集输系统联合站效率及能耗测试与分析

1．高二联合站集输工艺流程 牛心坨油田有转油站7座，高二联合站1座。高二联合站共有外输泵3台，注水泵5台，污水提升泵2台，污水过滤泵2台，外输炉1台，预热炉1台。高二联合站集输工艺流程如图1所示。     

混输泵油气密闭混输

胜利油田临盘采油厂油气集输系统除唐庄油田这一小油田有一接转站外,其他几个大油田如临盘油田、商河油田和临南油田均实现了单井进站、集中计量、油气混输的“两级布站”密闭工艺流程,集输半径最长达11.5km。集输系统末端的几座拉油站,随着内部挖潜及滚动开发的不     

新型溶垢解堵技术在西部油田某转油站外输管线的应用效果研究

西部油田某转油站外输管线及阀组管线材质为20#钢,规格为Φ219 mm×6.5 mm,针对油站外输管线腐蚀、结垢严重及无法通球的问题,开发了新型缓蚀阻垢剂.用SEM-EDS、红外光谱以及XRD等检测方法分析了垢样的组成及含量,用静态失重法评价了缓蚀阻垢剂的缓蚀性能,用阻垢性能试验评价了缓蚀阻垢剂对现场所取垢样的阻垢率,...     

管道泄漏报警定位技术实际应用研究

目前管道泄漏报警定位技术已经在某油田实施。该油田情况：联合站10座．转油站65座，计量站35座，拉油站26座，增压站15座．加热站3座；连接这些站间各类管线共853km。众所周知，石油天然气的的危险性和污染性．该项技术的应用有效的减少了原油泄漏、环境污染、停输甚至停产等严重后果。     

胜坨油田钢质集输管线失效原因的调查分析

在老油田的开发过程中,油田集输管线受输液介质的腐蚀和磨损,有效使用寿命越来越短。对油田集输管线使用状况的正确认识及对造成集输管线失效内在原因的分析和研究,是制定油田集输管网更新改造计划的基本依据。对胜坨油田１５９ｍｍ以上的１９９条集输管线运行状况进行调查分析表明,集输管线寿命与输液介质流速有关。管线内腐蚀是造成管线失效的主要原因;钢质管线材质不适应目前的管线输液介质环境是造成管线失效的内在原因;管网结构不适应流量增长的需要是造成管线失效的最根本原因。胜坨油田的管网改造要改变管线更新改造的设计思路,调整管网结构,并结合胜坨油田的输液介质环境,试用不同材质的管线。     

我国第一条φ219mm高凝油长输管线一次投产成功

1986年9月15日,我国第一条高凝油长输管线胜利投产了,这条管线的建成投产标志着辽河局的原油集输技术跨入了新领域。这条管线全长51.4km,起点是沈阳油田胜一转油站,终点是牛居油田牛一联合站,在首站和末站之间设一座中间加热站和阴极保护站。沈牛管线采用小φ219×6mm 日本工字焊直缝钢管,管线设计年输油能力85万 t,日输量2300t,最人工作压力6.4MPa,起点油温85℃,中间站加一次温,到末站的油温不低于56℃。该管线经过地区的地形、地貌比较复杂,有10km 沿着油田新铺的公路敷设,有25km 通过水田沼泽地,其余在旱田和荒地敷设;穿越     

高升油田张一块原油外输系统工程建成投产

辽河石油勘探局产能建设主力区块张一块原油外输系统工程经过4个月紧张建设,于元月20日14时15分一次投产成功。这是继海外河油田临时外输工程投产后基建战线传来的又一喜讯。至此,张一块结束了罐车拉油的生产局面,所产原油通过高二联临时外输首站、φ219mm管线输入高一联脱水处理后,与高一联外输原油一并进入新建的φ377mm管线输入兴一转油站。张一块外输工程包括临时首站1座,末站1座、中间加热站3座,管线64km及高一联站内     

