英台油田英二联合站集输系统工程及节能技术

英台油田英二联合站产能建设工程是吉林油田大型产能项目。其工艺设计集科学性、先进性、经济性、适应性为一体，油、水、电、信、路各个系统设计配套，大幅度提高了生产能力和技术水平。该工程投产后，实现了安全生产，取得了显著的经济效益和社会效益。该成果处于国内同行业领先位置，设计上有创新性，技术上有重大突破。文中论述了其生产规模，集输工艺特点，新设备、新材料的应用所取得的经济效益和社会效益。     

吉林油田英台油区站外集输系统节能降耗

目前吉林油田吨油耗气为93 7m3,而国内先进水平为 6 3～ 8 3m3/t,国内平均水平为 17 9m3/t。分析原因主要是站外三管伴随流程技术落后 ,集油温度高。特别是高含水开发阶段 ,地面工程运行条件与中低含水期相比发生了从量到质的变化 ,结合吉林油田英台油区原油物性、地理条件和生产现状 ,开展原油集输系统运行温度优化研究是非常必要的。     

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：…     

坨二联合站油气密闭处理工艺试运投产总结

坨二联合站是根据胜坨油田调整规划所新建的一座大型现代化油、气，水集中处理站，该站担负胜利采油厂采油三矿五个采油队生产的原油处理及外输任务。     

联合站节能降耗集输工艺

油田进入中后期开发阶段，含水不断上升，产油量不断下降，而且管网设备腐蚀越来越严重，维修费用和吨油处理成本居高不下，直接影响着联合站安全平稳运行和优质低耗经济技术指标的实现。几年来，濮城油田濮三联合站结合生产实际，积极推广应用新工艺、新技术，成功地饵决了上述问题，各项经济技术指标均达到了中国石油化工股份有限公司五星级联合站的标准。     

联合站集输系统的自动控制

油田是由油井、气井、水井、计量站、配水站、转油站、联合站等组成的一个综合系统,其中联合站是这个系统中的最主要组成部门。集输系统自动控制过程主要通过现场数据采集系统实现,利用现场采集网、前置数据网、信息平台数据管理网三级网络系统,进行远程数据分析及运行参数调控优化,实现集输系统自动控制。本自动控制系统硬件分为现场控制层、基层控制监督层、上位机计算控制层、全局联网控制层4层。软件系统主要实现现场数据采集、工艺过程控制操作等,完成数据显示、报表打印、记录查询、限值报警、人机对话和远程控制。     

提升原油集输联合站管理水平的有效措施研究

新时代的发展条件下,行业要想长久立足并实现稳定发展,则需要充分把握市场的动向,抓住新时期的机遇,才能更好地跟随社会发展的脚步.因此,原油集输联合站管理的完善与提升是市场经济体制改革的趋势.而从商业角度看,联合站良好的管理水平与原油输出质量和整个行业的利润是息息相关的.要想实现经济效益的提高需要为用户带来满意的供给服务,...     

特高含水期油田集输系统除砂工艺配套技术

要想彻底解决采出液含砂问题,需要将井口除砂,转油站、联合站除砂洗砂,容器射流洗砂及污油地除砂洗砂工艺技术配套使用,对井口联合站每个可能沉砂的环节进行综合处理。首先在井口除去大部分砂,以减少采出液对集输管道和设备的磨损,同时在转油站和联合站建立除砂洗砂装置,进一步减少采出砂对站内设备的损害;对于站内容器（如游离水脱除器、三相分离器）则配套射流除砂洗砂装置,定时清砂,提高这些设备的有效容积和分离率;对进入污油池的采出砂则采用旋流器进行洗砂除油处理。该配套技术平均除砂率为99．3％,处理后的砂子均达到国家环保排放标准。     

国内外海上油田油气集输及配套技术现状和发展趋势浅析

对国内外海上油气集输技术及其有关设备的现状及发展趋向进行了调研与分析，提出了为消灭落后的差距，中国工业应采取的措施和应作出努力的建议。     

油气集输联合站工艺优化节能效果分析

油气井产出的油气会混有多种杂质,无法直接作为能源使用。这些含有杂质的混合物通过集油管道输送至联合站内的油气处理装置,按照油气处理的相关工艺进行处理,其中联合站发挥着重要的作用。联合站作为对油气的集中、处理及转输等工艺的实施载体,在生产能源的同时,也大量消耗着电能和化石燃料。存在一些亟待解决的问题,例如注水泵系统能耗高且效率低;泵类设备老化造成电能消耗的量居高不下;加热炉热效率低,部分热能未能充分交换给油水混合物等。从联合站油气集输的重点工艺流程入手,通过对联合站采用的密闭式电脉冲脱水工艺、余热回收再利用工艺、油气混输工艺、高效注水工艺等的具体分析,并对能耗情况与旧工艺进行对比,新工艺具有较好的节能降耗效果。     

