轉油
- 轉油站無伴熱集輸工藝改造的技術研究
高。近年來，隨著轉油站運行年限的增加，站庫腐蝕老化問題逐年增多，為了治理站庫相關問題，每年生產運行維護成本達到180 萬元左右，高維護成本問題日益突出[3]。3）管道維護費用高。該油田現有集輸管道5 296 km，占管道總量的55.27%。2021 年集輸管道失效7 133 次，占比65.4%，年失效率為1.47 次/km。每年用于治理管道失效費用高達8 000萬元，其中摻水熱洗管道失效占總集輸管道失效的2/3 左右，管道維護成本不斷增高。2 集輸工藝改造
石油石化節(jié)能 2023年9期2023-10-05
- 低溫集輸技術界限及運行優(yōu)化
采出液經計量間、轉油站集輸處理后進入下游脫水站，根據轉油站集輸參數優(yōu)化工作實施方案，從單井生產平穩(wěn)及站內儀表誤差的角度考慮，轉油站來液溫度高于凝固點3 ℃為宜。為滿足游離水脫除和污水處理需求，轉油站有外輸液加熱保障時，外輸液進脫水站溫度要求高于原油凝固點4 ℃；轉油站無外輸加熱保障時，外輸液進脫水站溫度要求高于原油凝固點2 ℃。以某A 脫水站為例，A-1#、A-2#、A-6#、A-7#、A-8#轉油站均無外輸加熱保障，外輸液進脫水站溫度在34 ℃可滿足運行
油氣田地面工程 2022年8期2022-10-02
- 油田地面系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化節(jié)能探討
]，改造水、聚驅轉油站過程中，由于聚驅轉油站油水分離、污水處理技術參數與水驅系統(tǒng)差異較大，在對兩座轉油站進行完全合并中，需按聚驅參數進行建設，以滿足高滲透油層污水處理需要，改造工程量大，投資高；另一方面集輸系統(tǒng)由于產油量下降，脫水站二段電脫水器運行負荷較低，脫水站脫水加熱爐、外輸加熱爐等能耗設備較多。由于油田地面系統(tǒng)多年開發(fā)建設，導致地面系統(tǒng)眾多不適應性，因此，在成本的把控上、工藝繁瑣程度的管控、工程量的把控等多個層面依舊要進一步開展探究和討論[5]，這正
石油石化節(jié)能 2022年8期2022-09-30
- 提高轉油站外輸溫度方式應用效果分析
基礎上，通過提高轉油站外輸溫度將各轉油站至聯(lián)合站匯管來液溫度提升到39℃，使污水處理系統(tǒng)能夠較好有效的運行。目前部分作業(yè)區(qū)從年初至5月中旬聯(lián)合站匯管來液溫度最高為37℃，若對其2座轉油站實施停爐運行，聯(lián)合站匯管來液溫度還將進一步降低，為了更好的開展低溫集輸降低能耗工作，滿足油田生產及注入水質要求，對作業(yè)區(qū)集輸能量損失較大的兩個轉油站實施逐步提溫[1]。鑒于生產實際情況，常溫集輸方案全面實施不便于生產管理，在保證作業(yè)區(qū)整個集輸系統(tǒng)平穩(wěn)運行的同時，采用“升溫一
石油石化節(jié)能 2022年9期2022-09-29
- 某區(qū)塊地面系統(tǒng)建設優(yōu)化節(jié)能方法研究
行產能建設，涉及轉油站3座，均運行30 a以上，站內設備腐蝕老化嚴重，能耗浪費情況十分突出。為此，規(guī)劃通過產能建設，總體優(yōu)化地面系統(tǒng)建設布局[1]，停運老站，集中建設新站，達到節(jié)能、降耗、減員的目的。1 已建站場能力核實3座轉油站站內均采用“三合一”處理工藝，摻水、熱洗流程分開[2]，產能建設后，1#轉油站管轄油井220口，計量間13座，2#轉油站管轄油井207口，計量間13座，3#轉油站管轄油井76口，計量間7座。按照凝固點進站[3]，摻水出站溫度55℃
石油石化節(jié)能 2022年9期2022-09-29
- 某油田集輸系統(tǒng)節(jié)氣形勢及對策
油廠建有計量間、轉油站、脫水站等共400余座，油井7 000余口。隨著油田開發(fā)的不斷深入，地面井、間、站等基礎設施的增加，天然氣消耗猛增。統(tǒng)計2010—2020年10年間耗氣情況，總耗氣量由5 10余萬方上升到1億方以上，上升93.08%；平均單井耗氣量由1.07×104m3上升到1.49×104m3，上升39.25%。根據近年耗氣情況，結合開發(fā)預測，預計至2025年總耗氣量將上升到14 644×104m3，噸液耗氣量將上升到3.01 m3/t。此外，返輸
石油石化節(jié)能 2022年6期2022-07-02
- 喇嘛甸油田外輸氣管線防凍堵技術發(fā)展方向探討
采出液采出后進入轉油站、聯(lián)合站，進行兩級除油后，集中輸往天然氣公司進行脫烴、脫水處理。目前51座集輸站庫中有29座仍采用單獨除油器進行脫水處理，無干燥器，脫水效果較差。外輸氣管道內因含有一定的水分會在低溫條件下生成水合物堵塞管道或閥門[1]，造成集氣困難或管道凍堵，甚至會造成嚴重的安全事故，而清除水合物堵塊需要數天乃至數周[2]，嚴重影響生產。因此，抑制外輸氣管線凍堵對保障冬季安全生產具有非常重要的意義。為防止外輸濕氣中較多的水分導致冬季天然氣外輸管線凍堵
石油石化節(jié)能 2022年6期2022-07-02
- 轉油站工藝流程存在問題分析及對策探討
000）0 引言轉油站工作主要是將計量站進行集中干預，將轉接站集中于同一位置，以更好的開展油氣分離處理，優(yōu)化油氣的劑量工作，并開展油氣傳輸及加熱沉降，轉油站屬于中型油站的一種，也被稱之為集油站，部分轉油站作業(yè)還包括原油脫水作業(yè)，對轉油站內部工藝流程開展調查研究，并分析與工藝流程相匹配的機械運行中所產生的能源消耗情況，對其工藝流程之中存在的問題進行重點分析，以越站流程方式對相關問題進行改善，以此保障轉油站生產運營流程的穩(wěn)定性，確保工藝流程實施的安全性和穩(wěn)定性
