提高两位式外输监控系统的可靠性

油田泵站的外输工艺中，变速外输泵多采用两位式自控方式。由于双速轮值外输工艺的两位式调节要求较高的可靠性，特开发了以“ESK851型防爆智能液位传感器”为核心的自动监控系统。运行实践说明：重视基础仪表的选型并采用双路闭环控制方式是提高该监控系统可靠性的重要途径。     

LNG轻烃回收装置投产问题分析与处理

山东LNG接收站建设了国内首套LNG轻烃回收装置,装置投产过程中发现轻烃LNG产品外输泵外输不顺畅,外输流量达不到设计要求,若该问题不能解决,则可能导致装置无法投产。通过设计参数对比分析与现场测试,认为是由于工艺区高压外输泵与LNG产品外输泵出口存在压力差所导致。对该问题提出三种解决方案:增加轻烃外输泵叶轮级数;在工艺区每台高压泵出口增设1台调节阀;对现有工艺总管进行改造,将两类泵出口管道分开独立设计。通过计算对比分析,认为轻烃外输泵增加两级叶轮的方案是短期最有效的解决方案,但从长远角度考虑,建议在项目二期建设时每台高压外输泵出口增设1台可以从DCS控制调节的截止阀。     

外输工况影响下的LNG接收站工艺参数优化

LNG接收站实际运行过程中,工艺不仅受到站内工况改变的影响,对外输条件的改变也极为敏感,不利于工况运行的稳定性。为分析外输条件变化对工艺的影响,通过HYSYS模拟,对不同外输压力、外输温度及外输量工况下的工艺运行情况进行分析,并以节约能耗为目标对工艺运行参数进行优化。根据模拟结果分析得出,针对不同工况选择合适的工艺处理方式,通过调节工艺参数,可以缓解实际运行中工况运行不稳定的问题,并有效降低工艺能耗,具有一定的经济效益和现实指导作用。     

LNG接收站BOG处理技术优化

LNG接收站BOG处理工艺分再冷凝和高压压缩两种,均有其不足。就再冷凝工艺而言,接收站无外输时BOG只能采取放空或火炬燃烧等措施进行处理;就高压压缩工艺而言,接收站外输期时无法回收LNG的冷能。为此,分别采用静态模型、动态模型等计算方法分别计算无外输期和有外输期间最大BOG产生量,弄清各种工况下BOG的产生量。在此基础上,从BOG产生的机理出发,分析降低接收站产生BOG的措施。结果表明,优化BOG压缩机组合可有效回收产生的BOG。建议在接收站设计、建设过程中,应综合考虑再冷凝工艺和直接压缩机工艺,采取措施降低BOG的产生,实现BOG的有效回收利用。     

基于混合冷剂外冷的分输站压差液化天然气研究

为了提高利用分输站压差制冷液化天然气工艺的液化率,该工艺增加了混合冷剂外冷,其液化流程可分为膨胀前预冷液化天然气流程和膨胀后外冷液化天然气流程。对两种工艺流程建立最大年均利润总额目标函数,并对其自由度敏感性进行分析。通过实例分析计算得出,分输站利用压差液化天然气工艺采用膨胀前预冷比膨胀后外冷经济效益更高。     

英买力凝析油外输投产工艺分析

英买力气田群凝析油外输管道建于2006年,2007年外输管道采用正反输方式一次性投产成功.针对气田凝析油初期产量低的状况,外输管道投产无法满足最小输量要求等问题,提出了采用正反输方式来解决高凝点凝析油外输问题.分析了外输管道采用正反输方式外输的可行性,给出了外输管道采用正反输方式在实际生产中的工艺操作流程.     