联合站油气集输方式的改进

大庆油田“常温集输”技术主要有3种：（1）高产液油井常温集输，即个别高产液井在不掺水的情况下，实施双管常温集输；（2）常温集输与降温掺水相结合，即个别高产液井在不掺水情况下，实施双管常温集输，其它油井低温掺水；（3）添加流动改进剂的“常温集输”。     

分层集输与处理技术在学一联合站设计中的应用

多层系开发的油田,由于采出水水型不配伍,合层集输容易导致管道、设备结垢,针对长庆油田学一联合站多层系开发地面建设的需要,首次采用分层集输、分层处理的双流程工艺,有效地解决了地面集输问题。文章还介绍了学一联合站采用的三相分离脱水、自控等先进技术,这些技术的应用,进一步降低了地面建设的投资。     

英台油田地面工艺模式及配套技术

英台油田开发面积大，生产规模大．地面工程根据开发方案进行总体规划和配套建设，通过采用新材料、新流程、新技术、新设备，从而形成具有吉林油田特点的整装注水开发油田地面工艺模式，使地面工程建设达到一个新水平。     

集输系统联合站效率及能耗测试与分析

1．高二联合站集输工艺流程 牛心坨油田有转油站7座，高二联合站1座。高二联合站共有外输泵3台，注水泵5台，污水提升泵2台，污水过滤泵2台，外输炉1台，预热炉1台。高二联合站集输工艺流程如图1所示。     

油田集输联合站安全性的模糊综合评价

联合站在油田集输生产中,属高危生产场所。对王圈集输联合站模糊综合评价是在详细了解该站的实际情况,全面分析影响联合站安全的危险危害因素的基础上,建立评价等级集合及评价指标体系,并对站内各评价指标的相对权重及各指标对系统安全的影响进行分析、综合,进而确定联合站的安全等级。评价等级的确定采用加权平均的原则,得王圈联合站的系统安全级数为0.593,系统安全处于中等安全与较不安全之间,还存在危险隐患,尤其在权重系数较大的单元。为保证整个系统的安全运行,应从设备安全管理与职工安全管理方面采取改进措施。     

腰英台油田油气集输工艺

腰英台油田位于长春市西北部约170km,长岭市以北45km处,主要勘探井位于吉林省松原市前郭尔罗斯蒙古族自治区境内的查干花乡境内,该油田于2006年开始10×10^4t／a产能建设,截止到2008年年底,已经完成20×10^4 t／a产能建设,在产能建设过程中,根据原油特性和建设投资等多方面原因,因地制宜,方案可行兼顾投资,在腰西、腰北和腰东三个主要区块分别采取了单管集输加热工艺、双管掺水站场计量集输工艺和双管掺水井口计量集输工艺。     

联合站油气集输方式的改进

大庆油田“常温集输”技术主要有3种：(1)高产液油井常温集输，即个别高产液井在不掺水的情况下，实施双管常温集输；(2)常温集输与降温掺水相结合，即个别高产液井在不掺水情况下，实施双管常温集输，其它油井低温掺水；(3)添加流动改进剂的“常温集输”。     

采油厂联合站原油集输自动化实时监控系统的应用

目前很多采油厂都引进了自动化技术,原油集输自动化实时监控系统实现了数据采集、分析、监控等技术一体化,实现了采油厂联合站运行的全过程监视,确保生产安全。本文针对采油厂联合站原油集输自动化实时监控系统的应用进行了探究。     

油田集输系统的优化设计

目前 ,我国油田集输系统大多采用“三级管理”的小站流程 ,即计量站、转油站和联合站。对于这种流程 ,在油井分布和油井产量一定的情况下 ,油井和计量站、计量站和转油站以及转油站和联合站之间分别存在着最优隶属关系。所谓最优 ,是指建设和运行过程中消耗的费用最低。如何找出这种最优隶属关系 ,降低费用消耗 ,是工艺设计人员必须考虑的问题之一。由于寻求最有隶属关系的计算过程比较复杂 ,在以往的设计过程中 ,通常是凭直观粗略的进行估算 ,这就很难满足费用最低的要求。而匈牙利法计算方法 ,可以减少设计工作量 ,提高设计效率 ,以寻求油…