油气集输干枝管网的优化研究

1．概述我国油田的油气集输系统有三级布站和二级市站两种主要类型。大庆油田采用三级市站，将油井用星形网络连接到计量站，再将计量站用星形网络连接到转油站，最后仍用星形网络将转油站连接到脱水站，形成“计量站——转油站——脱水站”三级布站系统。克拉玛依、南阳等许多油田采用二级布站，即先将油井用星形网络连接到计量站，再将计量站用干技管网联接到处理站，形成“计量站——处理站”二级布站系统。理论上不难证明，一般情况下，干技管网的投资要低于星形管网的投资。油田油气集输干技管网的设计是油田油气集输系统规划设计的一…     

基于层次分析法的转油站系统能效评价体系研究

转油站作为油田地面集输系统的主要耗能环节之一,其能效指标体系的合理构建和评价一直是油田关注的重点。针对三管伴热的集输加热方式,引入层次分析法来构建转油站能效评价指标体系,将转油站系统划分为转油站热力系统、转油站电力系统、站外集油管网三个子系统进行评价。以江苏油田某区块转油站为例,分析不同季节转油站能效系数,根据计算结果可知转油站用能薄弱季节为冬季。依据评价体系分析该季节的基础能耗指标,找出其薄弱指标为站内热力设备效率及站外管网伴热效率。通过改变加热炉工艺参数、伴热热水温度并计算不同参数下的能效系数,确定能效利用率最大时的工艺参数,提高了加热炉及站外管网伴热效率,有效地提升了站场全年的能效利用率,为转油站系统节能改造提供了可靠的理论依据。     

集中注水与分散注水工艺的技术经济比较

集中注水工艺将注水站建在联合或转油站内,站外系统均为高压和网,源水经过配水阀组调节分配后输至注水井口。集中注水工艺中,注水泵排量大,数量少并集中建设,所带井数多。分散注水工艺将水质处理部分建在转油站内,转油站至注配站之间采用低压供水,注配站采用高压注水管线将源水输至注水井口。     

油田脱水转油系统节能降耗途径探讨

脱水转油系统（转油站、联合站）是油田地面工程系统的主要组成部分,担负着油田油气集输、脱水转油、污水处理及回注、输变电和外输计量等任务,需要消耗大量能源,是油田的耗能大户。一般说来,油田脱水转油系统的能耗主要是电能、天然气以及各种药剂的消耗,所以,节能降耗工作必须从节电、节气、节约等3个方面入手。     

冀东油田油气密闭集输系统的技术改造

为了降低油气损耗,增加轻烃产量,简化工艺流程,冀东油田对转油站、联合站内密闭集输工艺流程进行了改造,并采用了液位自控及变频调速平稳榆油技术、高效三相分离器技术、JDY系列原油含水含气分析仪计量技术等配套技术,使全油田油气集输密闭率达100%.文章总结了冀东油田地面工程集输系统密闭改造的成功经验,介绍了转油站、联合站密闭改造前存在问题及改造措施,概括了配套技术的先进性和应用效果,并根据油田实际和发展趋势,提出了几点建议.     

坨二联合站油气密闭处理工艺试运投产总结

坨二联合站是根据胜坨油田调整规划所新建的一座大型现代化油、气，水集中处理站，该站担负胜利采油厂采油三矿五个采油队生产的原油处理及外输任务。     

高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践

在油田开发后期,随着产液量的增加及综合含水率的升高,使得油田集输系统的负荷加大,造成电能和天然气的消耗越来越大。针对这种情况,基于集输系统节能潜力点的分析,以区域性转油站、联合站为重点,进行了系列性节能改造实践。采取的技改措施包括外输泵优化梯次配备、外输变频装置更新及优化运行、加热炉烟道挡板调节技术、加热炉物理除防垢。实施上述措施后,吨液耗电从0.99 kWh/t降至0.97 kWh/t,吨液耗气从0.62 m^3/t降至0.60 m^3/t,大幅提高加热炉燃烧效率,显著降低集输系统的生产成本,确保高含水油田开发的经济性、高效性。     