全面腐蝕控制 2021年1期2021-12-31
- 轉油站集輸系統(tǒng)能耗分析及優(yōu)化運行探討
方面開展，第一，轉油站與油井之間的集輸管線，能源消耗大都來自于集輸管線傳輸過程，判斷方式以出口和入口溫度進行，這一溫度差值指的是集輸過程中所產生的能源消耗量。由于單井離轉油站的路由過程較長，極易導致溫度快速下降的情況發(fā)生，原油的流動性不斷改變，導致能量大量流失，產生惡性循環(huán)[1]；第二，由于脫水站至轉油站之間存在集輸管線，能量損失大都來源于含水原油的處理，當前，第三次采油不斷發(fā)展，在開展原油的初步分離工作時，添加劑的處理形式必須豐富化，但是這無疑會增加能源
全面腐蝕控制 2021年5期2021-12-11
- 新疆某油田轉油泵結垢成因分析及除垢對策研究
離子。某油田A 轉油站作為重要的輸液節(jié)點，主要負責將各個井區(qū)的采出液轉輸至處理站，采用井口→計量站→轉油站→處理站的三級布站方式[2]。水平井采用井口加熱集輸工藝，單井來液經計量站計量后，通過匯管進入轉油站一體化加熱轉輸裝置，目前共有2 臺泵，一用一備，每日平均進液量達7 000 m3以上，轉油泵來液溫度均加熱至40 ℃以上。A 轉油站轉油泵葉輪結垢速度快（圖1），需一周一次強制性停泵、清垢，而正常運行情況下，在達到一保時間（約為42 天）后，根據需要才會
油氣田地面工程 2021年10期2021-10-22
- 過渡帶低效高耗轉油站優(yōu)化調整措施分析
是東部過渡帶X 轉油站油氣處理負荷率僅為36.3%，站庫運行單耗高居全廠轉油站首位。隨著油田的開發(fā)形勢和投資形勢日益嚴峻[2-3]，提質增效的需求日益增大[4]，地面系統(tǒng)也大力開展了優(yōu)化簡化工作[5-6]。因此，有必要對低負荷、高能耗的站庫進行優(yōu)化調整，達到節(jié)能降耗和高效運行的目的。1 X 轉油站運行現狀1.1 建設現狀X 轉油站位于杏北油田東部過渡帶南塊，始建于1993 年，現管轄計量間7 座，油井106 口，站外采用雙管集油摻水工藝。站內采用“三合一”
石油石化節(jié)能 2021年7期2021-07-19
- 喇嘛甸油田北西塊地區(qū)集中監(jiān)控系統(tǒng)應用研究
分別為喇340 轉油放水站、喇400 轉油放水站、喇270 轉油放水站和喇十七污水、注水站。第六采油廠第二油礦聯(lián)合站崗位明細如表1 所示。表1 第二油礦聯(lián)合站崗位明細Tab.1 Job list of multi-purpose station in No.2 Oil Department為貫徹大慶油田公司關于數字化油田管理的要求，為油田大中型站場試驗完善多崗合一、集中監(jiān)控的管理模式提供參考依據，對第六采油廠第二油礦大型站庫實施“集中監(jiān)控、無人值守”的生產
油氣田地面工程 2021年7期2021-07-19
- 應用智能機器人保障轉油站無人值守的探索
據集中處理。2 轉油站無人值守模式存在的安全風險轉油站是集輸系統(tǒng)中二級布站或三級布站的中間站，主要功能是對站外來液進行油氣分離并轉輸至脫水站進一步處理。主要工藝如圖1所示。考慮到轉油站處理介質含油氣等易燃易爆介質，事故的損失和危害均較大，實施無人值守的風險高、難度大等因素，目前油氣生產數字化建設在轉油站仍采用有人值守模式。轉油站實施無人值守模式風險主要有以下幾個方面：圖1 轉油站工藝流程示意圖Fig.1 Schematic diagram of oil t
油氣田地面工程 2020年9期2020-09-16
- 塔二轉外輸工藝存在問題及改進措施探討
)1 問題的提出轉油站是為滿足油氣集輸而設計的油田專用場所，主要用于油氣集輸系統(tǒng)過程中，將原油天然氣進行分離、加熱、增壓外輸。塔二轉自投產以來，本站參數調整及機泵的運行狀況受外站來液波動影響較大，需要工人24 小時根據罐液位手動調整外輸泵排量，外輸泵變頻與罐液位自動聯(lián)鎖失去作用，增加了工人的勞動強度。因此，需要摸清塔二轉外輸工藝存在的問題，并探索改進措施，實現轉油站的平穩(wěn)運行，降低工人的勞動強度。2 存在問題及問題分析2.1 塔二轉外輸工藝現狀塔二轉于20
化工管理 2020年21期2020-08-08
- 微型燃氣輪機分布式供能系統(tǒng)在轉油放水站中的應用探討
求。文章通過闡述轉油放水站的工藝流程和存在的問題，結合案例，對微型燃氣輪機分布式供能系統(tǒng)的應用進行了詳細分析。1 轉油放水站的生產流程及運行過程存在的問題1.1 轉油放水站的生產流程轉油放水站屬于油田開發(fā)中地面工程的一部分。轉油站主要是給油（液）補充能量，以便將其輸送到集中處理站。放水站是將含水較高的原油分離出大部分游離水，并將低含水原油和含油污水分別輸往原油脫水站和污水處理站。為了便于管理，通常將轉油站和放水站合建在一處。轉油放水站的主要工作流程是將從計
工程技術研究 2020年10期2020-06-19
- “兩定一?！笨刂?span id="5ph5zln" class="hl">轉油站集輸耗氣
）某隊管理1 座轉油站，9 座計量間、5 座集油閥組間，有環(huán)狀流程49 個162 口井，雙管流程68 口井，轉油站設計處理能力17 000 m3/d，站內有各種泵及壓力容器24 臺?！笆濉蹦┘斁C合耗電1.63 kWh/t，集輸綜合耗氣1.66 m3/t。為了滿足節(jié)氣與水質管理的要求，需要進一步明確轉油站的外輸溫度、摻水溫度和摻水量的控制標準，搞好“兩定一?！惫芾?。1 定溫度1.1 外輸溫度的確定根據水質管理要求，轉油站到聯(lián)合站末點溫度為38 ℃以上。
