应用电磁调节阀实现热媒换热系统自动化

胜利油田孤岛采油厂垦东新滩接转站外输原油960～2160t/d、温度60～70℃,外输掺水624～1800m3/d、温度70～90℃,现有热媒炉2座,螺旋板式换热器6台。虽然热媒炉燃烧负荷调节已实现自控,但换热系统自使用以来一直由人工操作,可靠性差,而且工作量大、耗费精力多,曾发生多起外输油温过高的现象,损坏了外输管线的防腐内衬(防腐内衬工作温度≤70℃),造成了巨大的经济损失。为此,对换热器导热油进口闸阀进行了改造,应用电磁调节阀自控装置代替人工操作,实现了换热系统自动化,取得了良好的效果。1.影响换热器换热的要素及存在问题(1)换热要素。换热…     

定量掺水阀低温掺输技术

吉林油田乾安采油厂开发进入中后期,随着含水不断上升以及地面系统规模的扩大,原油生产过程能耗不断升高。为了控制能耗,降低原油生产成本,乾安采油厂工艺所在乾157站开展了低温掺输技术研究,研发了定量掺水工艺。实施后冬季只开1台掺输炉、1台掺输泵生产,掺水温度42℃,掺输水量由1561 m3/d降到725 m3/d,平均回油温度27℃。     

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。     

中国石化首个地热节能减排创新项目正式投运

<正>2014年2月10日,在两台掺水锅炉和1台原油外输锅炉停用之后,下二门联合站的1台原油脱水锅炉也正式关停,下二门油矿的386口油井井口的掺水温度达到67℃。这标志着中国石化集团公司首个将采油污水用于生产系统节能减排的创新项目——河南油田下二门联合站污水余热利用工程正式投入运行并且满足了原油外输和掺水伴热的生产需要,具有示范作用。河南油田每年产出的采油污水达到2 000万m~3,平均温度超过50℃,提供了可利用的热能资源。下二门联合站每天回注污水流量为1.3万m~3,回注温度为46℃,如果按回收温差10℃考虑,这些回注水的余热量达6 300 kW,污水余热回     

降温掺输技术在吉林油田的应用

目前,吉林油田集油多采用掺输流程,但掺输系统存在着运行温度高、管线设备腐蚀严重、掺水量无法精确控制等诸多问题,导致掺输系统能耗指标偏高。该油田于2006-2008年在3个接转站辖区开展降温掺输技术攻关,通过现场试验,采取了精确控制掺水量、降低掺水温度和接转站含水原油外输温度等相应措施,使试验区掺输系统耗气量和耗电量大幅度降低。若降温掺输技术得以推广,预计将创造出可观的经济效益。     

桥口油田计量站水套炉燃气管线的改造

桥口油田12座计量站的原油通过水套炉加热后经外输管线输送至联合站。由于其油井含水率高，气液比较低，伴生气量不足，使站内分离器内液面过高，水套炉供气阀门难以控制，进而容易发生供气管线进油现象。特别是每年冬季，分离器到水套炉的供气管线经常因原油凝固而被堵塞，使水套炉无法正常运转，从而导致外输原油温度过低．单井管线及站内干线回压升高，站内无法取暖和正常量油，严重时会导致输油干线堵塞而全站停井。如果发生了这种情况必须用热洗车冲洗干线，同时将气管线卸掉用热水进行疏通，还要疏通炉膛及烟道，这样既浪费了生产成本，而且增大了安全隐患，又增加了工人的劳动强度。     

大港油田集输系统工艺分析

1．集油工艺 大港油田根据各地区特点和原油物性主要采用 三种不同的集油工艺流程:①板桥油气田原油物性 较好,产气量较高,采用单管加热、高低压分输密 闭集油工艺;②大港中北部油田原油物性较好,含 水较高约90％,普遍采用双管掺常温水不保温工 艺,冬季根据需要掺水适当加热;③南部油田所产 原油密度、粘度、凝固点都较高,伴生气量很少,     

原油集输脱水处理工艺的优化

胜利油田垦东12区块稠油具有粘度高、密度大,流动性差的特点,由于采出液井口温度(20℃左右)较低,集输系统采用掺水流程。掺入的水量低于含水反相点,易形成W/O型乳化油,高于含水反相点,形成W/O/W的乳化油、水共存体系,集输管线回压大幅下降,但掺入的水量太大,集输能耗和脱水成本增大。为此,需对原油集输沉降脱水工艺参数进行试验优化,为正常生产提供技术支持。     

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。     

阿尔油田环状掺水集油工艺中各因素影响程度仿真研究

阿尔油田原油掺水集输系统主要是根据季节变化及现场经验调整掺水温度和掺水量,致使掺水系统能耗较高。为了节能降耗,以阿尔油田阿尔3断块90阀组集油环为试验对象,根据现场的实际情况,利用PIPESIM软件模拟掺水集油流程。在PIPESIM软件中以井口回压低于1.5MPa和回液温度高于原油凝固点5℃以上为集输约束条件,分别模拟试验了掺水量、掺水温度、产液量、环境温度、井口温度、综合含水率和回油温度之间相互关系和影响程度。通过软件模拟试验,为原油掺水集输系统的掺水温度和掺水量的调整提供参考数据,为其他区块油田的原油掺水集输参数的调节提供了理论依据。     

