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油气集输流程是油田地面工程的中心环节。采用什么样的流程主要取决于各油田的具体情况,各地的自然条件以及国民经济和科学技术的发展水平。本文通过对国内外油气集输流程,特别是大庆油田油气集输流程发展的分析,阐述了各种流程的优缺点、适应范围以及选用流程的标准和对今后流程改造的设想。 相似文献
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油田的油气损耗量是衡量油田建设技术水平的重要指标之一。本文指出,采用储油罐烃蒸汽回收工艺是改造集输流程的有效方式;搞好配套技术是实现流程密闭的关键。只要努力完成流程的密闭改造,建设好有关配套工程,搞好油田气和原油的密闭集输处理并降低其温度,就可使油田的油气损耗降到1.0%以下。 相似文献
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结合高台子油田开发发展趋势及现有地面建设存在的问题,针对油田要降低改造投资及生产运行成本,简化地面集输工艺,确定了油气集输系统调整改造方案。通过油气集输系统调整改造方案的实施,减少了地面建设规模,解决了油气集输设施腐蚀老化及用气能耗不足的问题,为今后老区整装油田油气集输系统调整提供了新的途径。 相似文献
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《油气田地面工程》2016,(4)
加蓬项目是中国石化大力实施走出去战略、在海外找油找气的重要项目,AKONDO油田EPCC项目是其中重要部分,其地面工程设计包括油气集输与处理、注水和污水处理等配套系统的设计。该油田采油方式为气举采油,根据开发指标预测,地面集输系统原油生产规模为20.75×10~4t/a,伴生气处理规模为9.99×10~4m~3/d,气举规模为26×10~4m~3/d。油气集输系统布局采用一级布站方式,集输流程为单井→集中处理站→外输至TOTAL油田的M’Boum Ba集油站。通过采用新技术、新设备,对集输处理系统进行优化设计。原油脱水采用一段三相分离器热化学脱水工艺,流程短、能耗低,设计原油含水率0.5%。2015年年初,随着PAD-1井组来油进入集中处理站(CPF),标志着中国石化在加蓬新建的AKONDO油田已实现进油投产。 相似文献
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大庆杏北油田油气集输流程改造初期所用的Dg1200三相计量分离器(79—Ⅱ型,见图1),对含水在60%以内、日产液量60吨的油井,(油气)计量准确,操作方便。随着油田开发时间的增长,油井含水率逐步上升(因采取注水开发方式),产液量大幅度增加。例如,古北三中转站的一号计量站所管辖的8口油井,其中7口下电泵采油,平均 相似文献
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断块油田高含水期的地面工程改造 总被引:1,自引:0,他引:1
注水开发的油田,进入中、后期生产阶段时,由于原油含水大幅度上升,油田地面工程需要经过较大的调整改造才能适应中、高含水期生产。断块油田多,比较分散,工作量大,这种调整改造的工作量更大。结合史南油田进入中、高含水期生产的实际,必须从规划布局、集输工艺、污水处理等方面着手,对现有地面工程设施做好调整改造工作。油气集输系统采用不加热输送工艺,常温密闭脱水工艺,高效的密闭污水处理工艺,完全能在基建工作量较少的情况下,使地面工程适应高含水期生产,且运行能耗和成本也随之降低,取得较好的经济效益。 相似文献
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在国内,自行研制的水力活塞泵已初步形成系列,水和活塞泵采油工艺也得到越来越多地推广,与之相适应的地面集输工艺流程是趋完善。本文主要对几种开式动力液系统地面集输流程、闭式动力液系统地面集输流程、水力活塞泵采油单井地面集输流程、水力活塞泵采油集中泵站地面集输流程及其特点、适用范围等进行了阐述。 相似文献
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在稠油油田地面建设中,传统布站采用三级布站模式,不仅投资大,而且采用开式流程输送,油气损耗大。在锦607块稠油地面工程设计中,采用了新型平台集输工艺。该工艺简化了流程,从而减少了设备和投资,并降低了油气损耗,适应于锦607稠油区块的生产。 相似文献
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油气集输伴随着大量的能量的使用和损耗,油气集输系统能量的合理利用是降低油田开采成本、提高油田开采经济效益的重要环节.可再生资源代替非可再生资源是油田油气集输系统发展的未来趋势.在油气集输系统的能量损耗评价中,选择热损率和压损率作为集输系统的能耗指标,从纵向和横向两个层面对油气集输系统做用能评价和分析,以此为基础得到合理、有效的节能潜力预测.相变换热技术、太阳能和风能在油气集输系统中的利用潜力很大,综合利用可使油气集输系统大幅度节能进而降低油田采油成本.相变加热炉通过采用先进的制造技术,使用全自动燃烧器,可实现对热量输出的精确控制,并最大限度提高燃料的燃烧率,与传统加热炉相比,具有很高的热效率. 相似文献
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在国内,自行研制的水力活塞泵已初步形成系列,水力活塞泵采油工艺也得到越来越多地推广,与之相适应的地面集输工艺流程日趋完善。本文主要对几种开式动力液系统地面集输流程、闭式动力液系统地面集输流程、水力活塞泵采油单井地面集输流程、水力活塞泵采油集中泵站地面集始流程及其特点、适用范围等进行了阐述。 相似文献