转油
- 转油站无伴热集输工艺改造的技术研究
高。近年来，随着转油站运行年限的增加，站库腐蚀老化问题逐年增多，为了治理站库相关问题，每年生产运行维护成本达到180 万元左右，高维护成本问题日益突出[3]。3）管道维护费用高。该油田现有集输管道5 296 km，占管道总量的55.27%。2021 年集输管道失效7 133 次，占比65.4%，年失效率为1.47 次/km。每年用于治理管道失效费用高达8 000万元，其中掺水热洗管道失效占总集输管道失效的2/3 左右，管道维护成本不断增高。2 集输工艺改造
石油石化节能 2023年9期2023-10-05
- 低温集输技术界限及运行优化
采出液经计量间、转油站集输处理后进入下游脱水站，根据转油站集输参数优化工作实施方案，从单井生产平稳及站内仪表误差的角度考虑，转油站来液温度高于凝固点3 ℃为宜。为满足游离水脱除和污水处理需求，转油站有外输液加热保障时，外输液进脱水站温度要求高于原油凝固点4 ℃；转油站无外输加热保障时，外输液进脱水站温度要求高于原油凝固点2 ℃。以某A 脱水站为例，A-1#、A-2#、A-6#、A-7#、A-8#转油站均无外输加热保障，外输液进脱水站温度在34 ℃可满足运行
油气田地面工程 2022年8期2022-10-02
- 油田地面系统区域优化节能探讨
]，改造水、聚驱转油站过程中，由于聚驱转油站油水分离、污水处理技术参数与水驱系统差异较大，在对两座转油站进行完全合并中，需按聚驱参数进行建设，以满足高渗透油层污水处理需要，改造工程量大，投资高；另一方面集输系统由于产油量下降，脱水站二段电脱水器运行负荷较低，脱水站脱水加热炉、外输加热炉等能耗设备较多。由于油田地面系统多年开发建设，导致地面系统众多不适应性，因此，在成本的把控上、工艺繁琐程度的管控、工程量的把控等多个层面依旧要进一步开展探究和讨论[5]，这正
石油石化节能 2022年8期2022-09-30
- 提高转油站外输温度方式应用效果分析
基础上，通过提高转油站外输温度将各转油站至联合站汇管来液温度提升到39℃，使污水处理系统能够较好有效的运行。目前部分作业区从年初至5月中旬联合站汇管来液温度最高为37℃，若对其2座转油站实施停炉运行，联合站汇管来液温度还将进一步降低，为了更好的开展低温集输降低能耗工作，满足油田生产及注入水质要求，对作业区集输能量损失较大的两个转油站实施逐步提温[1]。鉴于生产实际情况，常温集输方案全面实施不便于生产管理，在保证作业区整个集输系统平稳运行的同时，采用“升温一
石油石化节能 2022年9期2022-09-29
- 某区块地面系统建设优化节能方法研究
行产能建设，涉及转油站3座，均运行30 a以上，站内设备腐蚀老化严重，能耗浪费情况十分突出。为此，规划通过产能建设，总体优化地面系统建设布局[1]，停运老站，集中建设新站，达到节能、降耗、减员的目的。1 已建站场能力核实3座转油站站内均采用“三合一”处理工艺，掺水、热洗流程分开[2]，产能建设后，1#转油站管辖油井220口，计量间13座，2#转油站管辖油井207口，计量间13座，3#转油站管辖油井76口，计量间7座。按照凝固点进站[3]，掺水出站温度55℃
石油石化节能 2022年9期2022-09-29
- 某油田集输系统节气形势及对策
油厂建有计量间、转油站、脱水站等共400余座，油井7 000余口。随着油田开发的不断深入，地面井、间、站等基础设施的增加，天然气消耗猛增。统计2010—2020年10年间耗气情况，总耗气量由5 10余万方上升到1亿方以上，上升93.08%；平均单井耗气量由1.07×104m3上升到1.49×104m3，上升39.25%。根据近年耗气情况，结合开发预测，预计至2025年总耗气量将上升到14 644×104m3，吨液耗气量将上升到3.01 m3/t。此外，返输
石油石化节能 2022年6期2022-07-02
- 喇嘛甸油田外输气管线防冻堵技术发展方向探讨
采出液采出后进入转油站、联合站，进行两级除油后，集中输往天然气公司进行脱烃、脱水处理。目前51座集输站库中有29座仍采用单独除油器进行脱水处理，无干燥器，脱水效果较差。外输气管道内因含有一定的水分会在低温条件下生成水合物堵塞管道或阀门[1]，造成集气困难或管道冻堵，甚至会造成严重的安全事故，而清除水合物堵块需要数天乃至数周[2]，严重影响生产。因此，抑制外输气管线冻堵对保障冬季安全生产具有非常重要的意义。为防止外输湿气中较多的水分导致冬季天然气外输管线冻堵
石油石化节能 2022年6期2022-07-02
- 转油站工艺流程存在问题分析及对策探讨
000）0 引言转油站工作主要是将计量站进行集中干预，将转接站集中于同一位置，以更好的开展油气分离处理，优化油气的剂量工作，并开展油气传输及加热沉降，转油站属于中型油站的一种，也被称之为集油站，部分转油站作业还包括原油脱水作业，对转油站内部工艺流程开展调查研究，并分析与工艺流程相匹配的机械运行中所产生的能源消耗情况，对其工艺流程之中存在的问题进行重点分析，以越站流程方式对相关问题进行改善，以此保障转油站生产运营流程的稳定性，确保工艺流程实施的安全性和稳定性
