优化输油站旁接油罐工艺流程

原油粘度对于长输管线及站内设备运行影响巨大,特别是主体流程为旁接油罐先炉后泵的输油站,通过改造工艺流程、优化生产方案、充分利用现有设备等方式,改善运行参数,保证安全生产、降低输油成本、提高经济效益。     

阿赛线新旧管线交替运行投产技术研究

阿赛线于1989年建成投产,经过20余年的运行,管道及各站阀门老化,全线自动化水平较低,2017年对3号站到末站段管道共261 km进行了更换。在新建管道投产过程中,利用不停输带压封堵技术搭设临时流程,采用新建管线与在役管线交替运行的方式,保证了在役管线的正常运行和新建管线的顺利投产。投产前,通过热力和水力计算确定了用水量、油水升温方案和预热方案等。投产期间制定了投产运行大表,细化了时间运行节点,严格控制温升速度,详细记录运行参数,经过热水储存,废弃管线清洗,新建管线充水试压、预热、替油、投油和水处理等一系列过程,保证了管线的正常投产。     

喇北西块聚合物驱区域总图设计

喇北西块聚合物驱产能建设工程区域总图设计从油田实际出发 ,充分利用已建设施的能力 ,合理选择新建站的布局 ,利用油田形成的走廊带布置各种线路和管道 ,并应用计算机辅助进行区域总图设计和方案优化。仅站址选择一项就节约费用 70 8万元 ,节省占地 980 0m2 。由于采取管线综合优化 ,节约占地费用 30万元。由于在区域总图设计中应用了CAD技术 ,提高工作效率 10倍 ,使总图设计质量水平得到了进一步提高     

老油田地面集输系统的优化

河南某油田油井产液量、含水量、含气量差别大,计量站辖井多,部分井井站距大,井口回压高,管线腐蚀穿孔严重。针对这种现状与问题,采用一级布站,油井通过串接、T接到系统干线上进入联合站生产,可达到简化集输工艺的目的。传统集输流程单井管线平均长约1.3 km,优化后则为0.6 km,长度可减少50%左右。采用脱出水就近回掺优化方案,降低了系统掺水压力,减少了热损失,每年节约电耗约5 547kW.h。     

任丘油田地面系统整体简化研究

通过对任丘油田3座联合站及站外系统现状的调研、分析、优化比选,推荐出了经济、合理的简化工艺方案。主要措施:一是简化站内处理工艺、缩短流程,提高设备的利用率;二是通过低产井与其它井串联或与高温、高含水井热源互用等方式,全部实现集输系统不加热输送;三是充分利用站外高温井热量,利用高温井余热代替原站内的蒸汽伴热。     

管线化学清洗技术在集输站的应用

七个泉集输站管线结垢是一个由来已久的问题,而且由于其存在结垢速度快、垢坚固难以去除的特点,对七个泉集输站的安全平稳运行造成严重影响。管线化学清洗技术就是通过对垢成分的仔细分析,选用合适的化学药剂和科学的清洗工艺,在尽可能减少清洗对生产运行造成影响的前提下,去除管线结垢。通过该方法在七个泉集输站的成功应用,使集输站输送能耗大大降低,输送能力明显增大,产生了一定的安全和经济效益。     

油田管网系统效率测算及能耗分析

牛心坨油田有转油站7座,联合站1座。从转 油站-联合站的输油管线共有7条。除三十五站- 三十四站的管线规格为114mm×4．5mm之外,其 余管线规格均为(?)159mm×6mm。所有管线都采用 聚氨脂泡沫夹克防腐保温,保温层厚度为40mm, 外护夹克层厚度为3mm,管线埋地敷设,沿线为 旱田。 1．外输管网集输工艺流程 牛心坨油田外输管网集输工艺流程方框图见图 1。7座转油站中的31、39和32站来液汇合到一     

缓蚀剂CT2-19在高酸性气田地面管线上的应用

采用专利产品缓蚀剂CT2—19、CT2-19B,在西南油气田公司重庆气矿峰15井及峰15井到高峰站的地面管线上进行了多项酸性气田地面管线不停产状态下的缓蚀剂现场应用试验。结果表明,专利产品缓蚀剂CT2-19、CT2-19B能够较好地适应峰15井的工况,既可单独加注,也可与水合物抑制剂联作,能满足酸性气田冬季开发生产过程中防腐和防冰堵的要求。     

淮安采输卤工程输卤管线内防腐涂层的优化

淮安采输卤工程是集采、输卤为一体的综合工程.建设采卤井7对、采输卤首站、173.8km输卤管线及末站,年采输卤能力为365×104m3卤水.该工程的输卤管线长度、输卤量等均为国内第一.     

大庆油田1991年度基本建设总结表彰大会召开

大庆油田1991年度基本建设总结表彰大会,于1991年11月16日召开。会上总结了1991年度大庆油田的基本建设情况,截止到11月10日,油田共完成370×10~4t 产能建设,提前50天完成全年计划。共建成投产油井1255口,注水井305口,排液井451口。全年新建、改造4座联合站和20座中转站,且所有工程均按系统配套要求建成投产。     

新增热负荷并入集中热网的供热方案分析

通过对既有供热系统的供热干线及热力站供热能力校核,结合新增区域系统建设,对几种方案进行对比,确定采用附加动力平衡法对既有供热管线及热力站进行改造,满足新建区域的供热需求。     

