間、轉(zhuǎn)油站、脫水站三級(jí)處理工藝流程。計(jì)量間設(shè)有玻璃管計(jì)量分離器或流量計(jì)量油方式；轉(zhuǎn)油站具有氣液分離，緩沖沉降，摻水、熱洗水加熱增壓，含水油增壓外輸，濕氣自壓外輸?shù)裙δ?；脫水站采用二段原油脫水工藝，即一段游離水沉降分離和二段電脫水工藝[1]。原油集輸系統(tǒng)工藝采用雙管摻水流程、串接流程、環(huán)狀流程3種方式，其中在中區(qū)東部3次加密井產(chǎn)能建設(shè)中，站外集油系統(tǒng)采用串接流程和環(huán)狀流程相結(jié)合的集油工藝，其他均采用雙管摻水流程。2 低溫、常溫集輸2.1低溫集輸階
石油石化節(jié)能 2016年3期2016-09-06
- 轉(zhuǎn)油站整體改造中平面布局的差異及決定因素
）杏北油田共建設(shè)轉(zhuǎn)油（放水）站 51座，其中，連續(xù)運(yùn)行20年以上的轉(zhuǎn)油站23座，占站場(chǎng)總數(shù)的44.2%。部分老式轉(zhuǎn)油站生產(chǎn)廠房為老式大板結(jié)構(gòu)，工藝管網(wǎng)、生產(chǎn)廠房長(zhǎng)期以來(lái)未進(jìn)行過(guò)系統(tǒng)性更新，設(shè)備設(shè)施老化現(xiàn)象嚴(yán)重，給生產(chǎn)管理帶來(lái)一定的安全隱患。近年來(lái)，針對(duì)轉(zhuǎn)油站存在的這類問(wèn)題，對(duì)重點(diǎn)腐蝕老化的大板結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)油站逐一進(jìn)行了整體性改造。根據(jù)改造方式不同，已建轉(zhuǎn)油站改造可分為原址新建和異地新建。對(duì)于原址新建的改造方式，由于站內(nèi)建筑及工藝管網(wǎng)均更新，因此，轉(zhuǎn)油站平面布局需
油氣與新能源 2015年3期2015-12-16
- 純油區(qū)轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)能效對(duì)標(biāo)管理方法研究
采油廠）?純油區(qū)轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)能效對(duì)標(biāo)管理方法研究賀亮（大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠）隨著某廠低溫集油的深入開展，三次采油規(guī)模的增加，轉(zhuǎn)油站集輸耗氣量呈加速上升趨勢(shì)，純油區(qū)12個(gè)轉(zhuǎn)油站情況類似，但能耗差異較大。通過(guò)對(duì)純油區(qū)A轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗的分析，建立A轉(zhuǎn)油站能效對(duì)標(biāo)體系；依據(jù)對(duì)能耗設(shè)備及轉(zhuǎn)油站綜合能耗的測(cè)試，確定轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗標(biāo)桿值，并與實(shí)際能耗測(cè)試進(jìn)行對(duì)比，找出降低能耗的有效途徑，在純油區(qū)其他轉(zhuǎn)油站進(jìn)行推廣應(yīng)用。通過(guò)開展能效對(duì)標(biāo)活動(dòng)，實(shí)現(xiàn)精細(xì)化管理
石油石化節(jié)能 2015年9期2015-11-02
- “一站兩制”集輸方式在轉(zhuǎn)油站節(jié)能降耗中的應(yīng)用
氣從構(gòu)成上可分為轉(zhuǎn)油站集輸耗氣和聯(lián)合站集輸耗氣，其中轉(zhuǎn)油站集輸耗氣占總集輸耗氣80%左右，聯(lián)合站占近20%，因此，轉(zhuǎn)油站集輸耗氣占總耗氣近70%。隨著水驅(qū)擴(kuò)邊開發(fā)的不斷深入，耗氣呈上升趨勢(shì)，節(jié)氣形勢(shì)較為嚴(yán)峻。從整個(gè)耗氣系統(tǒng)看，轉(zhuǎn)油站集輸耗氣所占比例最高，是節(jié)氣挖潛的主要對(duì)象。近些年，通過(guò)持續(xù)執(zhí)行低溫集輸、常溫集輸?shù)冗\(yùn)行方式，高產(chǎn)液、高含水油井均實(shí)施了季節(jié)停摻水、全年停摻水，同時(shí)計(jì)量間取消采暖管線，節(jié)氣效果顯著。而目前新開發(fā)的擴(kuò)邊產(chǎn)能中新建的油井，由于集輸半