全面腐蚀控制 2021年1期2021-12-31
- 转油站集输系统能耗分析及优化运行探讨
方面开展，第一，转油站与油井之间的集输管线，能源消耗大都来自于集输管线传输过程，判断方式以出口和入口温度进行，这一温度差值指的是集输过程中所产生的能源消耗量。由于单井离转油站的路由过程较长，极易导致温度快速下降的情况发生，原油的流动性不断改变，导致能量大量流失，产生恶性循环[1]；第二，由于脱水站至转油站之间存在集输管线，能量损失大都来源于含水原油的处理，当前，第三次采油不断发展，在开展原油的初步分离工作时，添加剂的处理形式必须丰富化，但是这无疑会增加能源
全面腐蚀控制 2021年5期2021-12-11
- 新疆某油田转油泵结垢成因分析及除垢对策研究
离子。某油田A 转油站作为重要的输液节点，主要负责将各个井区的采出液转输至处理站，采用井口→计量站→转油站→处理站的三级布站方式[2]。水平井采用井口加热集输工艺，单井来液经计量站计量后，通过汇管进入转油站一体化加热转输装置，目前共有2 台泵，一用一备，每日平均进液量达7 000 m3以上，转油泵来液温度均加热至40 ℃以上。A 转油站转油泵叶轮结垢速度快（图1），需一周一次强制性停泵、清垢，而正常运行情况下，在达到一保时间（约为42 天）后，根据需要才会
油气田地面工程 2021年10期2021-10-22
- 过渡带低效高耗转油站优化调整措施分析
是东部过渡带X 转油站油气处理负荷率仅为36.3%，站库运行单耗高居全厂转油站首位。随着油田的开发形势和投资形势日益严峻[2-3]，提质增效的需求日益增大[4]，地面系统也大力开展了优化简化工作[5-6]。因此，有必要对低负荷、高能耗的站库进行优化调整，达到节能降耗和高效运行的目的。1 X 转油站运行现状1.1 建设现状X 转油站位于杏北油田东部过渡带南块，始建于1993 年，现管辖计量间7 座，油井106 口，站外采用双管集油掺水工艺。站内采用“三合一”
石油石化节能 2021年7期2021-07-19
- 喇嘛甸油田北西块地区集中监控系统应用研究
分别为喇340 转油放水站、喇400 转油放水站、喇270 转油放水站和喇十七污水、注水站。第六采油厂第二油矿联合站岗位明细如表1 所示。表1 第二油矿联合站岗位明细Tab.1 Job list of multi-purpose station in No.2 Oil Department为贯彻大庆油田公司关于数字化油田管理的要求，为油田大中型站场试验完善多岗合一、集中监控的管理模式提供参考依据，对第六采油厂第二油矿大型站库实施“集中监控、无人值守”的生产
油气田地面工程 2021年7期2021-07-19
- 应用智能机器人保障转油站无人值守的探索
据集中处理。2 转油站无人值守模式存在的安全风险转油站是集输系统中二级布站或三级布站的中间站，主要功能是对站外来液进行油气分离并转输至脱水站进一步处理。主要工艺如图1所示。考虑到转油站处理介质含油气等易燃易爆介质，事故的损失和危害均较大，实施无人值守的风险高、难度大等因素，目前油气生产数字化建设在转油站仍采用有人值守模式。转油站实施无人值守模式风险主要有以下几个方面：图1 转油站工艺流程示意图Fig.1 Schematic diagram of oil t
油气田地面工程 2020年9期2020-09-16
- 塔二转外输工艺存在问题及改进措施探讨
)1 问题的提出转油站是为满足油气集输而设计的油田专用场所，主要用于油气集输系统过程中，将原油天然气进行分离、加热、增压外输。塔二转自投产以来，本站参数调整及机泵的运行状况受外站来液波动影响较大，需要工人24 小时根据罐液位手动调整外输泵排量，外输泵变频与罐液位自动联锁失去作用，增加了工人的劳动强度。因此，需要摸清塔二转外输工艺存在的问题，并探索改进措施，实现转油站的平稳运行，降低工人的劳动强度。2 存在问题及问题分析2.1 塔二转外输工艺现状塔二转于20
化工管理 2020年21期2020-08-08
- 微型燃气轮机分布式供能系统在转油放水站中的应用探讨
求。文章通过阐述转油放水站的工艺流程和存在的问题，结合案例，对微型燃气轮机分布式供能系统的应用进行了详细分析。1 转油放水站的生产流程及运行过程存在的问题1.1 转油放水站的生产流程转油放水站属于油田开发中地面工程的一部分。转油站主要是给油（液）补充能量，以便将其输送到集中处理站。放水站是将含水较高的原油分离出大部分游离水，并将低含水原油和含油污水分别输往原油脱水站和污水处理站。为了便于管理，通常将转油站和放水站合建在一处。转油放水站的主要工作流程是将从计
工程技术研究 2020年10期2020-06-19
- “两定一停”控制转油站集输耗气