LNG接收站工艺流程模拟计算

采用软件对LNG接收站工艺流程进行静态模拟计算是LNG接收站工艺设计最重要的工作之一。采用HYSYS软件建立模型并开展研究,分析了影响模拟结果准确性的关键因素。根据所得结果,认为在某一假设参数条件下LNG接收站在零气态外输、卸船、无槽车槽船外输的工况的BOG量最大;在最大气态外输、装车、装船工况下低压外输负荷最大;采用中/高压BOG压缩机直接外输与再冷凝工艺相结合的BOG处理工艺有利于在气态外输和液态外输量较小的工况下减少放空。     

反凝析现象对雅克拉凝析气处理工艺的影响

雅克拉凝析气田位于塔里木盆地北部，地处新疆维吾尔自治区阿克苏地区境内，它是中国石化集团公司西北分公司探明并投入开发的最大凝析气田，采用衰竭式开采。通过对井口物流的相态研究，认识了凝析气的反凝析规律，采取了提高凝析气中C^＋₃收率的方法，以确保外输干气的烃露点达到管输要求，并提高该气田开发的经济效益。在工艺方案设计过程中，通过多种工艺方案比选，确定选用膨胀机进口压力为6.0 MPa的膨胀机制冷工艺， C^＋₃收率达到92％以上，外输干气烃露点满足管输要求。     

探索双速轮值外输工艺的适用性

所谓双速轮值平衡外输工艺,就是从“缓冲罐能够为传输液提供缓冲容积”的特点出发,利用特殊设计的高效双速泵以双速轮值方式进行外输,应用实践说明,该工艺投入少,节能效果好,易于管理维护,最适合替代目前的节流调节外输工艺,。     

提高原油外输计量标定系统精度方法的研究及应用

针对河南油田某标定站外输计量标定系统存在的问题：因原油物性的不稳定而影响输油计量的精度、人工录取工艺参数而影响的外输及流量计检定的精度以及无温度、压力补偿措施等问题，进行了包括增设高精度双壳史密斯弹性刮板流量计、实现数据远传显示测量和在线温度、压力补偿计算、设计一套生产过程管理自动化以及建立统一的数据库等工艺改进，并对新增添的系统软硬件进行了可靠性设计。经过两年多的运行，证明这些改进的工艺措施达到了设计的技术指标，并取得了较好的经济和社会效益。     

适用于南海北部湾海域的穿梭油船系泊系统

考虑南海北部湾海域边际小产量油田的特点,针对穿梭油船的作业方式,比较穿梭油船的各种外输模式,确定采用系泊系统加漂浮软管的方式作为采油平台的外输方案。比较单点系泊和多点系泊,确定采用"浮筒+桩锚"的两点系泊系统,并设置预张力为2t,其简单的安装工艺及系泊力满足该区域环境原油外输的要求。     

福建LNG接收站BOG再冷凝工艺优化研究

为解决福建液化天然气(Liquified Natural Gas,LNG)接收站蒸发气(Boiling Off Gas,BOG)处理再冷凝系统能耗较高,外输量低时BOG无法全部冷凝等问题,分析再冷凝工艺中的关键操作参数,以降低系统能耗,减小接收站最小外输量,充分利用LNG冷能为出发点,提出利用部分高压泵出口低温LNG对进入再冷凝器前BOG降温的预冷式BOG再冷凝工艺。对BOG再冷凝工艺和预冷式BOG再冷凝工艺进行基于最小外输量的比较,结果:预冷式BOG再冷凝工艺在减小再冷凝系统能耗和降低接收站允许最小外输量方面有显著效果。     

海上特稠油掺水集输方案

以渤海某特稠油油田输送管道工艺设计为研究对象,在分析稠油管道降黏管输技术的基础上,对加热管输方案及掺水管输方案进行优选。利用PIPEFLO多相流模拟软件对掺水管输方案工艺指标进行优化设计,推荐掺水管输的技术指标及外输方案。     

联合站火灾爆炸危险性分析

1．前言 联合站是油田地面集输系统的重要组成部分，主要担负原油脱水、含油污水处理和原油外输任务。工艺过程为各中转站来液进游离水脱除器进行油水分离，含水原油经过电脱水器进一步脱水、稳定后外输，污水经过污水处理站除油后外输或回注。本文通过简要介绍联合站的生产工艺，对联合站物料、生产过程及主要设备可能存在的火灾爆炸危险性进行了分析。     