石油石化節(jié)能 2020年2期2020-03-20
- 長慶油田H轉油站集輸管線腐蝕原因分析
16）長慶油田H轉油站低壓集輸管線于2012年6月投運，材質為20號鋼，規(guī)格為φ114×5.0 mm，輸送介質為油氣水，外輸液量約375 m3/d，含水約52 %，外輸壓力1.6 MPa～1.7 MPa，外輸溫度為40 ℃，CO2分壓0.01 MPa，H2S濃度為300 mg/L～600 mg/L。該站站內管線運行兩年就出現大面積的腐蝕穿孔而被迫更換新管線。鑒于該站站內管線使用時間短、泄漏嚴重等情況，于是對該站站內集輸管線腐蝕穿孔原因進行分析，并采取有效措
石油化工應用 2019年12期2020-01-09
- 轉油站集輸系統(tǒng)能耗分析與評價軟件開發(fā)
輸[1-5]。其轉油站系統(tǒng)是油田集輸系統(tǒng)中重要的組成部分。隨著大慶油田的不斷開發(fā),6號轉油站集輸系統(tǒng)能耗升高,運行效率降低。本文針對該轉油站集輸系統(tǒng)工藝流程建立了能耗評價指標,研究并開發(fā)了轉油站集輸系統(tǒng)能耗分析與評價軟件,利用軟件對系統(tǒng)各耗能環(huán)節(jié)進行能耗評價,綜合分析出能耗分布規(guī)律,依據分析結果,研究相應的治理對策,進行節(jié)能降耗潛力預測。1 轉油站集輸系統(tǒng)工藝流程轉油站集輸系統(tǒng)采用單管環(huán)狀摻水流程,是將所有油井和閥組間連接成一個集輸環(huán)路[6-9]。轉油站來
天然氣與石油 2019年5期2019-10-30
- 某區(qū)塊三元復合驅采出水處理效果影響因素分析及治理措施研究
主要負責處理A 轉油放水站、B 轉油放水站及某聯(lián)合站脫水站處理后的三元復合驅采出水。某三元污水站投產于2013 年12 月，設計規(guī)模2.2×104m3/d，實際處理負荷1.4×104m3/d，負荷率63.6%，采用“連續(xù)流氣浮/序批沉降”與“石英砂磁鐵礦+海綠石磁鐵礦兩級過濾”處理工藝[3]。2 影響三元污水處理效果因素分析從不同階段含劑及外輸水質情況看，某三元污水站在低含劑期水質穩(wěn)定達標，受驅油劑含量上升的影響，高含劑期外輸水質逐漸變差[4]，無法達標，
石油石化節(jié)能 2019年9期2019-10-17
- 基于層次分析法的轉油站系統(tǒng)能效評價體系研究
耗愈發(fā)重要。油田轉油站是油氣集輸系統(tǒng)的主要環(huán)節(jié)，其用能約占地面集輸能耗的70%[1]，因此有必要對現有的轉油站系統(tǒng)進行用能分析，找出其設備或工藝流程中能耗較大或能損較高的環(huán)節(jié)，對其進行節(jié)能改造，以提高系統(tǒng)用能效率，降低油田生產成本。目前，國內對轉油站系統(tǒng)的節(jié)能優(yōu)化研究多為站內用能設備的優(yōu)化。閔永明針對轉油站泵機組工藝參數進行了優(yōu)化，使泵機組處于高效功率區(qū)間，提高了站場電能的利用率[1]。趙慶來、趙金昕根據現場實際測試結果，計算出加熱爐空氣系數與加熱爐熱效率
油氣田地面工程 2019年6期2019-07-24
- 油氣集輸系統(tǒng)能量優(yōu)化軟件在油田的應用
技術及工具。1 轉油站建設及運行情況某采油廠3號轉油站始建于1986年，截至2018年底，共建成油井 215口，轄計量間 8座。除 53口井采用掛接集油流程外，其余油井均采用雙管摻水集油流程。轉油站站內采用分離、沉降、緩沖“三合一”流程，站內主要耗能設備有摻水爐、熱洗爐、摻水泵、外輸泵及熱洗泵。站內自控儀表系統(tǒng)相對完善，各類機泵耗電量、自耗氣、外輸濕氣、返輸干氣均可單獨計量。該區(qū)塊單井產液量相差較大，單井產液量最大為81.3 t/d，最小為4.2 t/d；
油氣與新能源 2019年3期2019-05-27
- 基于分析的轉油站系統(tǒng)用能薄弱環(huán)節(jié)辨識
830 前言油田轉油站系統(tǒng)涉及機械能、熱能與電能之間的相互轉化[1]。對工程系統(tǒng)進行用能分析時普遍采用以熱力學第一定律為基礎的能分析法,我國學者基于該方法對油田集輸系統(tǒng)能耗進行過多次評價分析[2-3]。安慕華[4]等人通過對勝利油田某聯(lián)合站幾年來的能耗分析及對相關能耗設備的測試,運用熱力學及傳熱學的相關知識計算分析,找出油田進入高含水階段聯(lián)合站能耗大幅度增加的原因。周英明等人[5]采用灰色系統(tǒng)理論分析法,定量分析集輸系統(tǒng)能量消耗的影響因素,確定了計算灰色關
天然氣與石油 2019年1期2019-03-20
- 杏北油田集輸系統(tǒng)停摻冷輸實施效果與潛力分析
廠）杏北油田在運轉油（放水）站51座，脫水站7座，管轄共計8 082口油井的集輸系統(tǒng)。隨著油田開發(fā)規(guī)模的不斷擴大，集輸能耗持續(xù)上升，近5年集輸耗電升高50%，耗氣升高131%。集輸能耗主要消耗在單井摻水以及中轉站加熱爐升溫方面。隨著油田產能規(guī)模的不斷擴大，采出井數逐年增加，與2013年對比，采出井總數由7 226口上升至8 375口，受其影響年均摻水量由2 715×104m3升高至4 064×104m3；因此，耗能單元基數不斷擴大是集輸系統(tǒng)能耗上升的主要因
石油石化節(jié)能 2019年12期2019-02-06