渤海K油田CEPA平台集输系统优化研究

K油田CEPA平台是渤南区域原油外输的枢纽核心,随着渤海南部区域勘探开发计划稳步推进,区块原油产量逐年递增,后期输送至该平台的原油量也将同步增加。为优化平台集输系统,提高区块原油输送能力,从原油外输泵橇体的制作布置、后期维修、平台结构调整、平台管线改造、电气设备及仪表增设等多个方面,研究了外输泵增设方案的可行性,该套优化方案具有较大推广价值,为油田整体增储上产提供坚实基础。     

海洋平台原油外输泵的选型分析

在海洋油田生产中,原油外输泵的合理选用对海洋平台的安全生产十分重要。本文经分析认为,当原油运动粘度υ≤150cst/50℃时,一般宜选用离心泵;当原油运动粘度υ≥500cst/50℃时,一般宜选用螺杆泵。     

常温掺输技术研究与应用

油田开发进入中后期,随着含水上升液量增加、地面系统规模的扩大,原油生产能耗不断升高。为了提高效率、降低能耗,充分利用采出水的热能,开展了不加热集油的常温掺输技术研究,通过试验得出掺水量的确定原则并研发了定量掺水工艺,在吉林油田英148辖区应用取得了理想的效果。同期相比,掺输水温由60℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到23℃,试验区块油井全部实现了全年常温掺输,系统运行压力平稳,节能降耗效果显著。     

旋转涡流油田加热炉

这里介绍一种全新的原油加热炉,具备两大优点:重量轻和不结垢。水套炉属于间接加热,作为热媒的水沸点低,一般为100℃上下,与被加热原油之间的温差30-50℃左右,由于温差小,相应的传热面积大,所以耗钢量多;其盘管内表面很难做防垢和防腐处理,所以结垢问题不好解决。管式炉属于直接加热,由于传热温差大,传热系数高,升温快,可大幅度减少炉管换热面积。但由于存在炉管结焦问题,有安全隐患。旋转涡流加热炉是在水套炉基础上,加以创新成为直接加热炉,这种炉型既保留了管式炉的优点又能不结焦不结垢不腐蚀。重量和体积仅是水套炉的三分之一。     

水套炉用双参数安全阀

为保证原油输送时保持在最佳温度状态，设计了油田采油井井口水套炉用双参数安全阀。这种阀能自动改变水套炉燃气的燃烧量，由此调节炉温，使原油在最佳温度下输送，达到提高管路输送能力和增产原油的目的。当水套炉的压力升至危险值时，这种阀可自动泄压，以保证水套炉正常运行。     

大庆油田集输工艺低温集输技术试验研究

大庆油田分别于2003年和2004年在老区双管掺水流程和外围环状掺水流程中开展了低温集输研究.由试验得出结论:双管掺水流程采用掺常温水不加热集输方式,在投入方面较合理,节能效果明显;环状掺水流程低温集输可通过控制掺水温度和掺水量实现节气目标;双管掺水流程的单井回油温度可控制在原油凝固点以下10℃左右;环状流程集油环回油温度应控制在原油凝固点附近.     

大庆油田原油稳定装置简介

大庆油田共有 17套原油稳定装置 ,其中精馏原稳装置10套 ,负压闪蒸原稳装置 7套。目前分馏原稳装置主要分布在油田的南部和中部 ,负压闪蒸原稳装置主要分布在油田的北部和中部。1 精馏原油稳定装置精馏原稳主要由缓冲、换热、加热和分馏四部分组成。由转油站来的脱水净化原油 (5 0℃ ) ,进入卧式密闭缓冲罐 ,用进料泵增压经换热器去原油加热炉升温至 2 0 0～ 2 2 0℃ ,然后进入原油稳定塔进行稳定 ,稳定塔只设精馏段。稳定塔底部的原油 ,由油泵增压经换热器回收热量后输至脱水转油站外输。稳定塔顶部 10 0～ 110℃脱出气经冷凝器冷到 4 0℃ …     

地源热泵技术在集油系统中的应用

针对曙光油田原油中转或外输水套炉加热存在部分天然气匮乏采油站原油输送困难、水套炉热效率低、能源浪费严重、安全环保等问题,开展了地源热泵技术研究与应用,现场实施取得较好的效果,达到了油田开发节能、安全环保的目的.对曙光油田的节能、减排、安全生产具有重要的现实意义.     

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”。针对常规技术,对常温集输进行技术改进,采取“掺常温水”集输和“停掺水”集输。“掺常温水”集输就是站内停掺水炉,掺水泵打常温水进行,从井至站整个集输工艺不发生变化。该方式的技术关键是保证足够的掺水压力和掺水量。“停掺水”集输就是站内停掺水炉,掺水泵打常温水站内循环,计量间停掺水。单…     

综合提高输油系统效率的方法与实践

从输油工艺的整个系统分析了提高原油系统远距离输送效率的基本方法,从不同的角度概述了提高输油系统效率的途径,分析了胜利油田河口采油厂目前输油系统的效率状况,介绍了该采油厂提高管输系统效率的具体做法。选用高效率的管输动力设备,改造水套炉提高热效率,对外输泵实施变频控制,降低电能损耗,建立管线实时监控与防盗系统,调节管输工艺参数等,这些方法都能提高管输系统的效率,收到了很好的经济效益。