关于原油集输储运节能探讨与研究

原油集输即对油井出产的油气(原油、天然气混合物等)进行汇集、处理、输送的过程,经过初加工使之成为合格原油的过程。简单的来说就是把产自油井的油气处理后变为合格原油,然后送往原油库或者输油管道首站的过程。在整个油田建设中,最占主导地位的便是原油集输系统,同时消耗最多的流程也在于此。在原油集输过程中消耗了大量优质原油,年消耗近数十万吨。如何做到在集输过程中合理节能才是最重要的。     

原油集输储运中如何实施节能策略

原油集输就是对油井出产的原油、天然气混合物等进行汇集处理和输送,通过初加工形成合格原油的整个过程,也就是把油井产出的油气通过处理变成原油,再送往输油管道首战或原油库的全过程。油田建设的整个过程中,原油集输系统最占主导作用,同时也是消耗最多的环节。接下来,本文将根据笔者多年的相关工作经验,简要分析原油集输储运中如何实施节能策略。     

天然气-凝析液管道研究进展

湿天然气与干天然气不同,是多元组分的气体混合物,成分以饱和烃组分为主。由于输送过程中沿线温度、压力的变化,凝析和反凝析现象显著,使得天然气-凝析液的管道输送不同于气体或液体的单相输送,其实质是气液混输[1]。国内的一些凝析气田或油田,伴生气从联合站或平台分离器和原油稳定装置生产出来后,接着输送至天然气处理厂。随着压力、温度的降低,在联合站或者平台分离器到天然气处理厂的富气管线内,会有液体凝析,导致此处管段处于多相流动状态。我国早期开发的位于四川地区的气田,虽然在井口处设置了分离器,但仍有液体凝析,其部分管线仍处于多相流动状态。     

如何提高油气集输系统热能利用率

油气集输系统是将分散的油井产物进行计量、汇集,然后处理成合格的原油、天然气、污水等产品,经过储存、计量后,输送到用户的全过程。在油田生产中我国油田尤其是大庆油田、辽河油田由于地理环境等因素,油田油气水集输绝大部分是采用加热输送的方式以提高流体的流动性。目前低温集输工艺只有在原油粘度低、凝固点低、流动性能好的条件下才能采用低温集输系统。采用加热式油、气、水集输工程投资和运行费用均造成油田生产运行费用和操作成本的不断上升。当前油气田所面临的形势是如何降低生产运行成本,提高生产综合经济效益。     

提高联合站原油处理的合格率

联合站的平稳运行与否直接关系到一个油田的平稳运行,如何有效调整各个环节,保证联合站的安全、平稳运行,达到最优化的运行模式,对一个老油田来说显得尤为重要。原油处理是联合站主要工作,采取有效的处理方法使原油合格是联合站主要工作。本文通过对管内工艺管线进行简单的改造,从而达到优化原油处理的目的,在实际生产过程中有一定的推广意义。     

转油站缓冲罐新型缓冲装置的研制与应用

在稠油的生产过程中,转油站是必不可少的生产环节。原油集输系统一般采用三级布站方式,油井采出的原油通过注采合一线输送到转油站缓冲罐进行初步沉降、油气分离,然后通过输油泵将原油向联合站输送。在这一过程中,缓冲罐承受高温高压油汽的冲击,内部缓冲装置极易倒塌,导致缓冲罐罐顶出汽孔携液量大,罐体外壁、站区墙体及周边地面污染严重。通过现场分析及试验,研制出一种新型缓冲罐缓冲装置,降低环境污染,保证生产正常运行。     

茂名石化湛茂管线反输成功

近日,茂名石化湛茂管线反输系统试运成功。今后,该公司可把轻质原油输送到湛茂管线湛江首站,满足湛茂线停输时具有足够的轻质耗油可供使用,使该公司进口轻质原油     

海底输气管网不停产改线技术应用

介绍了渤海某油田群为了释放产能,在不停产情况下对油田群至陆地终端的一条管线进行改建,并新增一条支路。支路管线将油田剩余天然气汇入主管线,最终将其输送到陆地终端。     

自动燃烧器观火孔改进

给原油加热是油气集输过程中最基本的工艺技术,加热炉是提高原油温度的主要设备。在各个联合站、转油站,都有运用。它通过传导,对流,辐射三种传热方式,给原油升温,降低原油粘度,提高管线输送能力,减少能耗损失,降低管输成本,加快油水分离,给油田正常生产带来了极大的便利。加热炉加热设备以前采用人工点火,不安全,新研制的全自动燃烧器,安全、稳定、高效,在油田生产广泛应用。     