多相叶片混输泵过流部件设计与外特性研究

为了满足石油、天然气两相混合集输的需要,研制了可用于转油站油气输送的多相叶片混输泵样机。该泵采用卧式安装方式,配置变频的可变速动力装置,可以适应不同流量和含气量的泵送需要;采用开式叶轮、较大的叶稠密度、锥形轮毂和加大尺寸的螺旋形涡室,改善了含气、含固相杂质的原油泵送效果。研究了在不同工况条件下多相叶片混输泵的外特性,该泵在控制两相分离发生的前提条件下,可以有效地增压泵送气液混合物。     

气井冷输试验

在对气井状况、地面工艺、环境因素等进行综合分析研究、精密计算的基础上,提出气井在高温季节采用停炉冷输的技术方案,并选择部分井口温度较高的单井进行试验。结果表明:鄯善地区环境温度高于25℃,外输温度高于该外输压力下形成水合物的临界温度的气井,均可以采用冷输工艺。     

LNG接收站间断外输储罐压力控制选择

为对LNG接收站生成的BOG进行外输处理以降低储罐压力确保其安全运行,介绍了LNG接收站BOG产生的原因并计算出各种情况下BOG的产生量,以此为基础探讨了LNG接收站间断外输期间进行BOG外输处理控制储罐压力的不同方式。通过对比BOG高低压外输、再冷凝高低压外输和BOG通过火炬及安全阀放空几种控制方式的能耗,结合现阶段接收站间断外输的实际工况,分析得出使用BOG再冷凝低压外输工艺为目前工况下的最佳控制处理方式。     

对双速泵外输的认识与实践

不论平衡外输周期长短，对双速泵来说都包含两个速度急变过程，即一个高速变低速过程和一个低速变高速过程。从供给能量的角度看，前者可以不考虑，后者则应具体对待。如果平衡外输的周期ｔ较长，尚可忽略其影响，否则，则不能。当缓冲罐进液流量变化相当平缓，而且接近双速泵的高排量或者低排量时，双速泵的转速基本不需调节，其排量曲线与缓冲罐的进液流量曲线逼近，平衡外输周期接近无限大；非此，平衡外输周期则可能出现最小值。利用相对简易的双速电机换速功能，对外输泵工作点进行调节，也可以达到平衡外输的目的，并且节能效果和变频调节基本相当。     

海上气田凝析油外输泵隔膜故障原因分析及对策

某海上气田在试生产期间,三台凝析油外输泵多次出现隔膜间压力突然升高,泄压口出现凝析油泄漏等故障,不仅直接影响到上游生产系统的正常排液外输,而且给气田安全稳定生产带来了一定隐患。文章对凝析油外输泵隔膜故障原因进行了分析并提出了改进措施,对凝析油外输泵隔膜、支撑环和进出口工艺参数等进行了相应的改造调整,通过对隔膜材质重新选型、支撑环尺寸结构改造和进出口工艺参数调整,使泵的隔膜更换时间由1个月提高到8个月,解决了凝析油外输泵隔膜频发故障的问题。     

浅议提高任二联合站外输原油质量的对策

含水率是衡量外输原油质量好坏的主要指标,提高原油脱水质量是确保外输原油质量的前提。由于脱水工艺设施逐年老化,操作难度逐渐加大,脱水系统运行管理不到位是必影响外输原油质量,目前,外输原油含水超标现象仍然存在。因此严格控制外输原油含水率成为输油工作的重要任务。为达到"正常输油,输好油"的目的,针对影响脱水质量的各种因素进行分析,找出主要原因,制定对策措施,组织现场实施,加强原油脱水系统管理,精细脱水运行操作,从而提高脱水质量,确保外输原油质量。