油田联合站应急管理现状及探索

在我国石油开采过程中,油气井场、油气集输管道、计量、处理的计量站、中转站、联合站等是油气处理、储存和转运的关键环节。由于联合站的生产过程较为复杂,存在着大量的油气泄漏、火灾、爆炸等事故发生的几率,需要对其进行开展一定程度的应急管理工作,进而以保证油田的正常生产。     

浅谈单管集输工艺在东北腰英台油田应用

松辽盆地长岭凹陷构造中的腰英台油田位于长春市西北部约170km处,主要勘探井位于吉林省松原市境内,由中石化华东分公司投资开发,该油田于2006年在腰西区块开始10×104t/a产能建设,集输流程采用单管集输加热工艺、密闭集输流程,采用单井进站、集中计量与加热、油气混输、集中分离的三级布站集输流程,该流程单管集输、无需掺水或伴热,节约建设投资,运行能耗小,在集输环境相对较差的东北地区,依旧可以满足油田生产需求。本文将阐述该集输工艺在腰英台油田现场应用情况,该集输工艺在东北地区成功应用,对东北地区高含水油田油气集输处理具有较大借鉴意义。     

解析油气集输管线保护策略与途径

作为国家油气资源生产企业的采油厂，拥有很多的油水井、计量站与联合站，在油井与计量站之间的集输干支线就组成了油气集输管线网。而油气技术管线保护策略与途径，成为了油气生产单位做好管线安全保护的重要工作。     

混输工艺在贝尔油田的应用

呼伦贝尔油田区块分散、单井产能低,地面系统按照常规的工艺规划设计百万吨产能地面建设投资达到20.9亿元。为降低地面建设投资,提高油田开发效益,2008年贝尔油田规模开发建设开始采用电加热管+油气混输油气集输工艺,简化地面集油流程、优化贝中油气集输工艺,贝中区块减少脱水站、污水站各1座。应用电加热集油后与掺水工艺相比减少掺水管道112km,减少集油阀组间8座。     

CSY系列气液混输泵的应用及效果评价

混输泵是目前油田油气集输系统中较先进的使用设备 ,主要用于油田的油、气、水混输。针对单井管线长、低液量、低含水和计量站压力高的问题 ,在计量站内安装混输泵可以大大降低计量站和油井回压以及干线输差 ,减少管理的难度与强度。     

高凝原油单井集油及计量工艺研究

在油气集输设计过程中，确定合适的单井集油工艺尤为重要。以某油田A区块为例，利用PIPEPHASE模拟软件模拟了所有井口分别在其最大产液量和最小产液量两种情况下，管线进站温度及压降随集输半径的变化关系，并通过对目前常用单井集油工艺的对比分析，确定了该区块单井集油为保温不加热工艺，并对该区块计量方式进行对比分析，最终选取了两相计量方案。     

无线示功图自动化监控系统在七个泉油田的应用

采油三厂七个泉油田原有的单井产量计量方法为单井罐检尺计量,但随着采油三厂七个泉油田地面系统的不断完善,逐步实现油气密闭集输,原有的计量方式将不复存在,这给油田单井产量计量带来很大的难题,而由北京安控科技股份公司负责施工的无线示功图自动化监控系统很好的解决了这个问题,本文主要介绍该监控系统的组成及其功能的实现办法。     

试论油气集输联合站管理思路与方法

油气集输联合站是把各单井的油气进行初步处理后,向炼油厂等单位输送的一种转油站,是油田原油集输和处理的中枢。而油汽集输系统是油气集输联合站管理环节的的重要措施。目前的油田开发管理系统效率日益低下,设备日益老化,安全隐患显现,直接影响到了油气开发的水平和效益。因此,构建合理的油气集输联合站的管理模式势在必行,本文将主要通过油气开发与管理过程中的地面工程建设规划、地面工程项目管理以及油气集输站场管理三个方面来解析新型的管理模式。     

三相分离器在庆一联合站运行优化分析

目前油气水三相分离器在各大油田集输站库中普遍投入使用,三相分离器作为油、气、水分离的主要工艺设备,克服了传统沉降罐脱水工艺中存在的弊端,具有占地面积小,自动化程度高、脱水效果好等优点     

取样式多相流分离计量装置研究与应用

基于取样计量原理,研发出一种适用于天然气单井、集输站场的取样式多相流分离计量装置,通过优化取样结构、采用橇装一体化设计,将取样分离计量系统、RTU系统及附属阀门、管路等高度集成,具有整体结构紧凑、自动化程度高、占地面积少、便于整体运输、易于搬迁、装置成本低等特点。经过与目前传统分离计量装置进行串联比对测试,测量数据偏差在±3%以内,满足气田井口计量精度要求。为后期装置应用于天然气集输领域打下了坚实的基础。     

浅谈安全型定式量油装置在油品计量中的优势

一、原油计量现状 在企业日益追求原油产量的今天,原油从地下开采到地面,通过集输流程将原油输送到计量站、转油站、联合站。为确保原油在集输过程中的安全,原油计量工作显得尤为重要。特别是对于大型油库,降低计量操作风险、减少人工计量造成的误差、提高计量准确度成为油品计量的重要环节。     

