A油田原油外输系统调整及效果评价

A油田中心平台负责处理和外输8个油田、19个平台、350余口油井的产出原油,高峰期原油外输量超过原油外输系统的设计处理能力.同时,原油外输量的日益增加对于原油外输系统的安全稳定性以及异常工况下的应急处理能力也提出了更高的要求.通过评估校核外输能力、优化应急置换泵流程、增加应急置换泵供电模式、细化三级关断逻辑等措施,有效...     

DCS在外输泵数据采集中的应用

某海洋石油采油平台原油外输泵担负着整个区域油田群的外输任务,在保证原油安全平稳外输的过程中起着至关重要的作用。随着油田群产量的递增,加强对外输泵的监控管理成为保证整个油田群安全生产以及平稳外输的关键。利用外输泵所使用的S7-200PLC控制系统与Delta V控制系统都支持Modbus通信协议的特点,在S7-200PLC和Delta V串口通信卡之间实施Modbus主从协议的通信方案,实现外输泵PLC与DCS间的通信,完成DCS对外输泵运行数据的在线采集。     

WZ11-1油田原油外输泵振动大问题的解决

海上平台WZ11-1油田开采的原油不进行油水分离处理直接混合外输,外输泵是油田输送原油的关键设备,进行减震处理可以解决外输泵一直存在的运行中泵体和橇块甲板面振动值高,以及备用泵在停止状态下受甲板面振动影响导致电动机轴承损坏的问题,从而减少泵维修频率和维修成本。对海上平台原油外输泵普遍存在的振动值偏高问题进行研究分析,结合海上平台外输泵的使用环境和条件,通过专业振动检测手段,查找出外输泵运行中振动值偏高的原因。为此,采取在泵橇底部增加减震器的解决措施,安装减震器不受海上平台空间狭小的限制,工程量较小,工期短。改造完成后,静态数据检测对比显示,泵体振动值平均减小了67%,未来将大幅度地节约维修成本。     

海上平台原油外输泵汽蚀余量计算方法

对海上平台原油外输泵的汽蚀问题展开研究,分析了外输泵发生汽蚀的条件,建立了外输泵汽蚀余量的计算模型,给出了适用于海上平台原油外输泵汽蚀余量的计算方法,利用该方法对恩平、垦利和锦州等平台原油外输泵的有效汽蚀余量进行计算。计算结果表明,分层高度和管道阻力损失对有效汽蚀余量影响较大,增加下沉甲板及减少阀门和弯头等管件数量是防止汽蚀的有效方法;泵有效汽蚀余量与装置参数及输送原油性质有关,并随原油输送量的增大而逐渐减小,可通过降低原油流速或加大吸入管径的方式来减弱泵的汽蚀。     

南海某无人平台外输泵工艺设计研究

海上无人平台在国内的各大海域日益增多,降低了海上设备的操维成本和人力成本,但是无人平台的安全可靠性要求较高。无人平台的油气生产工艺流程多为简易化,原油自油井开采出来后,不经过处理直接进入外输管道。南海某无人平台较为特殊,需要设置外输泵进行增压方可满足生产要求。此文通过设计研究和方案比选,首次在海洋平台上,创新性地采用柴油置换备用泵中的原油,并增设远程启动信号,当运行的外输泵故障后,操作人员可在其他平台或者终端远程启动备用外输泵,进而保证无人平台的正常生产和安全生产。     

高粘低凝原油长距离输油管道主泵的比选

以苏丹富拉油田—喀土穆原油外输管道工程为例,对高粘低凝点原油管道输油主泵的选择进行了探讨,经过对离心泵和螺杆泵的特性、输送工艺以及站场配置的综合比较,采用螺杆泵作为主泵。     

海上高凝原油管道流动安全保障方案研究

海底管道是海上油气开发生产的生命线,高凝原油输送管道的流动安全保障问题尤其突出。以渤海某油田高凝原油安全输送为研究对象,对高凝原油输送管道(新建管道与依托老海管)的流动安全保障方案进行了设计。经管输模型计算可知:A—B2管道在2036年不满足安全输量,需要掺水外输;B2—C管道在2029年不满足安全输量,需要掺水外输。同时对联网供电油田的输送管网按照四种不同失电工况的海管置换方案进行了设计。通过分析及软件模拟,确定A—B2管道预热方案采用反向预热,预热水流量100 m3/h,预热时间4.1 h;B2—C管道采用B1平台水源井水通过海管输送至B2平台后进行预热,预热水流量70 m3/h,预热时间47.4 h。     

