原油密闭输送工艺技术研究

针对岔河集油田各转油站、联合站原油蒸发损耗大，污染环境等问题，对岔河集原油密闭输送工艺进行了研究。通过对分离器的液位和压力控制、沉降罐的油水界面的控制、电脱水器的控制、缓冲罐的控制、加热炉温度的控制等５个方面的研究，解决了系统控制的问题。在研究过程中，引用了静电短波油水界面仪、变频调速技术和大罐抽气等高新技术，使岔河集油田３座转油站、３座联合站全部实现了密闭输油，原油蒸发损耗由７．８％下降到０．５     

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     

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。     

青海油田实现卫星通信

截至10月10日，冀东油田已累计建成投产33座自动化转油站、注水站和计量站，170口油井实现了自动化监控，占总开井数的28％。     

油气集输干枝管网的优化研究

1．概述我国油田的油气集输系统有三级布站和二级市站两种主要类型。大庆油田采用三级市站，将油井用星形网络连接到计量站，再将计量站用星形网络连接到转油站，最后仍用星形网络将转油站连接到脱水站，形成“计量站——转油站——脱水站”三级布站系统。克拉玛依、南阳等许多油田采用二级布站，即先将油井用星形网络连接到计量站，再将计量站用干技管网联接到处理站，形成“计量站——处理站”二级布站系统。理论上不难证明，一般情况下，干技管网的投资要低于星形管网的投资。油田油气集输干技管网的设计是油田油气集输系统规划设计的一…     

油田转油站立体化布站的创新设计模式

为高效利用土地资源，满足老油田开发地面建设的需要，大庆油田采用立体化布站设计模式，对转油站实施立体化设计，创新了陆上油田转油站布站新模式。立体化布站将油气水分离缓冲设备置于厂房顶部，双层立体布置，占地面积减少，为油田地面设施及无法压缩占地的站场布置提供了可实施条件和空间。通过实践，立体化布站技术日趋成熟完善，由于布站模式固化，已成为标准化设计的一种重要设计方式。     

中油辽河油田公司高升采油厂

辽河油田公司高升采油厂座落于绕阳河畔的盘山和台安两县交界处。沈盘公路横穿油区．京沈高速公路、京（秦）沈电气化铁路与厂区擦肩而过。辖区面积近1000km2，1978年建厂，现有员12551人。管理着1468口油水井、2座联合站、2座注水站、37座转油站、6座注汽站。是辽河油田集稀油、稠油和高凝油于一身的多种类油品生产基地。曾被誉为“出稠油、出经验、出人才”的摇篮。是中国最早正规开发的稠油油田，自1994年以来已连续15年稳产70×10^4t原油生产规模，创造了辽河油田稠油开发史上稳产时间最长的纪录。     

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。     

混输泵油气密闭混输

胜利油田临盘采油厂油气集输系统除唐庄油田这一小油田有一接转站外,其他几个大油田如临盘油田、商河油田和临南油田均实现了单井进站、集中计量、油气混输的“两级布站”密闭工艺流程,集输半径最长达11.5km。集输系统末端的几座拉油站,随着内部挖潜及滚动开发的不     

超声波技术在加热炉防垢中的应用

自2007年开始,萨南油田开展了地面防垢技术应用评价研究。2008年,先后在萨南油田9座转油站32台加热炉上完成了超声波防垢技术的推广应用,取得了明显的经济效益。从近5年加热炉大修数据对比看出,在应用超声波防垢技术后,实现加热炉大修率平均降低6%。应用该项技术的94台加热炉,每年减少大修6.64台次。安装超声波防垢装置后加热炉热效率平均降低8.32%,节气率达到了9.9%,按大庆油田采油二厂平均每站日耗气4 000 m3计算,29座转油站年节气419×104m3,年节约改造投资约199万元。     

输油管道泄漏监测技术在胜利油田的应用

针对油田输油管道防盗监测问题,指出了油田输油管道防盗监测系统的关键是管道泄漏检测报警及泄漏点的精确定位。对国内外输油管道泄漏检测方法和工作原理进行了分析,对油田输油管道泄漏监测技术进行了探讨。结合胜利油田孤岛首站—永安站 30　km 输油管道泄漏监测系统,提出了一种切实可行的检测方法。     

石油泄漏治理技术与设备

石油泄漏在油田、炼油厂以及在储运过程中均会发生。一旦发生石油泄漏必将引起资源的浪费和环境的污染，应有效予以治理，本文讨论了一些适用的石油泄漏治理技术与设备、包括泄漏油的回收利用，物理－化学处理以及生物治理等。     