石油石化節(jié)能 2015年6期2015-08-07
- 控制集輸系統(tǒng)耗氣新模式的應(yīng)用
3）集輸系統(tǒng)包括轉(zhuǎn)油站、脫水站兩大系統(tǒng)。某廠轉(zhuǎn)油站外輸液量為3064.7×104m3，摻水量為1845.3×104m3，占總集輸液量的37.58%。由于外輸液量、外輸油量及污水外輸量是不可調(diào)整量，要降低集輸總液量，只能控制摻水量，降低轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)循環(huán)量。1 能耗構(gòu)成分析轉(zhuǎn)油站集輸液主要由外輸液量、摻水量?jī)纱蟛糠謽?gòu)成；聯(lián)合站集輸液主要由外輸凈化油量、沉降崗?fù)廨斨廖鬯幚碚舅績(jī)纱蟛糠纸M成。對(duì)集輸系統(tǒng)能耗構(gòu)成進(jìn)行分析，總能耗方面轉(zhuǎn)油站占88.14%，其中耗氣占9
化工管理 2015年24期2015-03-28
- 超聲波技術(shù)在加熱爐防垢中的應(yīng)用
后在薩南油田9座轉(zhuǎn)油站32臺(tái)加熱爐上完成了超聲波防垢技術(shù)的推廣應(yīng)用，取得了明顯的經(jīng)濟(jì)效益。從近5年加熱爐大修數(shù)據(jù)對(duì)比看出，在應(yīng)用超聲波防垢技術(shù)后，實(shí)現(xiàn)加熱爐大修率平均降低6%。應(yīng)用該項(xiàng)技術(shù)的94臺(tái)加熱爐，每年減少大修6.64臺(tái)次。安裝超聲波防垢裝置后加熱爐熱效率平均降低8.32%，節(jié)氣率達(dá)到了9.9%，按大慶油田采油二廠平均每站日耗氣4 000 m3計(jì)算，29座轉(zhuǎn)油站年節(jié)氣419×104m3，年節(jié)約改造投資約199萬(wàn)元。薩南油田；超聲波防垢；加熱爐；節(jié)氣；
油氣田地面工程 2015年4期2015-02-16
- 轉(zhuǎn)油（放水）站優(yōu)化改造的思路及認(rèn)識(shí)
油田工程有限公司轉(zhuǎn)油（放水）站優(yōu)化改造的思路及認(rèn)識(shí)寇秋渙大慶油田工程有限公司喇嘛甸油田在不同開發(fā)時(shí)期建成了不同規(guī)模、性質(zhì)的轉(zhuǎn)油（放水）站，在特高含水開發(fā)后期，站庫(kù)出現(xiàn)水聚驅(qū)負(fù)荷不均、布局不合理、設(shè)施老化及能耗高等問(wèn)題。通過(guò)區(qū)域優(yōu)化與更新改造相結(jié)合，在產(chǎn)能建設(shè)和老區(qū)改造中實(shí)施剩余能力挖潛、區(qū)域優(yōu)化調(diào)整、技術(shù)整合、功能轉(zhuǎn)換、升級(jí)改造等一系列優(yōu)化措施，適時(shí)更新了老化的轉(zhuǎn)油（放水）站，有效控制了建站數(shù)量和規(guī)模，提高了分離轉(zhuǎn)液系統(tǒng)負(fù)荷率，降低了生產(chǎn)能耗及運(yùn)行成本。轉(zhuǎn)
油氣田地面工程 2015年6期2015-02-10
- 原油流動(dòng)改進(jìn)劑在稠油井區(qū)的應(yīng)用試驗(yàn)
率35.98%；轉(zhuǎn)油站集輸自耗氣下降21.02×103m3，下降幅度為61.35%。泌304井區(qū)；原油流動(dòng)改進(jìn)劑；單井加藥濃度；生產(chǎn)曲線；現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)河南油田南部陡坡帶泌304井區(qū)共有24口油井，原油密度0.8658～0.962g/cm3，地面原油黏度(70℃)10.45～173.59mPa·s，凝固點(diǎn)16～44℃，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量16.17%～34.18%，含蠟13.67%～38.44%，屬高含蠟、高凝固點(diǎn)稠油。該稠油區(qū)塊油井主要采取加清防蠟劑的措施以延長(zhǎng)熱洗