）某队管理1 座转油站，9 座计量间、5 座集油阀组间，有环状流程49 个162 口井，双管流程68 口井，转油站设计处理能力17 000 m3/d，站内有各种泵及压力容器24 台。“十二五”末集输综合耗电1.63 kWh/t，集输综合耗气1.66 m3/t。为了满足节气与水质管理的要求，需要进一步明确转油站的外输温度、掺水温度和掺水量的控制标准，搞好“两定一停”管理。1 定温度1.1 外输温度的确定根据水质管理要求，转油站到联合站末点温度为38 ℃以上。
石油石化节能 2020年2期2020-03-20
- 长庆油田H转油站集输管线腐蚀原因分析
16）长庆油田H转油站低压集输管线于2012年6月投运，材质为20号钢，规格为φ114×5.0 mm，输送介质为油气水，外输液量约375 m3/d，含水约52 %，外输压力1.6 MPa～1.7 MPa，外输温度为40 ℃，CO2分压0.01 MPa，H2S浓度为300 mg/L～600 mg/L。该站站内管线运行两年就出现大面积的腐蚀穿孔而被迫更换新管线。鉴于该站站内管线使用时间短、泄漏严重等情况，于是对该站站内集输管线腐蚀穿孔原因进行分析，并采取有效措
石油化工应用 2019年12期2020-01-09
- 转油站集输系统能耗分析与评价软件开发
输[1-5]。其转油站系统是油田集输系统中重要的组成部分。随着大庆油田的不断开发,6号转油站集输系统能耗升高,运行效率降低。本文针对该转油站集输系统工艺流程建立了能耗评价指标,研究并开发了转油站集输系统能耗分析与评价软件,利用软件对系统各耗能环节进行能耗评价,综合分析出能耗分布规律,依据分析结果,研究相应的治理对策,进行节能降耗潜力预测。1 转油站集输系统工艺流程转油站集输系统采用单管环状掺水流程,是将所有油井和阀组间连接成一个集输环路[6-9]。转油站来
天然气与石油 2019年5期2019-10-30
- 某区块三元复合驱采出水处理效果影响因素分析及治理措施研究
主要负责处理A 转油放水站、B 转油放水站及某联合站脱水站处理后的三元复合驱采出水。某三元污水站投产于2013 年12 月，设计规模2.2×104m3/d，实际处理负荷1.4×104m3/d，负荷率63.6%，采用“连续流气浮/序批沉降”与“石英砂磁铁矿+海绿石磁铁矿两级过滤”处理工艺[3]。2 影响三元污水处理效果因素分析从不同阶段含剂及外输水质情况看，某三元污水站在低含剂期水质稳定达标，受驱油剂含量上升的影响，高含剂期外输水质逐渐变差[4]，无法达标，
石油石化节能 2019年9期2019-10-17
- 基于层次分析法的转油站系统能效评价体系研究
耗愈发重要。油田转油站是油气集输系统的主要环节，其用能约占地面集输能耗的70%[1]，因此有必要对现有的转油站系统进行用能分析，找出其设备或工艺流程中能耗较大或能损较高的环节，对其进行节能改造，以提高系统用能效率，降低油田生产成本。目前，国内对转油站系统的节能优化研究多为站内用能设备的优化。闵永明针对转油站泵机组工艺参数进行了优化，使泵机组处于高效功率区间，提高了站场电能的利用率[1]。赵庆来、赵金昕根据现场实际测试结果，计算出加热炉空气系数与加热炉热效率
油气田地面工程 2019年6期2019-07-24
- 油气集输系统能量优化软件在油田的应用
技术及工具。1 转油站建设及运行情况某采油厂3号转油站始建于1986年，截至2018年底，共建成油井 215口，辖计量间 8座。除 53口井采用挂接集油流程外，其余油井均采用双管掺水集油流程。转油站站内采用分离、沉降、缓冲“三合一”流程，站内主要耗能设备有掺水炉、热洗炉、掺水泵、外输泵及热洗泵。站内自控仪表系统相对完善，各类机泵耗电量、自耗气、外输湿气、返输干气均可单独计量。该区块单井产液量相差较大，单井产液量最大为81.3 t/d，最小为4.2 t/d；
油气与新能源 2019年3期2019-05-27
- 基于分析的转油站系统用能薄弱环节辨识
830 前言油田转油站系统涉及机械能、热能与电能之间的相互转化[1]。对工程系统进行用能分析时普遍采用以热力学第一定律为基础的能分析法,我国学者基于该方法对油田集输系统能耗进行过多次评价分析[2-3]。安慕华[4]等人通过对胜利油田某联合站几年来的能耗分析及对相关能耗设备的测试,运用热力学及传热学的相关知识计算分析,找出油田进入高含水阶段联合站能耗大幅度增加的原因。周英明等人[5]采用灰色系统理论分析法,定量分析集输系统能量消耗的影响因素,确定了计算灰色关
天然气与石油 2019年1期2019-03-20
- 杏北油田集输系统停掺冷输实施效果与潜力分析
厂）杏北油田在运转油（放水）站51座，脱水站7座，管辖共计8 082口油井的集输系统。随着油田开发规模的不断扩大，集输能耗持续上升，近5年集输耗电升高50%，耗气升高131%。集输能耗主要消耗在单井掺水以及中转站加热炉升温方面。随着油田产能规模的不断扩大，采出井数逐年增加，与2013年对比，采出井总数由7 226口上升至8 375口，受其影响年均掺水量由2 715×104m3升高至4 064×104m3；因此，耗能单元基数不断扩大是集输系统能耗上升的主要因