联合站密闭集输系统自动控制方法探讨

华北岔河集油田自1981年投入开发以来，经1985年和1990年两次测定，油气损耗率由7二8％降至1·96％。近几年，转油站采用变频调速技术后，全部实现了密闭集输。而联合站密闭系统各环节及参数的控制，有的处于半自动或手动状态。结合生产‘运行的实际，通过逐环节的摸索，更新技术，调整控制回路，不仅使联合站全部实现了油气密闭集输与处理，而且基本实现了各环节参数和生产运行的自动控制。1994年再次测定油气损耗率为0．65％。1．密闭生产运行中出现的问题’＃北岔河集油田原联合站密闭集输流程（见图”／生产运行中暴露出的主要问题有：…     

对小断块油田地面建设的探讨

近年来，华北油田新区产能建设多为小断块油田。这些小断块均为低渗透储层；单井产量低，油气比低，油品性质差。在地面建设中如何简化流程，充分利用已建系统的工程设施，最大限度地节省地面建设投资。总结了1993年小断决油田产能建设设计的实践给出了所采取的措施。1、主要措施充分利用已建系统设施，挖掘老区的潜力，减少新建区块的工程量。冀中地区20个断块油田中，只建了4个新站，其中除莫31断块建了1座转油站，原油管输外，高30断块联合站，榆29，西柳10断块分别建1座供热拉油站，原油均为汽车拉运。有7个断块，都没有建计量站，单井…     

采油生产的枢纽联合站

正凡是到过油田生产现场的人,都会见过星罗棋布的油水井、计量间、注水站、转油站和规模宏大的联合站,埋入地下的管网把井与站连接在一起,构成了油田生产的集输系统。每个采油作业区都建有一座或者几座联合站,汇集从油层中开采出来的混合流体。所谓联合站,顾名思义是指将混合液中的油、气、水三项介质通过技术手段进行分离、净化处理、最终生产出符合国家质量标准的商品原油、天然气干气、轻烃,对产成品精准计量后输送到储存的罐区或者直接     

海上紧急替挤装置的设计

胜利埕岛油田自 1 994年 1 0月第一条海底管线—埕北 35井组平台登陆管线投产以来 ,已陆续设计投产海底管线 5 0余公里 ,在主体区域卫星平台之间、卫星平台与中心平台之间、中心平台与陆地接转站之间形成了较完整的集输管网系统 ,为胜利浅海石油的大规模开发奠定了坚实基础。海上原油的集输系统为连续生产 ,但管线的计划检修、电源中断、输油量和输油温过低 ,都有可能造成管线的停输。停输后 ,由于油温不断下降 ,粘度不断增加 ,使管线的再启动压力急剧上升。如果超出一定的时间限制即管线允许停输时间 ,将给管线的再启动造成困难 ,甚至使管…     

间歇电加热技术现场试验研究

利用井口电加热器和电热管道可以实现温度和功率调节控制,以满足不同集输工况下的要求。从目前运行分析看,敖南油田敖一转油站取消了掺水、沉降系统,转油站不需要外供气源,减少了供气管线,不但降低了集输油系统建设规模,而且节约了天然气0.6898×104m3/d,一年节约天然气252×104m3。敖南油田对电加热流程采用间歇加热,不但节省能耗,而且节省运行费用,为大庆外围油田节能减排提供了技术和经验。     

特高含水井常年单管不加热集油技术

目前,萨南油田采出液综合含水为86·9%,已进入高含水开发阶段。随着井、站数量的增加,集输系统的总能耗也在上升。油田进入高含水开发期后,集输条件发生了变化,为进一步挖掘集输系统的节能潜力,提高企业经济效益,同时,为了获得特高含水阶段的最优集油方式,并确定合理的技术界限参数,萨南油田开展了特高含水井常年单管不加热集油现场试验,以探索特高含水期集输系统节能降耗的新途径。1·现场试验情况截止2004年底,大庆油田采油二厂已实施降温集油的转油站共34座,降温集油的油井2438口,分别占全厂转油站和油井总数的53·9%和53·2%。目前含水8…