- 系統(tǒng)優(yōu)化調整 助力老油田提質增效
1.3 脫水站和轉油（放水）站所屬關系不合理喇南中塊區(qū)域已建有14座轉油（放水）站，從目前站庫分布情況來看，部分已建站集輸關系不合理，集輸能耗較高。造成這種局面的主要原因是站場建設時，為了保證后續(xù)污水處理的需要，按照水驅、聚驅來液分別建站，進行分開處理，因此，水驅轉油站采出液進入水驅脫水站進行處理，聚驅轉油站采出液進入聚驅轉油放水站進行處理，造成區(qū)域內水驅、聚驅轉油站系統(tǒng)關系不合理。隨著聚驅工業(yè)化的推廣，水驅轉油站采出液中逐步出現聚合物，聚合物濃度逐步達到
油氣與新能源 2019年1期2019-01-23
- PLC系統(tǒng)在某轉油站投產中的應用與調試分析
國外的多個油田的轉油站控制系統(tǒng)中得到了大量的推廣應用，對保證轉油站控制系統(tǒng)的穩(wěn)定性起到了重要的作用，體現出較好的控制性能，可以應用在油田生產的多個領域。我國從90年代左右開始應用PLC控制技術，最近一些年來，PLC的應用得到了較快的發(fā)展，采用PLC控制器中具備的PID閉環(huán)控制功能，可以對轉油站的運行壓力、液位、溫度以及流量等參數進行監(jiān)控，提高了轉油站的生產效率，極大提高了轉油站的自動化水平。轉油站的PLC控制系統(tǒng)的設計，應該按照中心控制室的要求來進行，可以
中國設備工程 2018年23期2018-12-18
- 杏北油田油井集成優(yōu)化配電系統(tǒng)的應用
分析杏北三元-8轉油站集成優(yōu)化配電系統(tǒng)的運行狀況，分析了集成優(yōu)化配電系統(tǒng)的優(yōu)勢與不足之處，并針對問題給出了相應的對策及建議。1 技術原理油井集成優(yōu)化配電系統(tǒng)主要由集成優(yōu)化配控站、單井集成優(yōu)化測控裝置及監(jiān)控中心三部分構成（圖1）。油井集成優(yōu)化配控站將系統(tǒng)電壓由6 kV轉變?yōu)?.4 kV，經0.4 kV架空線路、電纜線路輸送至單井配電箱，為機采井電動機及集成優(yōu)化測控裝置供電[2]。集成優(yōu)化配控站和抽油機主要運行狀態(tài)數據可以通過無線網絡傳輸到生產站場的遠程監(jiān)控中
石油石化節(jié)能 2018年10期2018-12-13
- 滅火器配置計算方法在轉油站的應用
公司第五采油廠）轉油站作為油氣集輸的節(jié)點，在油田生產中具有相當重要的作用。轉油站的平穩(wěn)安全運行是保證油氣正常集輸的基礎。轉油站由于是油氣匯集中轉的場所，存在著火災爆炸風險，而滅火器作為撲滅初期火災的消防器材被大量配備在轉油站，合理地配備滅火器對預防轉油站發(fā)生重大火災事故具有重要意義。1 滅火器選擇目前，滅火器在油田上使用的主要依據為Q/SY 129—2011《輸油氣站消防設施設置及滅火器材配備管理規(guī)范》和GB 50140—2005《建筑滅火器配置設計規(guī)范》
石油石化節(jié)能 2018年6期2018-08-01
- 轉油站能耗評價與改造預測
良好的效果。1 轉油站工藝流程井場來液經計量間計量后和站場來液進入緩沖罐混合、沉降、氣液分離，分離出來的油水混合液進入儲油罐，經外輸泵、外輸爐加壓加熱后用于外輸；分離出來的濕氣進入氣液分離器做進一步分離，分離后的濕氣用于外輸、站內自用或者進入輕烴處理裝置，經輕烴裝置處理后的干氣則用于外輸和站內氣體自耗。轉油站工藝流程（見圖1）。圖1 工藝流程圖2 轉油站能量評價模型2.1 能量平衡模型能量平衡分析方法是油田節(jié)能降耗評價的一種基本方法[3，4]。以遼河油田某
石油化工應用 2018年6期2018-07-19
- 黃土塬區(qū)原油集輸管道腐蝕檢測及剩余壽命預測
行狀態(tài)，以XFZ轉油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道為研究對象，繪制腐蝕開挖檢測專題圖，開展腐蝕產物特性、邊緣腐蝕狀態(tài)試驗研究，預測管道剩余壽命。結果表明：目標管道以內腐蝕為主，腐蝕點沿內壁隨機分布，腐蝕速度級別為“重”，腐蝕程度級別為“嚴重”；腐蝕類型為Cl+O2+CO2+H2O環(huán)境下的垢下腐蝕，以溶解氧、CO2腐蝕為主，Cl－腐蝕為輔；腐蝕原因為介質含水率較高，流速偏低，水中含有溶解氧和CO2，且Cl－含量過高；目標管道最大剩余壽命為3．52年，平均剩余壽
中國特種設備安全 2017年11期2017-12-14
- 大慶外圍低滲透油田集輸系統(tǒng)優(yōu)化
附近有剩余能力的轉油站或脫水站，實現新開發(fā)區(qū)塊不建處理站或轉油站，從而簡化工藝流程，降低基建投資和管理費用。1 低滲透油田集輸工藝設計基礎為解決工程一次性投資大和運行能耗高的問題，響應中石油股份公司提出的提高井口回壓(控制在1.3 MPa)，簡化工藝流程，控制工程一次性投資和降低噸油成本的要求，結合大慶外圍油田開發(fā)布井方案，確定了兩種工藝方案進行優(yōu)選。1.1 單管電熱集油流程油氣混輸工藝根據開發(fā)布井方案，油田北部區(qū)塊新建油井244口，布置轉油站1座(轉油站
復雜油氣藏 2017年1期2017-09-15
- 加熱爐熱效率分析及改進措施
470和喇230轉油站天然氣脫水效果不好，燃氣含水量高[3]。喇470轉油站達到2167mg/m3，喇230轉油站達到2451mg/m3，易導致加熱爐熄火，燃燒效果不好。5）燃燒器控制效率低。自動燃燒器給轉油站加熱爐的溫度調控帶來了安全和便利，促進了加熱爐管理水平的提高，但是自動燃燒器在安裝調試的過程中都是按照50℃、55℃、60℃三個檔位進行溫控，而且沒有進行煙囪排煙溫度的檢測，無法確定加熱爐最佳運行狀態(tài)下的自動調節(jié)。6）燃燒器故障率高。冬季氣溫較低，加
