站外集输管道本质安全设计

萨南油田油气集输站外管道危险源多、事故危害大,为了消除安全隐患,提高系统安全基数,必须从设计抓起,在设计时根据相关设计规范及生产经验,通过不断改进,使整个油田站外集输系统本身具有安全性,最终达到本质安全。应选择适合安全生产的各种设备和工艺流程,从源头上使油气集输系统具有完善的安全防护功能。     

浅析油田集输场站的安全管理

油田集输模块是指进行油气水分离的综合性处理场站模块。一般集输模块涉及的设备、管线、工艺较为复杂、压力容器设备繁多。集输运行过程中存在高温、高压、爆炸等危险性较大的风险。因此加强油田集输生产运行的安全管理,建立健全安全制度,创新提高安全技术尤为重要。本文主要探讨分析油田集输模块中场站的安全风险隐患及管控措施,促使油田集输场站能够安全平稳运行。     

油田联合站设备运行远程实时监视系统

联合站作为油田油气集输过程中的重要生产环节,生产过程的检测与监控对其安全平稳运行至关重要.为此研发了一种基于Web实现油田基地对联合站设备运行远程实时监视系统,解决了油田联合站DCS实时数据到油田企业网上的Web同步发布问题,并从系统总体框架、系统模块功能、系统关键技术等方面详细阐述了系统的建设思路.该系统在某油田联合站应用后,达到了基于Web远程实时掌握联合站设备运行动态,及时发现设备运行隐患,确保联合站安全生产运行的目的.     

油田自动化经济效益与系统功能设计

结合国内外油田自动化实践，认为要从油田开发方案优化、油气集输过程优化、生产过程的安全运行等方面实现经济效益。针对油田目前存在的一些问题，指出油田自动化的系统功能的设计要有针对性，解决油田的实际问题。     

油田集输站常见的安全问题及其对策

油田集输站是油田运行过程中非常重要的一个部分,它承担着将油气资源进行分离,并且分别储运的任务,所以说完善对于油田集输站的管理对于油田的安全生产具有很重要的意义。就而就目前国内油田的开采现状来说,集输站的运行是存在很多问题的,其实甚至是已经严重影响到了油田的正常开采,因此解决好这部分问题也成为了我们下一阶段非常重要的工作了。     

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：…     

油田集输站常见的安全问题及其对策

油田集输站的安全问题是油田生产过程中关注的焦点,本文就油田集输站日常运用中常见的安全问题进行分析,并提出具体的对策。     

油田地面集输联合站安全防范对策

对于集输联合站来说,其管道交错纵横,同时压力容器密集性比较突出,其中的油气易燃易爆,稍不注意就容易出现各种各样的事故,导致整个油田地面的集输系统出现中断。本文主要对油田地面接收联合站的安全防范对策进行探讨和分析。     

联合站原油脱水加药自动控制系统应用研究

联合站是油田原油集输和处理的中枢,随着油田开发不断深入,进站原油含水不断上升,各采油井站将生产的原油管输到联合站后,需要同时对原油进行加药脱水处理,合理控制加药量是控制原油脱水和提高药品使用效率的关键。通过对原油脱水过程中各类参数的收集汇总分析,利用分析结果控制加药量,提高原油脱水环节自动化程度．解决人工加药种种不利因素,是未来油田联合站管理的发展趋势。     

油气集输关键装置要害部位实施风险分析的必要性

油田油气集输企业中有许多大型油气生产和储存装置,这些装置在油气集输中都属于关键装置和要害部位。为了确保油气集输生产的安全平稳运行,对油气集输企业中的关键装置和要害部位进行风险分析是十分必要的。     

滚动开发油田油气集输工艺技术研究

根据滚动开发油田的原油生产特点,探索出了适合该油田开发的油气集输工艺,并在濮城油田濮四集中处理站加以实施。通过简化工艺流程,优化分离器、加热炉的内部结构,采用端点加药、磁处理原油脱水器,选用高效节能的离心油泵等措施,使油气集输工艺系统运行平稳、可靠,满足了生产要求,并取得了良好的经济及社会效益。     

中原边际小断块油田油气集输工艺配套技术探索

介绍了中原边际小断块油田开发建设以来几种油气集输工艺配套技术的成功应用，并从节能降耗、工艺合理匹配、提高系统效率等方面阐述了其他适于边际小断块油田油气集输工艺的配套技术。     

姬塬油田多层系开发地面工艺技术研究与应用

姬塬油田是长庆油田多油层复合滚动开发的主要油区,针对地层水不配伍、两种不同层系的油品混合后使输油管道结垢严重的情况,在大型联合站内采用分层集输、分层处理、采出水分层回注的工艺;对多层系开发、结垢量较小的分散区块,采用合层集输防垢防堵工艺。总结了防止多层系原油混合后结垢所采用的工艺流程、技术和设备,优化了地面集输工艺流程,降低了地面建设投资和生产运行费用,提高了油田地面建设水平。     

长庆油田页岩油中心站智能化管控技术研究与应用

长庆油田横跨陕甘宁三省,站场多处于黄土高塬地区,沟壑纵横、梁峁交错,油田站多、线长,生产管理十分困难,各类站场运行管控安全风险点多。长7页岩油采用小井场大平台、立体式水平井、体积压裂准自然能量开发+补充能量的开发方式,地面系统建设结合页岩油全生命周期开发方式,针对大井组、高液量、高气油比的特点,通过持续技术创新、管理创新,以减员增效为目的,创建了“平台+中心站”的页岩油地面智能化管控技术,搭建智能井、智能平台和中心站智能化管控系统,形成了自动操控、无人值守、有人应急的运行模式,构建了新型劳动组织管理架构,使百万吨产量用工人数下降,单位用工成本大幅下降。     