石油石化节能 2019年12期2019-02-06
- 系统优化调整 助力老油田提质增效
1.3 脱水站和转油（放水）站所属关系不合理喇南中块区域已建有14座转油（放水）站，从目前站库分布情况来看，部分已建站集输关系不合理，集输能耗较高。造成这种局面的主要原因是站场建设时，为了保证后续污水处理的需要，按照水驱、聚驱来液分别建站，进行分开处理，因此，水驱转油站采出液进入水驱脱水站进行处理，聚驱转油站采出液进入聚驱转油放水站进行处理，造成区域内水驱、聚驱转油站系统关系不合理。随着聚驱工业化的推广，水驱转油站采出液中逐步出现聚合物，聚合物浓度逐步达到
油气与新能源 2019年1期2019-01-23
- PLC系统在某转油站投产中的应用与调试分析
国外的多个油田的转油站控制系统中得到了大量的推广应用，对保证转油站控制系统的稳定性起到了重要的作用，体现出较好的控制性能，可以应用在油田生产的多个领域。我国从90年代左右开始应用PLC控制技术，最近一些年来，PLC的应用得到了较快的发展，采用PLC控制器中具备的PID闭环控制功能，可以对转油站的运行压力、液位、温度以及流量等参数进行监控，提高了转油站的生产效率，极大提高了转油站的自动化水平。转油站的PLC控制系统的设计，应该按照中心控制室的要求来进行，可以
中国设备工程 2018年23期2018-12-18
- 杏北油田油井集成优化配电系统的应用
分析杏北三元-8转油站集成优化配电系统的运行状况，分析了集成优化配电系统的优势与不足之处，并针对问题给出了相应的对策及建议。1 技术原理油井集成优化配电系统主要由集成优化配控站、单井集成优化测控装置及监控中心三部分构成（图1）。油井集成优化配控站将系统电压由6 kV转变为0.4 kV，经0.4 kV架空线路、电缆线路输送至单井配电箱，为机采井电动机及集成优化测控装置供电[2]。集成优化配控站和抽油机主要运行状态数据可以通过无线网络传输到生产站场的远程监控中
石油石化节能 2018年10期2018-12-13
- 灭火器配置计算方法在转油站的应用
公司第五采油厂）转油站作为油气集输的节点，在油田生产中具有相当重要的作用。转油站的平稳安全运行是保证油气正常集输的基础。转油站由于是油气汇集中转的场所，存在着火灾爆炸风险，而灭火器作为扑灭初期火灾的消防器材被大量配备在转油站，合理地配备灭火器对预防转油站发生重大火灾事故具有重要意义。1 灭火器选择目前，灭火器在油田上使用的主要依据为Q/SY 129—2011《输油气站消防设施设置及灭火器材配备管理规范》和GB 50140—2005《建筑灭火器配置设计规范》
石油石化节能 2018年6期2018-08-01
- 转油站能耗评价与改造预测
良好的效果。1 转油站工艺流程井场来液经计量间计量后和站场来液进入缓冲罐混合、沉降、气液分离，分离出来的油水混合液进入储油罐，经外输泵、外输炉加压加热后用于外输；分离出来的湿气进入气液分离器做进一步分离，分离后的湿气用于外输、站内自用或者进入轻烃处理装置，经轻烃装置处理后的干气则用于外输和站内气体自耗。转油站工艺流程（见图1）。图1 工艺流程图2 转油站能量评价模型2.1 能量平衡模型能量平衡分析方法是油田节能降耗评价的一种基本方法[3，4]。以辽河油田某
石油化工应用 2018年6期2018-07-19
- 黄土塬区原油集输管道腐蚀检测及剩余寿命预测
行状态，以XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道为研究对象，绘制腐蚀开挖检测专题图，开展腐蚀产物特性、边缘腐蚀状态试验研究，预测管道剩余寿命。结果表明：目标管道以内腐蚀为主，腐蚀点沿内壁随机分布，腐蚀速度级别为“重”，腐蚀程度级别为“严重”；腐蚀类型为Cl+O2+CO2+H2O环境下的垢下腐蚀，以溶解氧、CO2腐蚀为主，Cl－腐蚀为辅；腐蚀原因为介质含水率较高，流速偏低，水中含有溶解氧和CO2，且Cl－含量过高；目标管道最大剩余寿命为3．52年，平均剩余寿
中国特种设备安全 2017年11期2017-12-14
- 大庆外围低渗透油田集输系统优化
附近有剩余能力的转油站或脱水站，实现新开发区块不建处理站或转油站，从而简化工艺流程，降低基建投资和管理费用。1 低渗透油田集输工艺设计基础为解决工程一次性投资大和运行能耗高的问题，响应中石油股份公司提出的提高井口回压(控制在1.3 MPa)，简化工艺流程，控制工程一次性投资和降低吨油成本的要求，结合大庆外围油田开发布井方案，确定了两种工艺方案进行优选。1.1 单管电热集油流程油气混输工艺根据开发布井方案，油田北部区块新建油井244口，布置转油站1座(转油站
复杂油气藏 2017年1期2017-09-15
- 加热炉热效率分析及改进措施