石油石化節(jié)能 2017年7期2017-08-09
- 轉油放水站控制系統(tǒng)分析與設計
163517)轉油放水站控制系統(tǒng)分析與設計庫雪坤(大慶油田有限責任公司第七采油廠規(guī)劃設計研究所公用工程室，黑龍江 大慶 163517)本文介紹了轉油站的工藝流程，并對自動控制系統(tǒng)進行了分析，與現有的油田轉油站工藝流程結合在一起，研究并設計了通過可編程序控制器（PLC）實現轉油站自動控制系統(tǒng)實現轉油站的安全生產。轉油站；PLC；自動控制油田工藝在油田生產過程中占據主要地位，而其中轉油脫水的過程是油田工藝的核心內容，它需要將集油閥組間的來油通過三相分離器進行
化工管理 2017年9期2017-03-05
- 探究轉油站安全模式的強化措施
63000)探究轉油站安全模式的強化措施祖鳳山(大慶油田創(chuàng)業(yè)集團華誼建筑安裝工程公司，黑龍江大慶 163000)轉油站作為油氣集輸站的重要組成之一，在使用前及后期的維修中應當做好嚴密的技術準備工作，制定詳細的運行方案，并嚴格按照規(guī)定進行流程操作，保證油田集輸的安全進行。本文從轉油站的安全現狀入手，闡述了當前轉油站的安全隱患，分析了隱患存在的原因并提出了轉油站安全管理的相關建議。轉油站：安全管理；強化措施轉油站是指把多座計量站的來油進行集中，進而開展油氣分離
化工管理 2017年5期2017-03-05
- 轉油站集輸系統(tǒng)能耗分析及優(yōu)化運行
0×104m3，轉油站耗氣6067×104m3（29座轉油站，未含葡三聯(lián)轉、敖聯(lián)轉），卸油站耗氣64×104m3，其他耗氣13×104m3；集輸系統(tǒng)共耗電3951×104kWh，其中：脫水聯(lián)合站耗電673×104kWh，轉油站耗電3039×104kWh，其他耗電239×104kWh。轉油站系統(tǒng)耗氣、耗電均占整個集輸系統(tǒng)的80%左右，而摻水系統(tǒng)又是轉油站系統(tǒng)的耗能大戶。采油七廠所轄油田屬于高寒地區(qū)低產低滲透油田，集輸系統(tǒng)通常采用環(huán)狀摻水流程，由于受氣溫低、凝
石油石化節(jié)能 2017年12期2017-02-05
- 轉油站系統(tǒng)“低溫集+高溫輸”運行方式探討
公司第五采油廠）轉油站系統(tǒng)“低溫集+高溫輸”運行方式探討馮成寶（大慶油田有限責任公司第五采油廠）低溫集油技術經過多年的研究與應用，在集輸系統(tǒng)中取得了明顯的節(jié)能降耗效果。但持續(xù)低溫運行給污水處理帶來了不利影響。為了保證污水處理效果，滿足“高溫”來液的需求，優(yōu)化轉油站系統(tǒng)運行模式，提出并實施“低溫集輸+高溫外輸”的新模式，節(jié)氣率達到13%以上，在滿足生產運行“溫度”要求的前提下，達到節(jié)氣降耗、降本增效的目的。轉油站；低溫集；高溫輸某廠天然氣產出主要為伴生氣。油
石油石化節(jié)能 2016年7期2016-11-16
- 集輸系統(tǒng)控制天然氣消耗的措施應用
在油井、計量間、轉油站、脫水站等單元采取能耗控制措施，減少低效、無效消耗，單井耗氣量持續(xù)降低，為全面控制耗氣上升幅度提供了保障。集輸系統(tǒng)；過程控制；天然氣；措施1 現狀及問題原油集輸系統(tǒng)包括轉油站、脫水站2大系統(tǒng)，轉油站系統(tǒng)包括油井、計量間、轉油站3個主要單元。各功能單元的核心作用是為油井采出液正常集輸、處理提供必要的水力、熱力條件，并保證設備安全運行。轉油站集輸液主要由外輸液量、摻水量（包括單井摻水量、計量間采暖量、轉油站采暖水量）2部分構成；脫水站集輸
石油石化節(jié)能 2016年5期2016-09-07
- 大慶薩中油田低溫集輸工藝分析
理系統(tǒng)為計量間、轉油站、脫水站三級處理工藝流程。計量間設有玻璃管計量分離器或流量計量油方式；轉油站具有氣液分離，緩沖沉降，摻水、熱洗水加熱增壓，含水油增壓外輸，濕氣自壓外輸等功能；脫水站采用二段原油脫水工藝，即一段游離水沉降分離和二段電脫水工藝[1]。原油集輸系統(tǒng)工藝采用雙管摻水流程、串接流程、環(huán)狀流程3種方式，其中在中區(qū)東部3次加密井產能建設中，站外集油系統(tǒng)采用串接流程和環(huán)狀流程相結合的集油工藝，其他均采用雙管摻水流程。2 低溫、常溫集輸2.1低溫集輸階
石油石化節(jié)能 2016年3期2016-09-06
- 轉油站整體改造中平面布局的差異及決定因素
）杏北油田共建設轉油（放水）站 51座，其中，連續(xù)運行20年以上的轉油站23座，占站場總數的44.2%。部分老式轉油站生產廠房為老式大板結構，工藝管網、生產廠房長期以來未進行過系統(tǒng)性更新，設備設施老化現象嚴重，給生產管理帶來一定的安全隱患。近年來，針對轉油站存在的這類問題，對重點腐蝕老化的大板結構轉油站逐一進行了整體性改造。根據改造方式不同，已建轉油站改造可分為原址新建和異地新建。對于原址新建的改造方式，由于站內建筑及工藝管網均更新，因此，轉油站平面布局需
油氣與新能源 2015年3期2015-12-16
- 純油區(qū)轉油站系統(tǒng)能效對標管理方法研究