油氣田地面工程 2015年3期2015-02-08
- 天然氣處理廠氮風(fēng)驅(qū)液工藝應(yīng)用效果評(píng)析
三個(gè)處理廠的機(jī)泵轉(zhuǎn)油工藝。1 氮風(fēng)驅(qū)液工藝簡(jiǎn)介氮風(fēng)驅(qū)液是指在地埋罐的頂部設(shè)計(jì)氮?dú)饨尤肓鞒蹋庠磥?lái)自氮?dú)夤芫W(wǎng)），并設(shè)計(jì)了放空閥和呼吸閥等安全附件，當(dāng)?shù)芈窆抟何贿_(dá)到70 %時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)打開氮?dú)膺M(jìn)口閥門，關(guān)閉呼吸閥前截?cái)嚅y，打開污油出口閥；當(dāng)油罐液位降至20 %時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)關(guān)閉氮?dú)膺M(jìn)口閥，待壓力降至0.1 MPa 左右時(shí)，關(guān)閉放空閥，打開呼吸閥前截?cái)嚅y。轉(zhuǎn)油罐出來(lái)的污油進(jìn)入污油儲(chǔ)罐，由污油裝車泵外運(yùn)。除甲醇預(yù)處理地埋罐轉(zhuǎn)油罐采用了氮風(fēng)驅(qū)液工藝外，蘇里格第四天然氣處理廠的
石油化工應(yīng)用 2014年3期2014-12-24
- 轉(zhuǎn)油站能耗評(píng)價(jià)及節(jié)能措施研究
共有聯(lián)合站7座、轉(zhuǎn)油（放水）站47座。油氣集輸系統(tǒng)分離轉(zhuǎn)液能力46.9×104m3/d，運(yùn)行負(fù)荷率76.6%，游離水脫除能力29.9×104m3/d，運(yùn)行負(fù)荷率73.9%，電脫水能力3.4×104t/d，運(yùn)行負(fù)荷率48.8%。2013年，集輸系統(tǒng)耗電0.89×108kWh，占地面系統(tǒng)耗電的11.19%，輸液?jiǎn)魏臑?.04 kWh/t，低于公司1.5 kWh/t的技術(shù)管理指標(biāo)。從能耗情況來(lái)看，集輸系統(tǒng)能耗主要是轉(zhuǎn)油站和脫水站，轉(zhuǎn)油站能耗占集輸系統(tǒng)能耗的91.
石油石化節(jié)能 2014年11期2014-08-13
- 轉(zhuǎn)油站能耗綜合評(píng)價(jià)方法研究
節(jié)能的基礎(chǔ)上，對(duì)轉(zhuǎn)油站能耗進(jìn)行用能綜合分析，挖掘節(jié)能潛力，提出節(jié)能改造措施，進(jìn)一步降低轉(zhuǎn)油站能耗。1 轉(zhuǎn)油站能耗現(xiàn)狀某轉(zhuǎn)油站設(shè)計(jì)規(guī)模為7000 m3/d，目前外輸6545 m3/d，負(fù)荷率93.5%，下轄6 座計(jì)量間共79 口井（抽油機(jī)井35 口，螺桿泵井37 口，電泵井7口），平均回壓0.37 MPa，平均摻水匯管溫度為50.0 ℃。轉(zhuǎn)油站能耗集中表現(xiàn)在熱耗和電耗兩方面[1]。熱耗主要分布在轉(zhuǎn)油站摻水加熱、洗井加熱及外輸加熱等環(huán)節(jié)[2]。電耗主要分布在轉(zhuǎn)
石油石化節(jié)能 2014年11期2014-08-07
- 聚喇360轉(zhuǎn)油放水站節(jié)能降耗研究