470和喇230转油站天然气脱水效果不好，燃气含水量高[3]。喇470转油站达到2167mg/m3，喇230转油站达到2451mg/m3，易导致加热炉熄火，燃烧效果不好。5）燃烧器控制效率低。自动燃烧器给转油站加热炉的温度调控带来了安全和便利，促进了加热炉管理水平的提高，但是自动燃烧器在安装调试的过程中都是按照50℃、55℃、60℃三个档位进行温控，而且没有进行烟囱排烟温度的检测，无法确定加热炉最佳运行状态下的自动调节。6）燃烧器故障率高。冬季气温较低，加
石油石化节能 2017年7期2017-08-09
- 转油放水站控制系统分析与设计
163517)转油放水站控制系统分析与设计库雪坤(大庆油田有限责任公司第七采油厂规划设计研究所公用工程室，黑龙江 大庆 163517)本文介绍了转油站的工艺流程，并对自动控制系统进行了分析，与现有的油田转油站工艺流程结合在一起，研究并设计了通过可编程序控制器（PLC）实现转油站自动控制系统实现转油站的安全生产。转油站；PLC；自动控制油田工艺在油田生产过程中占据主要地位，而其中转油脱水的过程是油田工艺的核心内容，它需要将集油阀组间的来油通过三相分离器进行
化工管理 2017年9期2017-03-05
- 探究转油站安全模式的强化措施
63000)探究转油站安全模式的强化措施祖凤山(大庆油田创业集团华谊建筑安装工程公司，黑龙江大庆 163000)转油站作为油气集输站的重要组成之一，在使用前及后期的维修中应当做好严密的技术准备工作，制定详细的运行方案，并严格按照规定进行流程操作，保证油田集输的安全进行。本文从转油站的安全现状入手，阐述了当前转油站的安全隐患，分析了隐患存在的原因并提出了转油站安全管理的相关建议。转油站：安全管理；强化措施转油站是指把多座计量站的来油进行集中，进而开展油气分离
化工管理 2017年5期2017-03-05
- 转油站集输系统能耗分析及优化运行
0×104m3，转油站耗气6067×104m3（29座转油站，未含葡三联转、敖联转），卸油站耗气64×104m3，其他耗气13×104m3；集输系统共耗电3951×104kWh，其中：脱水联合站耗电673×104kWh，转油站耗电3039×104kWh，其他耗电239×104kWh。转油站系统耗气、耗电均占整个集输系统的80%左右，而掺水系统又是转油站系统的耗能大户。采油七厂所辖油田属于高寒地区低产低渗透油田，集输系统通常采用环状掺水流程，由于受气温低、凝
石油石化节能 2017年12期2017-02-05
- 转油站系统“低温集+高温输”运行方式探讨
公司第五采油厂）转油站系统“低温集+高温输”运行方式探讨冯成宝（大庆油田有限责任公司第五采油厂）低温集油技术经过多年的研究与应用，在集输系统中取得了明显的节能降耗效果。但持续低温运行给污水处理带来了不利影响。为了保证污水处理效果，满足“高温”来液的需求，优化转油站系统运行模式，提出并实施“低温集输+高温外输”的新模式，节气率达到13%以上，在满足生产运行“温度”要求的前提下，达到节气降耗、降本增效的目的。转油站；低温集；高温输某厂天然气产出主要为伴生气。油
石油石化节能 2016年7期2016-11-16
- 集输系统控制天然气消耗的措施应用
在油井、计量间、转油站、脱水站等单元采取能耗控制措施，减少低效、无效消耗，单井耗气量持续降低，为全面控制耗气上升幅度提供了保障。集输系统；过程控制；天然气；措施1 现状及问题原油集输系统包括转油站、脱水站2大系统，转油站系统包括油井、计量间、转油站3个主要单元。各功能单元的核心作用是为油井采出液正常集输、处理提供必要的水力、热力条件，并保证设备安全运行。转油站集输液主要由外输液量、掺水量（包括单井掺水量、计量间采暖量、转油站采暖水量）2部分构成；脱水站集输
石油石化节能 2016年5期2016-09-07
- 大庆萨中油田低温集输工艺分析
理系统为计量间、转油站、脱水站三级处理工艺流程。计量间设有玻璃管计量分离器或流量计量油方式；转油站具有气液分离，缓冲沉降，掺水、热洗水加热增压，含水油增压外输，湿气自压外输等功能；脱水站采用二段原油脱水工艺，即一段游离水沉降分离和二段电脱水工艺[1]。原油集输系统工艺采用双管掺水流程、串接流程、环状流程3种方式，其中在中区东部3次加密井产能建设中，站外集油系统采用串接流程和环状流程相结合的集油工艺，其他均采用双管掺水流程。2 低温、常温集输2.1低温集输阶
石油石化节能 2016年3期2016-09-06
- 转油站整体改造中平面布局的差异及决定因素
）杏北油田共建设转油（放水）站 51座，其中，连续运行20年以上的转油站23座，占站场总数的44.2%。部分老式转油站生产厂房为老式大板结构，工艺管网、生产厂房长期以来未进行过系统性更新，设备设施老化现象严重，给生产管理带来一定的安全隐患。近年来，针对转油站存在的这类问题，对重点腐蚀老化的大板结构转油站逐一进行了整体性改造。根据改造方式不同，已建转油站改造可分为原址新建和异地新建。对于原址新建的改造方式，由于站内建筑及工艺管网均更新，因此，转油站平面布局需