采油廠）?純油區(qū)轉油站系統(tǒng)能效對標管理方法研究賀亮（大慶油田有限責任公司第五采油廠）隨著某廠低溫集油的深入開展，三次采油規(guī)模的增加，轉油站集輸耗氣量呈加速上升趨勢，純油區(qū)12個轉油站情況類似，但能耗差異較大。通過對純油區(qū)A轉油站集輸系統(tǒng)能耗的分析，建立A轉油站能效對標體系；依據對能耗設備及轉油站綜合能耗的測試，確定轉油站集輸系統(tǒng)能耗標桿值，并與實際能耗測試進行對比，找出降低能耗的有效途徑，在純油區(qū)其他轉油站進行推廣應用。通過開展能效對標活動，實現精細化管理
石油石化節(jié)能 2015年9期2015-11-02
- “一站兩制”集輸方式在轉油站節(jié)能降耗中的應用
氣從構成上可分為轉油站集輸耗氣和聯(lián)合站集輸耗氣，其中轉油站集輸耗氣占總集輸耗氣80%左右，聯(lián)合站占近20%，因此，轉油站集輸耗氣占總耗氣近70%。隨著水驅擴邊開發(fā)的不斷深入，耗氣呈上升趨勢，節(jié)氣形勢較為嚴峻。從整個耗氣系統(tǒng)看，轉油站集輸耗氣所占比例最高，是節(jié)氣挖潛的主要對象。近些年，通過持續(xù)執(zhí)行低溫集輸、常溫集輸等運行方式，高產液、高含水油井均實施了季節(jié)停摻水、全年停摻水，同時計量間取消采暖管線，節(jié)氣效果顯著。而目前新開發(fā)的擴邊產能中新建的油井，由于集輸半
石油石化節(jié)能 2015年6期2015-08-07
- 控制集輸系統(tǒng)耗氣新模式的應用
3）集輸系統(tǒng)包括轉油站、脫水站兩大系統(tǒng)。某廠轉油站外輸液量為3064.7×104m3，摻水量為1845.3×104m3，占總集輸液量的37.58%。由于外輸液量、外輸油量及污水外輸量是不可調整量，要降低集輸總液量，只能控制摻水量，降低轉油站系統(tǒng)循環(huán)量。1 能耗構成分析轉油站集輸液主要由外輸液量、摻水量兩大部分構成；聯(lián)合站集輸液主要由外輸凈化油量、沉降崗外輸至污水處理站水量兩大部分組成。對集輸系統(tǒng)能耗構成進行分析，總能耗方面轉油站占88.14%，其中耗氣占9
化工管理 2015年24期2015-03-28
- 超聲波技術在加熱爐防垢中的應用
后在薩南油田9座轉油站32臺加熱爐上完成了超聲波防垢技術的推廣應用，取得了明顯的經濟效益。從近5年加熱爐大修數據對比看出，在應用超聲波防垢技術后，實現加熱爐大修率平均降低6%。應用該項技術的94臺加熱爐，每年減少大修6.64臺次。安裝超聲波防垢裝置后加熱爐熱效率平均降低8.32%，節(jié)氣率達到了9.9%，按大慶油田采油二廠平均每站日耗氣4 000 m3計算，29座轉油站年節(jié)氣419×104m3，年節(jié)約改造投資約199萬元。薩南油田；超聲波防垢；加熱爐；節(jié)氣；
油氣田地面工程 2015年4期2015-02-16
- 轉油（放水）站優(yōu)化改造的思路及認識
油田工程有限公司轉油（放水）站優(yōu)化改造的思路及認識寇秋渙大慶油田工程有限公司喇嘛甸油田在不同開發(fā)時期建成了不同規(guī)模、性質的轉油（放水）站，在特高含水開發(fā)后期，站庫出現水聚驅負荷不均、布局不合理、設施老化及能耗高等問題。通過區(qū)域優(yōu)化與更新改造相結合，在產能建設和老區(qū)改造中實施剩余能力挖潛、區(qū)域優(yōu)化調整、技術整合、功能轉換、升級改造等一系列優(yōu)化措施，適時更新了老化的轉油（放水）站，有效控制了建站數量和規(guī)模，提高了分離轉液系統(tǒng)負荷率，降低了生產能耗及運行成本。轉
油氣田地面工程 2015年6期2015-02-10
- 原油流動改進劑在稠油井區(qū)的應用試驗
率35.98%；轉油站集輸自耗氣下降21.02×103m3，下降幅度為61.35%。泌304井區(qū)；原油流動改進劑；單井加藥濃度；生產曲線；現場試驗河南油田南部陡坡帶泌304井區(qū)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，凝固點16～44℃，膠質瀝青質含量16.17%～34.18%，含蠟13.67%～38.44%，屬高含蠟、高凝固點稠油。該稠油區(qū)塊油井主要采取加清防蠟劑的措施以延長熱洗
油氣田地面工程 2015年3期2015-02-08
- 天然氣處理廠氮風驅液工藝應用效果評析
三個處理廠的機泵轉油工藝。1 氮風驅液工藝簡介氮風驅液是指在地埋罐的頂部設計氮氣接入流程（氣源來自氮氣管網），并設計了放空閥和呼吸閥等安全附件，當地埋罐液位達到70 %時，現場打開氮氣進口閥門，關閉呼吸閥前截斷閥，打開污油出口閥；當油罐液位降至20 %時，現場關閉氮氣進口閥，待壓力降至0.1 MPa 左右時，關閉放空閥，打開呼吸閥前截斷閥。轉油罐出來的污油進入污油儲罐，由污油裝車泵外運。除甲醇預處理地埋罐轉油罐采用了氮風驅液工藝外，蘇里格第四天然氣處理廠的
石油化工應用 2014年3期2014-12-24
- 轉油站能耗評價及節(jié)能措施研究
共有聯(lián)合站7座、轉油（放水）站47座。油氣集輸系統(tǒng)分離轉液能力46.9×104m3/d，運行負荷率76.6%，游離水脫除能力29.9×104m3/d，運行負荷率73.9%，電脫水能力3.4×104t/d，運行負荷率48.8%。2013年，集輸系統(tǒng)耗電0.89×108kWh，占地面系統(tǒng)耗電的11.19%，輸液單耗為1.04 kWh/t，低于公司1.5 kWh/t的技術管理指標。從能耗情況來看，集輸系統(tǒng)能耗主要是轉油站和脫水站，轉油站能耗占集輸系統(tǒng)能耗的91.