油廠）聚喇360轉(zhuǎn)油放水站節(jié)能降耗研究張延秀（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）聚喇360轉(zhuǎn)油放水站是喇嘛甸油田北東塊聚合物驅(qū)產(chǎn)能站，設(shè)計(jì)轉(zhuǎn)油能力1.4×104m3/d，實(shí)際轉(zhuǎn)油1.05×104m3/d，每天運(yùn)行2臺(tái)74 kW電動(dòng)機(jī)，年耗電69×104kWh。通過(guò)簡(jiǎn)單的工藝改造和加裝計(jì)量?jī)x表即可實(shí)現(xiàn)來(lái)液的自壓外輸，工藝運(yùn)行過(guò)程安全可靠，年節(jié)約用電69×104kWh，達(dá)到節(jié)能降耗的目的。自壓流程 工藝改造 節(jié)能降耗聚喇360轉(zhuǎn)油放水站是喇嘛甸油田北東塊聚合物驅(qū)
石油石化節(jié)能 2014年5期2014-03-29
- 聯(lián)合站集輸系統(tǒng)能耗計(jì)算方法研究及應(yīng)用
析，發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)中的轉(zhuǎn)油站熱能利用率和電能利用率都不高，是用能的薄弱環(huán)節(jié)，系統(tǒng)能耗計(jì)算方法為實(shí)現(xiàn)集輸系統(tǒng)“優(yōu)質(zhì)、低耗”改造提供了理論依據(jù)。集輸系統(tǒng) 黑箱模型 灰箱模型 系統(tǒng)效率 節(jié)能降耗我國(guó)東部老油田經(jīng)過(guò)幾十年的開發(fā)，地面各生產(chǎn)系統(tǒng)的負(fù)荷率普遍下降，運(yùn)行效率降低，系統(tǒng)能耗升高。研究油氣集輸系統(tǒng)能量分布狀況，優(yōu)化和利用現(xiàn)有集輸系統(tǒng)，將為油田節(jié)能降耗提供科學(xué)的依據(jù)。油氣集輸能耗一般占原油生產(chǎn)總能耗的30%～40%，所消耗的熱能和電能是油田節(jié)能的重點(diǎn)對(duì)象。聯(lián)合站、轉(zhuǎn)
石油石化節(jié)能 2014年5期2014-03-29
- 三合一裝置在轉(zhuǎn)油站油氣分離工藝中的應(yīng)用
計(jì)院三合一裝置在轉(zhuǎn)油站油氣分離工藝中的應(yīng)用陳巍芳大慶油田設(shè)計(jì)院隨著油田的發(fā)展，聚合物驅(qū)油及三元液驅(qū)油技術(shù)的普遍采用，對(duì)油氣集輸中各設(shè)備的處理能力提出了新的要求。在這種情況下，提高轉(zhuǎn)油站的油、氣、水的分離質(zhì)量顯得尤為重要。提高轉(zhuǎn)油站油、氣、水的分離質(zhì)量不但可以提高聯(lián)合站脫水設(shè)備的處理效率，也有利于緩解后續(xù)處理壓力，主要表現(xiàn)在降低加熱爐的工作負(fù)荷和減輕水處理系統(tǒng)壓力等方面。油氣集輸；三合一裝置；油氣分離系統(tǒng)；工藝大慶油田的油氣集輸系統(tǒng)普遍采用計(jì)量站、轉(zhuǎn)油站、聯(lián)
油氣田地面工程 2014年10期2014-03-22
- 喇嘛甸油田轉(zhuǎn)油站布局優(yōu)化
油三廠喇嘛甸油田轉(zhuǎn)油站布局優(yōu)化王群大慶油田采油三廠喇嘛甸油田隨著開發(fā)的深入，采出液性質(zhì)發(fā)生變化，迫使工藝流程及配套技術(shù)做出相應(yīng)調(diào)整，同時(shí)轉(zhuǎn)油站的平面布局也發(fā)生了較大變化，導(dǎo)致老區(qū)油田站庫(kù)出現(xiàn)現(xiàn)有工藝管線走向復(fù)雜、站庫(kù)占地面積大等問(wèn)題。為充分利用占地面積，提高土地利用系數(shù)，將站庫(kù)的平面布局重新進(jìn)行區(qū)塊劃分，即劃分為容器區(qū)、加熱爐區(qū)、泵房區(qū)、生產(chǎn)輔助區(qū)，從而確定整個(gè)轉(zhuǎn)油站的標(biāo)準(zhǔn)平面布局，滿足油田未來(lái)5～10年的發(fā)展需求。轉(zhuǎn)油站；布局；工藝流程；優(yōu)化喇嘛甸油田隨
油氣田地面工程 2014年10期2014-03-22
- 東18井區(qū)環(huán)狀電加熱集油工藝優(yōu)化