油气与新能源 2015年3期2015-12-16
- 纯油区转油站系统能效对标管理方法研究
采油厂）纯油区转油站系统能效对标管理方法研究贺亮（大庆油田有限责任公司第五采油厂）随着某厂低温集油的深入开展，三次采油规模的增加，转油站集输耗气量呈加速上升趋势，纯油区12个转油站情况类似，但能耗差异较大。通过对纯油区A转油站集输系统能耗的分析，建立A转油站能效对标体系；依据对能耗设备及转油站综合能耗的测试，确定转油站集输系统能耗标杆值，并与实际能耗测试进行对比，找出降低能耗的有效途径，在纯油区其他转油站进行推广应用。通过开展能效对标活动，实现精细化管理
石油石化节能 2015年9期2015-11-02
- “一站两制”集输方式在转油站节能降耗中的应用
气从构成上可分为转油站集输耗气和联合站集输耗气，其中转油站集输耗气占总集输耗气80%左右，联合站占近20%，因此，转油站集输耗气占总耗气近70%。随着水驱扩边开发的不断深入，耗气呈上升趋势，节气形势较为严峻。从整个耗气系统看，转油站集输耗气所占比例最高，是节气挖潜的主要对象。近些年，通过持续执行低温集输、常温集输等运行方式，高产液、高含水油井均实施了季节停掺水、全年停掺水，同时计量间取消采暖管线，节气效果显著。而目前新开发的扩边产能中新建的油井，由于集输半
石油石化节能 2015年6期2015-08-07
- 控制集输系统耗气新模式的应用
3）集输系统包括转油站、脱水站两大系统。某厂转油站外输液量为3064.7×104m3，掺水量为1845.3×104m3，占总集输液量的37.58%。由于外输液量、外输油量及污水外输量是不可调整量，要降低集输总液量，只能控制掺水量，降低转油站系统循环量。1 能耗构成分析转油站集输液主要由外输液量、掺水量两大部分构成；联合站集输液主要由外输净化油量、沉降岗外输至污水处理站水量两大部分组成。对集输系统能耗构成进行分析，总能耗方面转油站占88.14%，其中耗气占9
化工管理 2015年24期2015-03-28
- 超声波技术在加热炉防垢中的应用
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。萨南油田；超声波防垢；加热炉；节气；
油气田地面工程 2015年4期2015-02-16
- 转油（放水）站优化改造的思路及认识
油田工程有限公司转油（放水）站优化改造的思路及认识寇秋涣大庆油田工程有限公司喇嘛甸油田在不同开发时期建成了不同规模、性质的转油（放水）站，在特高含水开发后期，站库出现水聚驱负荷不均、布局不合理、设施老化及能耗高等问题。通过区域优化与更新改造相结合，在产能建设和老区改造中实施剩余能力挖潜、区域优化调整、技术整合、功能转换、升级改造等一系列优化措施，适时更新了老化的转油（放水）站，有效控制了建站数量和规模，提高了分离转液系统负荷率，降低了生产能耗及运行成本。转
油气田地面工程 2015年6期2015-02-10
- 原油流动改进剂在稠油井区的应用试验
率35.98%；转油站集输自耗气下降21.02×103m3，下降幅度为61.35%。泌304井区；原油流动改进剂；单井加药浓度；生产曲线；现场试验河南油田南部陡坡带泌304井区共有24口油井，原油密度0.8658～0.962g/cm3，地面原油黏度(70℃)10.45～173.59mPa·s，凝固点16～44℃，胶质沥青质含量16.17%～34.18%，含蜡13.67%～38.44%，属高含蜡、高凝固点稠油。该稠油区块油井主要采取加清防蜡剂的措施以延长热洗
油气田地面工程 2015年3期2015-02-08
- 天然气处理厂氮风驱液工艺应用效果评析
三个处理厂的机泵转油工艺。1 氮风驱液工艺简介氮风驱液是指在地埋罐的顶部设计氮气接入流程（气源来自氮气管网），并设计了放空阀和呼吸阀等安全附件，当地埋罐液位达到70 %时，现场打开氮气进口阀门，关闭呼吸阀前截断阀，打开污油出口阀；当油罐液位降至20 %时，现场关闭氮气进口阀，待压力降至0.1 MPa 左右时，关闭放空阀，打开呼吸阀前截断阀。转油罐出来的污油进入污油储罐，由污油装车泵外运。除甲醇预处理地埋罐转油罐采用了氮风驱液工艺外，苏里格第四天然气处理厂的
石油化工应用 2014年3期2014-12-24
- 转油站能耗评价及节能措施研究
共有联合站7座、转油（放水）站47座。油气集输系统分离转液能力46.9×104m3/d，运行负荷率76.6%，游离水脱除能力29.9×104m3/d，运行负荷率73.9%，电脱水能力3.4×104t/d，运行负荷率48.8%。2013年，集输系统耗电0.89×108kWh，占地面系统耗电的11.19%，输液单耗为1.04 kWh/t，低于公司1.5 kWh/t的技术管理指标。从能耗情况来看，集输系统能耗主要是转油站和脱水站，转油站能耗占集输系统能耗的91.