孔10井出水后的生产管理

孔10井是一口断裂性大产水气井。与其他井一超,所产气经集气管线,在兴隆场气田兴三井站进泸威线。随着地层压力的下降,井口压力逐渐接近输气压力.气井正常生产受管线压力变化和孔兴线积液的严重影响。1981年曾预测该井到1982年10月将停喷,由于生产管理得当.到现在还日产天然气5.5万 m~3,在这个产量下已稳产4.58年。本文介绍该并的一些管理方法。     

葡北油田单管冷输集油技术的优化

葡北油田10号站地区的2座转油站分别建于1980、1987年,负荷率分别为56.0%、87.3%,负荷率较低,且设备老化腐蚀严重,系统效率偏低。葡北10号站地区地面系统优化新建转油站1座,拆除已建2座转油站。集油系统调整共有112口已建油井,新建7座阀组间,将现有的双管掺水热洗分开流程改为单管多井串联不掺水集油流程。与双管掺水热洗分开流程相比,应用单管多井串联不掺水集油流程,112口油井综合投资可减少952万元。     

姬塬特低渗透油藏智能化技术研究与应用

本文以首批国家级矿产资源综合利用示范基地-姬塬油田国家示范区为平台,选择某示范井区开展智能化研究试点,立足于前端生产主流程和涉及安全环保的关键环节,集成优化设备功能,以已建数字化为基础,实现井、站、管线智能化管理,最终实现整个生产过程的智能决策、自动控制,进而为我国同类油气藏的地面工程建设起到示范引领作用。     

化学解堵技术在峰15井地面集输系统的应用

由于开井初期井底脏物大量排出以及天然气中元素硫的沉积,使得峰15井井口节流阀、一级节流至二级节流之间的管线、场站分离器以及峰15井至高峰站的集气管线多次发生堵塞,并诱发水合物生成.通过对峰15井地面系统内堵塞物的分析,确定了堵塞物以井下油污和元素硫为主的组威特点.通过室内研究和评价,选择有机化学清洗液对峰15井地面集输系统进行了化学清洗,取得显著应用效果.     

台北凹陷西部油气运移和勘探方向分析

台北凹陷西部的油源基本上都来自胜北洼陷，由于胜北洼陷生油岩埋藏深。从胜北洼陷到周边的葡北、胜金口-葡萄沟，从火焰山下盘的火8井区到西部的神泉-胜南、亚尔湖及雁木西-盐山口地区，油气显示的最深层位逐渐变浅，原油密度逐渐变轻，根据构造格局、原油物性、原油饱和烃成分等分析，台北凹陷的油气存在着从胜北洼陷到葡北-玉果、胜金口-葡萄沟、从胜北洼陷到火焰山下盘的火8井区、从火8井区到神泉-胜南、再从神泉-胜南到雁木西-盐山口地区和亚尔湖-吐参1井附近的几个运移方向。根据油气运移方向，寻找油气藏，是勘探工作的主要方法之一，从而分析和指出了相应的几个方向的勘探领域。     

石西油田7井区注水增压系统的优化

介绍了石西油田7井区已建注水系统的现状及运行后出现的问题，通过对建集中注水增压站和单井井口增压2种注水增压方案的比选，单井井口增压方案充分利用已建注水系统，工程投资低，年运行费用低，为优选方案。新疆油田首次在石西油田7井区采用单井井口注水增压系统，建成投产满足了油田正常注水的需要，确保了该井区原油稳产，获得了良好的经济效益。该系统具有工程投资低，运行费用低和注水增压设备可搬迁利用以及能够实现无人值守的优点，值得以后在小区块油田注水工程中借鉴。     

铁岭原油商业储备库工艺管网设计方案

铁岭原油商业储备库工艺管网敷设方式根据储备库功能的需要和储罐竖向台阶式布置等具体情况,通过不同方案的比较,确定在库区防火堤内采用地上敷设,在站场内采用地上敷设与管沟敷设相结合的方式;充分结合竖向布置,管线穿越防火堤时采用加钢管套管保护、设检修井、加柔性密封套管的方案,确保了工艺管线穿越防火堤的可靠性;实现了全管网内无放空和排水专用阀门,减少了安全隐患。     

聚合物驱静态混合器现场适应性研究

静态混合器是三次采油聚合物注入站用于母液和清水混合的一种专用设备。这种聚驱用静态混合器是从化工行业移植过来的,没有针对聚合物溶液的特殊要求进行专门设计。在大庆油田采油一厂中丁３－Ｐ２５井,从站内到井口铺设一条地面管线进行试验。分析试验结果后认为,在注入管线内径为φ５０ｍｍ、最小聚合物混合溶液流量为１．１５ × １０～－３ ｍ～３／ｓ、井距在 １００ｍ以远的条件下,注聚系统取消静态混合器是可行的。通过注入管线的混合作用,到注入井井口,混合指标完全可以达到设计要求。 １９９８年在采油一厂８９ 口注入井推广应用。取消静态混合器不但可以减少注入站的基建投资,还可以消除由静态混合器带来的粘度损失。     

沙埝油田集输系统改造项目后评价

沙埝油田集输系统实施了优化改造,管线保温采用中频电加热技术,用井口电加热单管集输流程替代传统三管伴热流程,一级布站替代原有二级布站,井口自动测控系统(功图计量法)计量代替传统的计量罐计量.优化改造后,提高了边远井井口集输油温,降低了干线和井口回压,减轻了沙埝联合站的供热负荷,满足了区块液量生产需要;在实现油井生产的自动化、数字化管理的同时,提高了生产水平和管理效率.2010年集输系统优化改造后取得的直接经济效益为110万元.