流程，該流程存在轉(zhuǎn)油站負(fù)荷偏低，運(yùn)行成本較高等問(wèn)題。考慮將其改為單管環(huán)狀摻水集油工藝，停運(yùn)東18轉(zhuǎn)油站，以降低運(yùn)行維護(hù)成本。為降低投資，將充分依托東16轉(zhuǎn)油站已建系統(tǒng)負(fù)荷。通過(guò)地面系統(tǒng)“關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)”優(yōu)化改造，可達(dá)到減員增效、降低運(yùn)行成本、提高系統(tǒng)負(fù)荷率的效果。環(huán)狀電加熱；環(huán)狀摻水；集油工藝；優(yōu)化東18站建于1997年，距已建東16轉(zhuǎn)油站僅3km，由于當(dāng)時(shí)集輸系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)較保守，東18井區(qū)采用獨(dú)立建站的方式，集輸系統(tǒng)應(yīng)用單管環(huán)狀電加熱集油流程。目前東18
油氣田地面工程 2014年4期2014-03-09
- 降低轉(zhuǎn)油站能耗淺析
果。1 工藝流程轉(zhuǎn)油站采用分離緩沖游離水脫除器進(jìn)行氣、油、水分離，分離后的油經(jīng)過(guò)輸油泵加壓以及計(jì)量后輸至杏四聯(lián)合站，游離水放出作為本站供熱用污水，即供站外系統(tǒng)油井摻水和熱洗供水，分離出的伴生氣計(jì)量后自壓至杏四聯(lián)合站。站內(nèi)燃料氣為聯(lián)合站返輸干氣，當(dāng)干氣不能保證時(shí)也可燒本站自產(chǎn)濕氣。1）油系統(tǒng)：計(jì)量間來(lái)液閥組→調(diào)油閥→游離水脫除器→外輸泵→流量計(jì)→外輸杏四聯(lián)合站。2）天然氣系統(tǒng)：游離水脫除器→除油器→天然氣計(jì)量→（加熱爐、外輸X聯(lián)合站）。3）摻水系統(tǒng)：游離水脫
石油石化節(jié)能 2014年1期2014-01-25
- 加熱爐與輸油泵系統(tǒng)效率低原因分析及治理技術(shù)
井產(chǎn)量的遞減，各轉(zhuǎn)油站、脫水站外輸負(fù)荷率下降明顯，平均外輸負(fù)荷率為39.87%，且均已采用變頻調(diào)速技術(shù)。在測(cè)試過(guò)程中，泵的流量、壓力轉(zhuǎn)速不穩(wěn)定，導(dǎo)致整個(gè)機(jī)泵效率偏低，只有在泵加速運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)功率因素才能達(dá)標(biāo)。截至2012年，共建轉(zhuǎn)油站51座，其中管轄井?dāng)?shù)少于100口的有11座，占總數(shù)的21.57%；產(chǎn)液量低于3000m3/d的有26座，占總數(shù)的50.98%，油氣分離負(fù)荷率低于50%的有11座。3 提高系統(tǒng)效率措施3.1 提高加熱爐系統(tǒng)效率充分利用目前在用的加熱爐
石油石化節(jié)能 2014年4期2014-01-25
- 加熱爐應(yīng)用超聲波除垢防垢技術(shù)效果分析
012年在TN2轉(zhuǎn)油站應(yīng)用了超聲波除垢防垢技術(shù)，該技術(shù)能夠阻止加熱爐流體中的溶鹽沉積產(chǎn)生管垢，同時(shí)還能夠使已生成的管垢逐漸溶解，實(shí)現(xiàn)清除已有水垢的目的，提高了加熱爐的整體效率，降低加熱爐在運(yùn)行過(guò)程中存在的安全隱患，起到了除垢、防垢、高效換熱、環(huán)保節(jié)能的作用。1 除垢防垢原理及應(yīng)用1.1 原理1）除垢機(jī)理：超聲波的聲波作用于液體中時(shí)，液體內(nèi)形成許多微小的氣泡，形成“空化效應(yīng)”，氣泡的破裂會(huì)產(chǎn)生能量極大的沖擊波，影響碳化沉積物內(nèi)部之間的牢固性，破壞了碳化沉積物
石油石化節(jié)能 2014年1期2014-01-25
- 杏北油田集輸系統(tǒng)節(jié)電潛力分析