论油气地面工程十二五科技发展方向

总结了中国石油十一五期间油气地面工程在高含水油田、复合驱油田、稠油油田、高产、高压、高酸性气田、低产低压气田、凝析气田、煤层气开发建设,以及优化简化和标准化设计等方面所取得的技术成果。分析了十二五期间地面工程需解决的降投资、降成本、促进本质安全等关键技术问题以及科技发展方向和目标。提出了十二五期间地面工程需重点研究的稠油火驱地面配套技术、酸性气田集输用管、凝析气田简化计量、高含硫高含二氧化碳气田地面工程关键技术、油气混输关键技术与设备等课题,明确了地面工程技术发展方向、关键技术和重点研究内容。     

苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺

随着苏里格气田下古生界气藏的不断开发,现有的集输工艺及场站建设已不能满足生产需要。为此,在综合分析该气田现有上古生界气藏气井的集输工艺和靖边气田下古生界气藏气井的集输工艺的基础上,根据苏里格气田目前完钻井的情况,选择了“小站脱水、天然气净化厂集中脱硫”的上、下古生界气藏合采气井集输工艺,确定了其主要工艺路线为：井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理。在对集输场站的流程、平面布置、设备选型进行分析后,确定了新的集气站流程：排污和放空共用一套系统,其余均分开设置,充分利用公用系统,减少下游处理装置负担;统筹考虑上古生界气藏气井的集输系统与上、下古生界气藏合采气井的集输系统,按照同类系统靠近布置的原则,重新进行集气站的平面部署;还对站内设备重新进行了选型,确定了中压系统下的抗硫生产设备。最后讨论了新集输工艺存在的问题及下一步研究方向。新的上、下古生界气藏合采气井的集输工艺和场站建设满足了气藏合采气井的开发要求,经济合理地解决了下古生界气藏含硫气的处理难题,为规模开发上、下古生界气藏奠定了基础。     

安塞油田X集中处理站高效低温破乳剂的筛选与评价

X集中处理站为安塞油田的咽喉站点，日处理液量3600m^3，年处理净化油近百万吨。但由于不断接收新区块液量，导致原油破乳剂投加浓度居高不下，平均高达280mg／L，原油处理成本较高；并且处理后污水中含油和悬浮物等指标较差。经过对46种破乳剂的室内实验评价，对筛选出的WD22—401型破乳剂进行了现场应用，在保证沉降罐溢流口原油含水小于0．03％时，投加浓度降低为原来的一半，处理后水质达标，取得了显著效果。     

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。     

页岩气集输系统的腐蚀评价与控制——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气开采普遍采用了体积压裂技术，单井水平井压裂液用量介于4×104～5×104 m3、支撑剂（石英砂和陶粒）用量介于2.5×103～3.0×103 t，在压裂施工结束后的页岩气排采和生产过程中，压裂返排液对地面排采流程和地面集输系统带来了不同程度的腐蚀，有可能致使设备和管线穿孔失效，进而影响生产系统的安全运行。为了提高页岩气集输系统的安全运行水平，基于中国石油西南油气田公司天然气腐蚀控制技术支撑平台，借助于腐蚀环境和生产工况分析、材料失效评价及优选、杀菌缓蚀剂应用和生产工艺参数控制优化等方法和手段，开展了川南页岩气集输系统腐蚀行为和控制措施研究。研究结果表明：①川南页岩气集输系统主要表现为冲刷腐蚀和电化学腐蚀；②冲刷腐蚀主要集中在页岩气站内工艺流程，体现在砂粒对弯头、三通、阀门等部位持续的机械磨损；③电化学腐蚀主要集中在页岩气站外集气管线，体现在积液环境中二氧化碳与硫酸盐还原菌的共同腐蚀作用；④采用提高除砂效率、优化流程设计等手段，可以有效控制冲刷腐蚀；⑤加注杀菌缓蚀剂并配套生产管理措施，可以有效控制电化学腐蚀；⑥页岩气集输系统腐蚀评价与控制工作应从设计阶段就开始考虑。结论认为，所形成的集材料优选、设备结构优化、腐蚀介质处理和运行工艺参数优化控制等为一体的页岩气集输系统整体腐蚀控制技术，有效地减缓了川南页岩气集输系统的腐蚀失效、提升了安全运行水平。     

油井液量含水自动测量新技术的应用

通过对现有计量技术的分析研究,研发了适合于螺杆泵、无杆泵采油方式的油井产液量、产油量及含水率测量技术,并研制了一种新型的液量含水自动计量撬。室内实验和现场试验表明,该计量撬运行可靠,测量结果准确度高,产液量和产油量测量结果误差在±10%以内,含水测量结果误差在±5%以内,满足油气田地面工程油气集输处理工艺设计规范的要求。液量含水自动计量撬的研究应用能简化油田集输工艺,减少地面建设费用,解决了针对螺杆泵、无杆泵等采油方式无有效单井在线计量方法的难题,填补了技术空白。