石油石化節(jié)能 2014年11期2014-08-13
- 轉油站能耗綜合評價方法研究
節(jié)能的基礎上，對轉油站能耗進行用能綜合分析，挖掘節(jié)能潛力，提出節(jié)能改造措施，進一步降低轉油站能耗。1 轉油站能耗現狀某轉油站設計規(guī)模為7000 m3/d，目前外輸6545 m3/d，負荷率93.5%，下轄6 座計量間共79 口井（抽油機井35 口，螺桿泵井37 口，電泵井7口），平均回壓0.37 MPa，平均摻水匯管溫度為50.0 ℃。轉油站能耗集中表現在熱耗和電耗兩方面[1]。熱耗主要分布在轉油站摻水加熱、洗井加熱及外輸加熱等環(huán)節(jié)[2]。電耗主要分布在轉
石油石化節(jié)能 2014年11期2014-08-07
- 聚喇360轉油放水站節(jié)能降耗研究
油廠）聚喇360轉油放水站節(jié)能降耗研究張延秀（大慶油田有限責任公司第六采油廠）聚喇360轉油放水站是喇嘛甸油田北東塊聚合物驅產能站，設計轉油能力1.4×104m3/d，實際轉油1.05×104m3/d，每天運行2臺74 kW電動機，年耗電69×104kWh。通過簡單的工藝改造和加裝計量儀表即可實現來液的自壓外輸，工藝運行過程安全可靠，年節(jié)約用電69×104kWh，達到節(jié)能降耗的目的。自壓流程 工藝改造 節(jié)能降耗聚喇360轉油放水站是喇嘛甸油田北東塊聚合物驅
石油石化節(jié)能 2014年5期2014-03-29
- 聯(lián)合站集輸系統(tǒng)能耗計算方法研究及應用
析，發(fā)現系統(tǒng)中的轉油站熱能利用率和電能利用率都不高，是用能的薄弱環(huán)節(jié)，系統(tǒng)能耗計算方法為實現集輸系統(tǒng)“優(yōu)質、低耗”改造提供了理論依據。集輸系統(tǒng) 黑箱模型 灰箱模型 系統(tǒng)效率 節(jié)能降耗我國東部老油田經過幾十年的開發(fā)，地面各生產系統(tǒng)的負荷率普遍下降，運行效率降低，系統(tǒng)能耗升高。研究油氣集輸系統(tǒng)能量分布狀況，優(yōu)化和利用現有集輸系統(tǒng)，將為油田節(jié)能降耗提供科學的依據。油氣集輸能耗一般占原油生產總能耗的30%～40%，所消耗的熱能和電能是油田節(jié)能的重點對象。聯(lián)合站、轉
石油石化節(jié)能 2014年5期2014-03-29
- 三合一裝置在轉油站油氣分離工藝中的應用
計院三合一裝置在轉油站油氣分離工藝中的應用陳巍芳大慶油田設計院隨著油田的發(fā)展，聚合物驅油及三元液驅油技術的普遍采用，對油氣集輸中各設備的處理能力提出了新的要求。在這種情況下，提高轉油站的油、氣、水的分離質量顯得尤為重要。提高轉油站油、氣、水的分離質量不但可以提高聯(lián)合站脫水設備的處理效率，也有利于緩解后續(xù)處理壓力，主要表現在降低加熱爐的工作負荷和減輕水處理系統(tǒng)壓力等方面。油氣集輸；三合一裝置；油氣分離系統(tǒng)；工藝大慶油田的油氣集輸系統(tǒng)普遍采用計量站、轉油站、聯(lián)
油氣田地面工程 2014年10期2014-03-22
- 喇嘛甸油田轉油站布局優(yōu)化
油三廠喇嘛甸油田轉油站布局優(yōu)化王群大慶油田采油三廠喇嘛甸油田隨著開發(fā)的深入，采出液性質發(fā)生變化，迫使工藝流程及配套技術做出相應調整，同時轉油站的平面布局也發(fā)生了較大變化，導致老區(qū)油田站庫出現現有工藝管線走向復雜、站庫占地面積大等問題。為充分利用占地面積，提高土地利用系數，將站庫的平面布局重新進行區(qū)塊劃分，即劃分為容器區(qū)、加熱爐區(qū)、泵房區(qū)、生產輔助區(qū)，從而確定整個轉油站的標準平面布局，滿足油田未來5～10年的發(fā)展需求。轉油站；布局；工藝流程；優(yōu)化喇嘛甸油田隨
油氣田地面工程 2014年10期2014-03-22
- 東18井區(qū)環(huán)狀電加熱集油工藝優(yōu)化
流程，該流程存在轉油站負荷偏低，運行成本較高等問題?？紤]將其改為單管環(huán)狀摻水集油工藝，停運東18轉油站，以降低運行維護成本。為降低投資，將充分依托東16轉油站已建系統(tǒng)負荷。通過地面系統(tǒng)“關、停、并、轉”優(yōu)化改造，可達到減員增效、降低運行成本、提高系統(tǒng)負荷率的效果。環(huán)狀電加熱；環(huán)狀摻水；集油工藝；優(yōu)化東18站建于1997年，距已建東16轉油站僅3km，由于當時集輸系統(tǒng)設計參數較保守，東18井區(qū)采用獨立建站的方式，集輸系統(tǒng)應用單管環(huán)狀電加熱集油流程。目前東18
油氣田地面工程 2014年4期2014-03-09
- 降低轉油站能耗淺析