進(jìn)行分析。2.1轉(zhuǎn)油站摻水泵能耗分析全廠 50座轉(zhuǎn)油站摻水泵運(yùn)行情況，通過(guò)對(duì)各站設(shè)備的單耗、負(fù)荷率和節(jié)能技術(shù)應(yīng)用情況等幾方面進(jìn)行分類統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)果如下：1）應(yīng)用變頻調(diào)速裝置的摻水泵平均單耗較低（1.02kWh/m3）。 目 前 ， 全 廠 50 座 轉(zhuǎn) 油 站 有 21 座 轉(zhuǎn)油站摻水系統(tǒng)安裝變頻調(diào)速裝置 （有14座轉(zhuǎn)油站的摻水變頻調(diào)速裝置運(yùn)行，7臺(tái)調(diào)速設(shè)備停運(yùn)）。從圖1可以看出，C、D、H轉(zhuǎn)油站雖然安裝調(diào)速裝置，但是摻水單耗仍高于平均值，分析原因是：由于
石油石化節(jié)能 2013年8期2013-05-05
- 油田輸油系統(tǒng)節(jié)能降耗措施
區(qū)塊的影響，導(dǎo)致轉(zhuǎn)油站負(fù)荷量不均勻，影響輸油系統(tǒng)運(yùn)行效率，使輸油系統(tǒng)的能耗量不斷增加。為了達(dá)到節(jié)能降耗的目的，大慶油田第二采油廠通過(guò)對(duì)中轉(zhuǎn)站系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整，簡(jiǎn)化地面工藝流程，提高輸油系統(tǒng)的負(fù)荷率，并以高效泵代替低效泵，以小泵代替大泵，利用變頻調(diào)速裝置提高輸油泵的運(yùn)行效率，達(dá)到節(jié)電的效果。對(duì)高含水的油井進(jìn)行常溫輸送，對(duì)加熱爐更換高效燃燒器，降低集輸自耗氣，達(dá)到節(jié)約天然氣的目的。輸油系統(tǒng)節(jié)能措施的應(yīng)用為油田后期開采提供了有利的保證。輸油系統(tǒng) 節(jié)能降耗 輸油泵
石油石化節(jié)能 2012年6期2012-11-16
- 喇601轉(zhuǎn)油站節(jié)能潛力分析及對(duì)策
采油廠）喇601轉(zhuǎn)油站節(jié)能潛力分析及對(duì)策朱艷華（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）喇嘛甸油田已經(jīng)進(jìn)入高含水開采后期，為降低轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)能耗，以喇601轉(zhuǎn)油站節(jié)能挖潛為切入點(diǎn)，以調(diào)查研究和節(jié)能監(jiān)測(cè)為手段，開展節(jié)能示范站的研究工作。對(duì)轉(zhuǎn)油站工藝流程、機(jī)泵及加熱爐運(yùn)行情況和節(jié)能計(jì)量設(shè)備完備情況進(jìn)行詳細(xì)分析，按照系統(tǒng)節(jié)能的理念制定改造措施，對(duì)轉(zhuǎn)油站各系統(tǒng)耗能點(diǎn)進(jìn)行整體優(yōu)化控制。綜合應(yīng)用成熟技術(shù)，合理匹配機(jī)泵、加熱爐、變壓器、照明等設(shè)備的各項(xiàng)參數(shù)，發(fā)揮技術(shù)和管理優(yōu)勢(shì)，完
石油石化節(jié)能 2012年1期2012-11-15
- 燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組在轉(zhuǎn)油站的應(yīng)用
本概況聚南4-7轉(zhuǎn)油站用電量7 500 kW·h/d左右；天然氣外輸量30 000 m3/d，自耗氣量8 000 m3/d。機(jī)泵運(yùn)行情況見(jiàn)表1。聚南4-2轉(zhuǎn)油站用電量6 000 kW·h/d左右；天然氣外輸量30 000 m3/d，自耗氣量8 000 m3/d。機(jī)泵運(yùn)行情況見(jiàn)表2。表1 聚南4-7轉(zhuǎn)油站機(jī)泵運(yùn)行情況表2 聚南4-2轉(zhuǎn)油站機(jī)泵運(yùn)行情況2 技術(shù)方案2.1 負(fù)載情況聚南4-7轉(zhuǎn)油站總裝機(jī)功率為783 kW，常用額定功率為532 kW，實(shí)際功率（按
油氣田地面工程 2011年11期2011-02-07