英国北海油气泄漏引发业界担忧

法国道达尔公司此前在英心北海的埃尔金油田发生该海域20年来最严重的天然气泄漏．原因是腐蚀性钻井液导致的管道破裂．近日，道达尔公司表示，壳牌的海鹇油田可能面临同样的风险。     

输油管道泄漏监测系统在埕岛油田的应用

埕岛油田是从事海上油气开发的油田,海上铺设了大量的海底输油管道,这些管道一旦发生泄漏,不但直接影响原油生产,而且会给海上带来严重的环境污染。为此,在海四联合站到孤岛首站28km的φ377外输管道上安装了SCADA自动化系统和基于该系统之上的管道泄漏监测软件PIPELEAK3.0,作为先导试验,待技术成熟后,逐步推广应用到海上输油管道上去。     

桑塔木油田自动化技术

桑塔木油田地处西部边缘沙漠，包括桑塔木和解放渠东两个油区，设计年处理原油为５０万ｔ。桑塔木油田的自动化系统是以国内ＳＣＡＤＡ技术和国产设备为主建成的。该系统以国产ＴＳ－ＪＳ控制系统为基础，以桑塔木及解放渠东转油站为中心控制环节，对油区内３９个井口、７个计量站及阀组，形成三级控制体系。转油站内采用以ＬＡＮ－ＭＡＰ宽带局域网络为主干的数据传输，站外采用分组式数据无线通信，实现了全油田的自动化综合信息管理，达到了油田产能８０万ｔ／ａ，井口、计量站无人值守，转油站少人值守，全油田只用６０人管理的先进水平，同时开创了国产ＳＣＡＤＡ系统在沙漠边缘油田成功应用的先例。     

“三不”集输新技术在萨中油田应用效果分析

为了减少了原油生产中能源消耗，降低原油生产成本，萨中油田大力推广油井不热洗或延长油井热洗周期技术，油井不掺水或少掺水集油技术，不用或少联合站供水，实行转油站就地放水技术。通过实践证明“三不”集输新工艺适合萨中油田，节能效果十分显著。     

污水收油装置的改进

1．问题的提出 孤岛油田孤一联合站污水站目前担负着日均20000m^3的污水处理任务，管理着4座2000m^3污水沉降罐和2座1000m^3污水缓冲罐。近年来，注聚面积的扩大，使进入联合站的油品品质发生了变化，油水分离过程需要的时间越来越长。油站的几个沉降罐虽然能处理大部分的油，但是输入污水站的污水含油比以前增加很多，由于收油不及时，致使大量的原油积聚在污水罐中，不仅对外输污水水质产生不良的影响，也不利于油水分离，白白损失不少原油，以前的污水罐收油系统已不能满足生产要求，因此需要进行一些改进。     

采油生产的枢纽联合站

正凡是到过油田生产现场的人,都会见过星罗棋布的油水井、计量间、注水站、转油站和规模宏大的联合站,埋入地下的管网把井与站连接在一起,构成了油田生产的集输系统。每个采油作业区都建有一座或者几座联合站,汇集从油层中开采出来的混合流体。所谓联合站,顾名思义是指将混合液中的油、气、水三项介质通过技术手段进行分离、净化处理、最终生产出符合国家质量标准的商品原油、天然气干气、轻烃,对产成品精准计量后输送到储存的罐区或者直接     

节约油田站场用地有效途径的探讨

油田上的站场主要包括计量(配水)站、排涝站、聚合物配制(注入)站、注水(变电)站、增压(集气)站、转油站、污水处理站、脱水站、油气处理厂、油库等。这些站场主要负责收集处理运输油、气产品及油田正常生产运行所需水、电的供配，具有高压、易燃易爆的特征。点多面广、星罗棋布，构成油田产能建设的核心。正因为如此，在油田产能建设     

浅谈油田供热技术

1.几种供暖技术在油田的发展 (1)集中热水供暖技术。集中热水采暖是建一座区域锅炉房,锅炉产生的热能由热网输送到居民住宅区、各种站等热用户。新的能源观点是优化能源,使用优质能源。在联合站、转油站上的锅炉房使用天然气。采油一厂供矿区供暖的锅炉房多是然重油的,近两年由于重油价格的上涨,除一座锅炉房还以重油为燃料外,其他两座锅炉房都改烧天然气,另两座锅炉房停止运行。假如中国能成功引进俄罗斯的天然气,天然气应该为锅炉房的主要燃料。