果。1 工藝流程轉油站采用分離緩沖游離水脫除器進行氣、油、水分離，分離后的油經過輸油泵加壓以及計量后輸至杏四聯(lián)合站，游離水放出作為本站供熱用污水，即供站外系統(tǒng)油井摻水和熱洗供水，分離出的伴生氣計量后自壓至杏四聯(lián)合站。站內燃料氣為聯(lián)合站返輸干氣，當干氣不能保證時也可燒本站自產濕氣。1）油系統(tǒng)：計量間來液閥組→調油閥→游離水脫除器→外輸泵→流量計→外輸杏四聯(lián)合站。2）天然氣系統(tǒng)：游離水脫除器→除油器→天然氣計量→（加熱爐、外輸X聯(lián)合站）。3）摻水系統(tǒng)：游離水脫
石油石化節(jié)能 2014年1期2014-01-25
- 加熱爐與輸油泵系統(tǒng)效率低原因分析及治理技術
井產量的遞減，各轉油站、脫水站外輸負荷率下降明顯，平均外輸負荷率為39.87%，且均已采用變頻調速技術。在測試過程中，泵的流量、壓力轉速不穩(wěn)定，導致整個機泵效率偏低，只有在泵加速運轉時功率因素才能達標。截至2012年，共建轉油站51座，其中管轄井數少于100口的有11座，占總數的21.57%；產液量低于3000m3/d的有26座，占總數的50.98%，油氣分離負荷率低于50%的有11座。3 提高系統(tǒng)效率措施3.1 提高加熱爐系統(tǒng)效率充分利用目前在用的加熱爐
石油石化節(jié)能 2014年4期2014-01-25
- 加熱爐應用超聲波除垢防垢技術效果分析
012年在TN2轉油站應用了超聲波除垢防垢技術，該技術能夠阻止加熱爐流體中的溶鹽沉積產生管垢，同時還能夠使已生成的管垢逐漸溶解，實現清除已有水垢的目的，提高了加熱爐的整體效率，降低加熱爐在運行過程中存在的安全隱患，起到了除垢、防垢、高效換熱、環(huán)保節(jié)能的作用。1 除垢防垢原理及應用1.1 原理1）除垢機理：超聲波的聲波作用于液體中時，液體內形成許多微小的氣泡，形成“空化效應”，氣泡的破裂會產生能量極大的沖擊波，影響碳化沉積物內部之間的牢固性，破壞了碳化沉積物
石油石化節(jié)能 2014年1期2014-01-25
- 杏北油田集輸系統(tǒng)節(jié)電潛力分析
進行分析。2.1轉油站摻水泵能耗分析全廠 50座轉油站摻水泵運行情況，通過對各站設備的單耗、負荷率和節(jié)能技術應用情況等幾方面進行分類統(tǒng)計分析，結果如下：1）應用變頻調速裝置的摻水泵平均單耗較低（1.02kWh/m3）。 目 前 ， 全 廠 50 座 轉 油 站 有 21 座 轉油站摻水系統(tǒng)安裝變頻調速裝置 （有14座轉油站的摻水變頻調速裝置運行，7臺調速設備停運）。從圖1可以看出，C、D、H轉油站雖然安裝調速裝置，但是摻水單耗仍高于平均值，分析原因是：由于
石油石化節(jié)能 2013年8期2013-05-05
- 油田輸油系統(tǒng)節(jié)能降耗措施
區(qū)塊的影響，導致轉油站負荷量不均勻，影響輸油系統(tǒng)運行效率，使輸油系統(tǒng)的能耗量不斷增加。為了達到節(jié)能降耗的目的，大慶油田第二采油廠通過對中轉站系統(tǒng)的優(yōu)化調整，簡化地面工藝流程，提高輸油系統(tǒng)的負荷率，并以高效泵代替低效泵，以小泵代替大泵，利用變頻調速裝置提高輸油泵的運行效率，達到節(jié)電的效果。對高含水的油井進行常溫輸送，對加熱爐更換高效燃燒器，降低集輸自耗氣，達到節(jié)約天然氣的目的。輸油系統(tǒng)節(jié)能措施的應用為油田后期開采提供了有利的保證。輸油系統(tǒng) 節(jié)能降耗 輸油泵
石油石化節(jié)能 2012年6期2012-11-16
- 喇601轉油站節(jié)能潛力分析及對策
采油廠）喇601轉油站節(jié)能潛力分析及對策朱艷華（大慶油田有限責任公司第六采油廠）喇嘛甸油田已經進入高含水開采后期，為降低轉油站系統(tǒng)能耗，以喇601轉油站節(jié)能挖潛為切入點，以調查研究和節(jié)能監(jiān)測為手段，開展節(jié)能示范站的研究工作。對轉油站工藝流程、機泵及加熱爐運行情況和節(jié)能計量設備完備情況進行詳細分析，按照系統(tǒng)節(jié)能的理念制定改造措施，對轉油站各系統(tǒng)耗能點進行整體優(yōu)化控制。綜合應用成熟技術，合理匹配機泵、加熱爐、變壓器、照明等設備的各項參數，發(fā)揮技術和管理優(yōu)勢，完
石油石化節(jié)能 2012年1期2012-11-15
- 燃氣發(fā)電機組在轉油站的應用
本概況聚南4-7轉油站用電量7 500 kW·h/d左右；天然氣外輸量30 000 m3/d，自耗氣量8 000 m3/d。機泵運行情況見表1。聚南4-2轉油站用電量6 000 kW·h/d左右；天然氣外輸量30 000 m3/d，自耗氣量8 000 m3/d。機泵運行情況見表2。表1 聚南4-7轉油站機泵運行情況表2 聚南4-2轉油站機泵運行情況2 技術方案2.1 負載情況聚南4-7轉油站總裝機功率為783 kW，常用額定功率為532 kW，實際功率（按
油氣田地面工程 2011年11期2011-02-07