石油石化节能 2014年11期2014-08-13
- 转油站能耗综合评价方法研究
节能的基础上，对转油站能耗进行用能综合分析，挖掘节能潜力，提出节能改造措施，进一步降低转油站能耗。1 转油站能耗现状某转油站设计规模为7000 m3/d，目前外输6545 m3/d，负荷率93.5%，下辖6 座计量间共79 口井（抽油机井35 口，螺杆泵井37 口，电泵井7口），平均回压0.37 MPa，平均掺水汇管温度为50.0 ℃。转油站能耗集中表现在热耗和电耗两方面[1]。热耗主要分布在转油站掺水加热、洗井加热及外输加热等环节[2]。电耗主要分布在转
石油石化节能 2014年11期2014-08-07
- 聚喇360转油放水站节能降耗研究
油厂）聚喇360转油放水站节能降耗研究张延秀（大庆油田有限责任公司第六采油厂）聚喇360转油放水站是喇嘛甸油田北东块聚合物驱产能站，设计转油能力1.4×104m3/d，实际转油1.05×104m3/d，每天运行2台74 kW电动机，年耗电69×104kWh。通过简单的工艺改造和加装计量仪表即可实现来液的自压外输，工艺运行过程安全可靠，年节约用电69×104kWh，达到节能降耗的目的。自压流程 工艺改造 节能降耗聚喇360转油放水站是喇嘛甸油田北东块聚合物驱
石油石化节能 2014年5期2014-03-29
- 联合站集输系统能耗计算方法研究及应用
析，发现系统中的转油站热能利用率和电能利用率都不高，是用能的薄弱环节，系统能耗计算方法为实现集输系统“优质、低耗”改造提供了理论依据。集输系统 黑箱模型 灰箱模型 系统效率 节能降耗我国东部老油田经过几十年的开发，地面各生产系统的负荷率普遍下降，运行效率降低，系统能耗升高。研究油气集输系统能量分布状况，优化和利用现有集输系统，将为油田节能降耗提供科学的依据。油气集输能耗一般占原油生产总能耗的30%～40%，所消耗的热能和电能是油田节能的重点对象。联合站、转
石油石化节能 2014年5期2014-03-29
- 三合一装置在转油站油气分离工艺中的应用
计院三合一装置在转油站油气分离工艺中的应用陈巍芳大庆油田设计院随着油田的发展，聚合物驱油及三元液驱油技术的普遍采用，对油气集输中各设备的处理能力提出了新的要求。在这种情况下，提高转油站的油、气、水的分离质量显得尤为重要。提高转油站油、气、水的分离质量不但可以提高联合站脱水设备的处理效率，也有利于缓解后续处理压力，主要表现在降低加热炉的工作负荷和减轻水处理系统压力等方面。油气集输；三合一装置；油气分离系统；工艺大庆油田的油气集输系统普遍采用计量站、转油站、联
油气田地面工程 2014年10期2014-03-22
- 喇嘛甸油田转油站布局优化
油三厂喇嘛甸油田转油站布局优化王群大庆油田采油三厂喇嘛甸油田随着开发的深入，采出液性质发生变化，迫使工艺流程及配套技术做出相应调整，同时转油站的平面布局也发生了较大变化，导致老区油田站库出现现有工艺管线走向复杂、站库占地面积大等问题。为充分利用占地面积，提高土地利用系数，将站库的平面布局重新进行区块划分，即划分为容器区、加热炉区、泵房区、生产辅助区，从而确定整个转油站的标准平面布局，满足油田未来5～10年的发展需求。转油站；布局；工艺流程；优化喇嘛甸油田随
油气田地面工程 2014年10期2014-03-22
- 东18井区环状电加热集油工艺优化
流程，该流程存在转油站负荷偏低，运行成本较高等问题。考虑将其改为单管环状掺水集油工艺，停运东18转油站，以降低运行维护成本。为降低投资，将充分依托东16转油站已建系统负荷。通过地面系统“关、停、并、转”优化改造，可达到减员增效、降低运行成本、提高系统负荷率的效果。环状电加热；环状掺水；集油工艺；优化东18站建于1997年，距已建东16转油站仅3km，由于当时集输系统设计参数较保守，东18井区采用独立建站的方式，集输系统应用单管环状电加热集油流程。目前东18
油气田地面工程 2014年4期2014-03-09
- 降低转油站能耗浅析