某海上平台原油入罐温度高原因分析及处理措施

某海上生产平台处理油田生产出来的原油并储存至合格油罐,通过外输油轮靠泊外输方式外输原油。随着油田大泵提液及油井含水的上升,生产处理平台生产流程出现瓶颈,其中进入原油储罐的原油温度大大提升,长期高于设计的入罐操作温度,加大了平台原油储罐的运行风险。为降低原油入罐温度,平台对入罐温度高的原因进行分析并针对性的提出了一些处理措施,取得了良好的效果。     

埕岛油田含水原油管线运行状况分析

埕岛油田的海三到海四φ426 mm×9 mm、17.8 km输油管线承担着我国最大浅海油田——埕岛油田上岸含水原油的输送任务,该管线原油含水50%~70%,粘度上升快,干线压力升高,局部出现游离水,水质矿化度高,输送温度高,结垢趋势导致阻力增加。针对干线压力升高原因,提出提高管线工作压力、合理控制输油温度、提高外输泵扬程、敷设大口径管线、管线防垢除垢、原油分水等措施和建议,提高含水原油输送能力。     

提高高凝点原油混输海管抗风险能力研究

渤海油田油气资源储量丰富,开发潜力大,但原油多为高含蜡、高凝点,该性质为海上油田安全、高效开发带来了挑战。对于高含蜡、高凝点、高黏度的原油输送海管,渤海油田通常通过掺水外输方式进行输送。渤海某平台原油具有高含蜡、高凝点的物理特性,由于是新投产平台,产水量较低,掺水水源通常来自水源井,因此当水源井或掺水泵一旦发生故障无法实现掺水工况下,平台将会被迫停产,对海管进行紧急置换,将会严重影响产量。为了提高高凝点原油混输海管的抗风险能力,根据油田实际运行数据进行了理论研究,并开展了降低掺水量的先导性试验进行了验证,最终取得了理想研究成果,在提高高含蜡油田海底管道输送抗风险能力,确保油田高效开发方面提供了一定的指导意义。     

大庆萨南油田原油集输系统优化

在十五期间,大庆萨南油田进入了高含水开发后期,原油集输系统存在设施老化、负荷不均衡、能耗高及运行效率低等问题。结合油田开发总体规划,通过采取一系列调整改造技术措施,对该油田原油集输、脱水、外输等环节进行了优化调整。实施调整改造方案后,系统布局更加合理,运行效率进一步提高,取得了较好的技术和经济效益。     

绥中36—1油田Ⅱ期开发工程外输管道工艺设计

根据绥中36-1油田总体开发原油外输管道跨距长、原油黏度高、输量变化大的特点,对输送工艺以及管径、管道的操作参数进行了分析和设计优化.     

渤海海上特稠油田原油的管输方案

渤海油田稠油储量丰富,开发潜力大,但稠油的高黏特性为海上稠油油田安全、高效开发带来了挑战。通过调研国内外相关文献,提出了一种特稠高黏原油海底热油管道输送温度的确定方法:依据原油黏温性质确定控制温度点,反推最低海管入口温度,减少设计余量,最大化优化生产加热器的负荷;在输量较小时,通过提高输送温度,降低外输掺水量,使水源井水加热器负荷大幅降低。研究结果对渤海特稠高黏油田海底热油管道输送方案的设计具有一定的指导意义。     

原油输配系统优化及应用

原油输配系统实现商品原油的外输及销售,是油田企业生产经营的关键环节,该系统复杂多变、点多面广。如何优化原油输送及销售配置模式,在保证管输安全的前提下,实现原油销售利润最大化,是油品调度的首要目标。以新疆油田原油输配系统为研究对象,产运储销一体化,通过建立区域资源优化调配体系、确定效益评价因素,分别建立了长距离输油管道运行仿真模型、油品密度、粘度计算数学模型,多站库协同调配优化数学模型,优化了油品销售配置流向、混油配比、输油站场及管道运行方式。相比于优化前,每年提升原油销售效益上亿元。     