一种多层系开发气田地面集输工艺技术探讨

长庆气田某合作区块正在进行二期工程整体开发,由于采用多层系开采模式,地面集输工艺较其它已开发区块有很大区别,采用"地面初期节流,高中压混合集气,井口注醇,单井气液连续计量,测试分离轮换标定计量,气液混输、集气站增压,处理厂集中处理"的主体集输工艺。为下阶段开展地面工程建设奠定基础,同时也给同类型多层系开发气田地面工艺路线的确定提供了很好的借鉴。     

一种多层系开发气田地面集输工艺技术探讨

长庆气田某合作区块正在进行二期工程整体开发,由于采用多层系开采模式,地面集输工艺较其它已开发区块有很大区别,采用"地面初期节流,高中压混合集气,井口注醇,单井气液连续计量,测试分离轮换标定计量,气液混输、集气站增压,处理厂集中处理"的主体集输工艺。为下阶段开展地面工程建设奠定基础,同时也给同类型多层系开发气田地面工艺路线的确定提供了很好的借鉴。     

多通阀控制器与计量控制器之间的关联控制系统

分析新疆油田计量站自动化控制系统中多通阀PLC与计量PLC/RTU之间的控制方式,提出一套基于通信的软逻辑解决方案,实现计量站多通阀切换和单井产量的连续计量。介绍硬连接和软逻辑实现的方式及优缺点。     

油气集输站场安全现状分析

油田油气集输站场具有工艺复杂、压力容器集中、生产连续性强、高温高压、易燃易爆、火灾危险性大的生产特点。所以油田油气集输站的安全管理是正常工作、运行的前提。因此，本文根据油田油气集输站的特点，分析了油田油气集输站安全现状，提出油田油气集输站安全管理的改进措施：     

双容积油气混输连续计量装置的研究与应用

在油田开采过程中，油井产量的计量是生产管理的重要任务，同时也是开发指标确定与评价的重要工作之一。产量能否及时、准确的计量对制定生产方案、措施效果评价具有重要的指导意义。由于油田生产中伴生气的存在，导致油气混输计量难度大、精确度低。为解决这一问题，提出了建立油气混输连续计量的要求，利用流体压强与液位高度和重量的关系，建立双容积连续计量装置，集合智能控制系统实现了单井产量及油气混输量的自动连续称重计量，大大提高计量准确性，降低工人劳动强度，为油田地面集输工艺的简化、优化奠定了技术基础。     

青海尕斯油田原油集输工艺流程简化优化

本文首先简要介绍尕斯油田原油集输方式,随着尕斯油田二次开采的不断深入,单井原油含水不断升高,原油温度同时升高,大量油井不需要加热就可以直接输送,个别油井油温低已经在井口安装加热器对原油进行了加热处理。尕斯油田开发已经进入二次注水开采阶段,地面流程是越来越复杂,原油集输系统改进势在必行,加之自动化程度低,本文提出了尕斯油田原油集输合理化建议就是单井原油就近进集输干线,井口计量,无线CDMA传输数据,远程操作,简化优化尕斯油田原油集输流程,新建自动化系统,努力降低工人的劳动强度。     

降低油田集输管网输油压力工艺技术的应用

混输泵是目前油田油气集输系统中较先进的使用设备 ,主要用于油田的油、气、水混输。针对单井管线长、低液量、低含水或计量站压力高的问题 ,在站内安装混输泵可以大大降低计量站和油井回压 ,减少管理的难度与强度。在混输泵使用方面 ,通过 98年的试验 ,近三年的推广应用 ,取得了明显的效果。     

一种12路稠油计量多通阀的研究与改进

多通阀具有自动倒井、计量取样的作用,是油气集输单井计量工艺中的关键设备,承担着采出液多井分时计量的任务。DT-11型多通阀因设计结构缺陷、密封不严等问题导致油区400多口单井不能计量,制定单井地质措施缺乏产量数据支撑,使措施的有效性大打折扣。通过对该型号多通阀进行机械部件改进和自动控制升级两部分改造,实现该型号多通阀选井计量。稠油计量多通阀的研究与改进,解决了老区多年无法计量的问题,且延长了设备使用寿命,降低了维护成本,为后期多通阀技术改造提供了宝贵经验。     

“三低”气田地面集输工艺适应性分析

针对鄂尔多斯盆地"低渗、低丰度、低产"气田,地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水,站内集中注醇的集输工艺。与传统直井生产相比,水平井具有"井口回压高、含水量高、单井产量高以及气体流速快"的特点。集气站内节流降压脱水工艺对水平生产井仍具有较好的操作适应性,进站压力范围15～8MPa时,外输压力可达5.3MPa;当进站压力为7.0MPa时,加热炉停止;当进站压力为6.0MPa时,出站压力为2.4MPa,即现有集输工艺的操作下限。