果。1 工艺流程转油站采用分离缓冲游离水脱除器进行气、油、水分离，分离后的油经过输油泵加压以及计量后输至杏四联合站，游离水放出作为本站供热用污水，即供站外系统油井掺水和热洗供水，分离出的伴生气计量后自压至杏四联合站。站内燃料气为联合站返输干气，当干气不能保证时也可烧本站自产湿气。1）油系统：计量间来液阀组→调油阀→游离水脱除器→外输泵→流量计→外输杏四联合站。2）天然气系统：游离水脱除器→除油器→天然气计量→（加热炉、外输X联合站）。3）掺水系统：游离水脱
石油石化节能 2014年1期2014-01-25
- 加热炉与输油泵系统效率低原因分析及治理技术
井产量的递减，各转油站、脱水站外输负荷率下降明显，平均外输负荷率为39.87%，且均已采用变频调速技术。在测试过程中，泵的流量、压力转速不稳定，导致整个机泵效率偏低，只有在泵加速运转时功率因素才能达标。截至2012年，共建转油站51座，其中管辖井数少于100口的有11座，占总数的21.57%；产液量低于3000m3/d的有26座，占总数的50.98%，油气分离负荷率低于50%的有11座。3 提高系统效率措施3.1 提高加热炉系统效率充分利用目前在用的加热炉
石油石化节能 2014年4期2014-01-25
- 加热炉应用超声波除垢防垢技术效果分析
012年在TN2转油站应用了超声波除垢防垢技术，该技术能够阻止加热炉流体中的溶盐沉积产生管垢，同时还能够使已生成的管垢逐渐溶解，实现清除已有水垢的目的，提高了加热炉的整体效率，降低加热炉在运行过程中存在的安全隐患，起到了除垢、防垢、高效换热、环保节能的作用。1 除垢防垢原理及应用1.1 原理1）除垢机理：超声波的声波作用于液体中时，液体内形成许多微小的气泡，形成“空化效应”，气泡的破裂会产生能量极大的冲击波，影响碳化沉积物内部之间的牢固性，破坏了碳化沉积物
石油石化节能 2014年1期2014-01-25
- 杏北油田集输系统节电潜力分析
进行分析。2.1转油站掺水泵能耗分析全厂 50座转油站掺水泵运行情况，通过对各站设备的单耗、负荷率和节能技术应用情况等几方面进行分类统计分析，结果如下：1）应用变频调速装置的掺水泵平均单耗较低（1.02kWh/m3）。 目 前 ， 全 厂 50 座 转 油 站 有 21 座 转油站掺水系统安装变频调速装置 （有14座转油站的掺水变频调速装置运行，7台调速设备停运）。从图1可以看出，C、D、H转油站虽然安装调速装置，但是掺水单耗仍高于平均值，分析原因是：由于
石油石化节能 2013年8期2013-05-05
- 油田输油系统节能降耗措施
区块的影响，导致转油站负荷量不均匀，影响输油系统运行效率，使输油系统的能耗量不断增加。为了达到节能降耗的目的，大庆油田第二采油厂通过对中转站系统的优化调整，简化地面工艺流程，提高输油系统的负荷率，并以高效泵代替低效泵，以小泵代替大泵，利用变频调速装置提高输油泵的运行效率，达到节电的效果。对高含水的油井进行常温输送，对加热炉更换高效燃烧器，降低集输自耗气，达到节约天然气的目的。输油系统节能措施的应用为油田后期开采提供了有利的保证。输油系统 节能降耗 输油泵
石油石化节能 2012年6期2012-11-16
- 喇601转油站节能潜力分析及对策
采油厂）喇601转油站节能潜力分析及对策朱艳华（大庆油田有限责任公司第六采油厂）喇嘛甸油田已经进入高含水开采后期，为降低转油站系统能耗，以喇601转油站节能挖潜为切入点，以调查研究和节能监测为手段，开展节能示范站的研究工作。对转油站工艺流程、机泵及加热炉运行情况和节能计量设备完备情况进行详细分析，按照系统节能的理念制定改造措施，对转油站各系统耗能点进行整体优化控制。综合应用成熟技术，合理匹配机泵、加热炉、变压器、照明等设备的各项参数，发挥技术和管理优势，完
石油石化节能 2012年1期2012-11-15
- 燃气发电机组在转油站的应用
本概况聚南4-7转油站用电量7 500 kW·h/d左右；天然气外输量30 000 m3/d，自耗气量8 000 m3/d。机泵运行情况见表1。聚南4-2转油站用电量6 000 kW·h/d左右；天然气外输量30 000 m3/d，自耗气量8 000 m3/d。机泵运行情况见表2。表1 聚南4-7转油站机泵运行情况表2 聚南4-2转油站机泵运行情况2 技术方案2.1 负载情况聚南4-7转油站总装机功率为783 kW，常用额定功率为532 kW，实际功率（按
油气田地面工程 2011年11期2011-02-07