南八原稳原油外输泵节能优化运行分析

南八原稳装置共有三台多级离心原油外输泵,主要作用是将3000m3储油罐中的稳后油加压后输送至采油二厂南七联。同时运行两台原油外输泵,存在排量过剩问题,若运行一台,存在排量不足的问题。装置运行时,原油外输泵的出口压力能损失较大,泵未在最佳工况区间工作,增加了装置的能耗。本文的研究目的是使现有泵在最佳工况区间工作,并结合装置实际需求提出合理的原油外输泵更型方案,使之降低装置的能耗,提高装置经济效益。     

油气混输工艺在低输量管道安全运行中的优势分析

为了保证华北油田某区块J-S输油管道能够在低输量下安全运行,对比分析油气混输和低含水油输送两种技术方案,优选通过油气混输的运行方式降低J-S输油管道最低启输量和启输温度。通过在J站新建伴生气压缩、注入、放空系统,在S站新建分离、过滤、放空系统,利用两相流在管道中的流动特性,提高管道内介质流速,并将J站富余的伴生气资源通过管输的方式输送至S站。设计采用PIPESIM软件及HYSYS软件进行模拟,计算结果相互验证。该方案不但解决了J-S输油管道低输量下安全运行的问题,同时缓解了J油田与S油田伴生资源分布不均匀的矛盾,降低了油田原油生产成本。     

大庆油田含蜡原油管道低输量运行安全保障方案研究

随着大庆油田进入开发后期,原油产量逐年递减,管道大多处于低输量运行状态。为保证大庆油田R区块A—B段含蜡原油管道在低输量下安全、经济地运行,根据管道主要运行参数,设计了掺水输送、新建加热站输送和正反输三套安全保障方案,确定了各方案主要设备型号。综合考虑管道运行能耗费用和建设投资费用,最终优选出掺水输送作为大庆油田含蜡原油管道低输量运行安全保障方案,即首站外输含水原油至末站、扩建末站污水站、剩余污水在污水站处理后就地回注方案。研究成果对含蜡原油管道低输量安全保障方案的提出具有一定的指导意义。     

原油管道外输系统运行能耗二级递阶优化研究

随着长庆油田某外输系统的持续运行,管输系统设备老化,原油物性状态变化以及油田产量动态递增,使得各设备能耗升高,管道运行的安全性也难以保障。针对此类问题建立了适用于长庆油田某外输系统管道的热力、水力数学模型,结合原油物性参数、管道基础信息数据及管道运行历史数据,对热力、水力数学模型进行线性回归并修正,以满足工程实际应用条件。以外输系统总能耗费用为优化目标,采用二级递阶优化思想,确定使管输系统能耗费用最低的加热炉、外输泵组合方式及其生产运行参数,从而制定优化运行方案。     

输油系统节能降耗途径探讨

萨中油田目前已进入高含水开采后期．产油量不断下降．由于受不同区块的影响．导致转油站负荷不均衡。导致整体运行效率不高。而运行效率不高带来的主要的问题是系统单位能耗的增加．尤其输油系统又是能耗大户．为了达到节能降耗的目的．通过采取对中转站的系统优化调整．简化地面工艺。提高系统负荷率。并结合以高效泵代替低效泵、以小泵代替大泵。利用变频调速装置。提高外输油系统的运行效率．可以达到节约电量的效果。采用高含水油井常温输送。降低集输损耗率：安装使用高效燃烧器．降低原油集输自耗气用量．可以达到节约天然气的显著效果。达到节能降耗的目的。输油系统节能降耗措施的应用为油田开采后期持续、稳定发展的提供了有利保障。     

靖安油田陈氏螺杆泵油气混输工艺技术优化

对靖安油田五里湾区块采用的陈氏螺杆泵油气混输工艺技术进行了优化,包括运行参数优化、工艺流程优化、输油干线混输工艺优化及混输原油计量工艺优化。通过优化,靖安油田五里湾区块油中气回收混输率44.6%,套管气总回收率58.5%;上游井站每天燃烧利用伴生气59000m3,相当于日节约原油50t;下游轻烃回收厂每天生产液化气18t、轻油6t、干气3.5×103Nm3,日创额5万余元。