在加热输送过程中的原油含水处理

前言由于自然条件的限制,我部油田的原油无论是输送还是在集中处理站进行各种处理都需要对原油进行加热。而且,近年来原油含水量不断增高(有的油井含水率高达80%     

油田采出水处理机理与工艺

油田生产过程中,油井的产物为油气水三相的混合物,为了得到合格的产品,进行油气水三相的分离,获得合格的油外输,合格的含油污水作为注水的水源处理,合格的天然气作为燃料,应用于油田生产现场或者输送给用户,满足用户的用气需要。因此有必要研究油田采出水处理的机理,优化采出水处理工艺技术措施,提高水质处理的标准,满足油田生产的技术要求。     

关于原油长输管道压降的分析

随着全球石油炼化企业的发展,原油长输管道在世界范围的应用越来越广泛,为保证长输管线安全、平稳、长周期运行,需严格监控管道输送首战及沿途泵站的运行情况,长输管道运行过程中,需通过核算长输原油输送的水力摩阻及管道压降的变化,合理控制全程泵站输送压力及流量,保证"首站不超压,末站不欠压,沿途泵站平稳接收、输送"。     

采油集输管线结垢腐蚀的机理分析与保护

在现今开展高含水阶段油井的输送中,油井的含水量与出砂程度都会受到一定的变化,这些变化量在由不同计量站进行开采的,小断块是因为出现位置发生变化,导致出现的一种高含水原油离子增加的一种情况,想要让原油能够得到妥善的处理,就需要将其升温,但是这样的操作方法会导致管线结垢等问题的出现。只有做好相关油田管线的结垢与防腐保护工作的开展,才能够保障整体的系统处在平稳运行的过程中。     

浅谈玛湖作业区热化清控制的难点和对策

在油田生产过程中,原油中溶解气的释放带来了油温降低,原油中的蜡在原油流动过程中,分离出来,沾附在油流通过的每一个设备的管壁上,随着离析的蜡质越来越多,会造成管线蜡堵导致停产,这就给原油输送和生产管理造成了很多困难。现场解决该问题的措施是,通过高温高压热洗井筒和管线,通过化学清蜡来降低生产不利因素。但是该项工作的费用高昂,控制的难点较多。所以我们要通过研究和制定合理的工作制度,降低油井原油的热化清的费用开展以下工作。     

污水余热在稠油联合站的应用

辽河油田属于典型的稠油油田,采用传统的蒸汽吞吐、电加热工艺等采油工艺,采出的原油混液在联合站进行油水分离过程中会产生大量含油污水,这些含油污水往往温度很高。例如高升采油厂采油作业二区含油污水可以达到60-63℃。由此可见,油田污水的余热回收潜力巨大。通过利用处理合格的高温污水洗井和污水为卸油槽伴热将污水热能回收来降低联合站能耗,很好地解决稠油油田天然气消耗较多的问题。     

石油及天然气设施用玻璃钢管道系统指导性规范

1.0 适用范围本规范适用于油田应用的管道系统(但不局限于此),如注入管线、出油管线、输送管线、油井套管及油井管对材料、设计及性能的最低要求。     

智能化油田技术研究

利用物联网技术对油田的井场、站场和管线进行自动化改造,建设智能化油田。详细叙述针对井场、计量站、集油站、联合站和长输管线的实际情况进行改造的具体内容。改造后,井场、站场和管线的运行参数、视频图像通过自动采集,在监控中心能够点击查看。油井、计量站由人工操作转变为无人值守;集油站、联合站由手工抄表、昼夜巡检转变为少人值守。     

有关原油结蜡及清防蜡剂的讨论

在油田中原油的开采及输送过程中往往伴随着油井结蜡现象的出现,有些油井结蜡的现象非常严重,这样容易导致油井的产油量下降。讨论了原油流动的决定性因素,分析原油结蜡机理,论述系统压力、温度、原油含蜡量、管壁粗糙度和其他外界因素对原油结蜡的影响和作用机理有着至关重要的意义;为研究油井化学防蜡和清蜡的作用原理提供重要的理论来源。经过诸多学者专家经验总结及实验研究,研制出了各类清防蜡剂并明确它们的性质;不同的清防蜡剂性质不同,在油田中应用的程度不同。     

气田集输系统的腐蚀与防护

油田在开采过程中,原油和天然气从井口采出经分离、计量,集中输送到处理厂,含有少量CO2和H2S的天然气也有直接进入输气干线的情况。在集输过程中管线设备受到湿天然气的电化学腐蚀和外壁土壤腐蚀、大气腐蚀,其中最危险的是H2S腐蚀,其次是CO2腐蚀。本文从气田集输系统的腐蚀现状出发,深入探究了腐蚀产生的原因,并提出了一系列切实可行的防腐蚀措施,对今后的气田防腐工作具有一定的指导意义。     

冀东油田南堡联合站再生气管线腐蚀原因分析

2016年以来,冀东油田南堡联合站天然气处理单元再生气管线多次出现穿孔现象,本文结合生产工艺特点、再生气组分、生产参数等因素,对再生气管线频繁穿孔的原因进行了深入分析,并找到了其腐蚀穿孔的原因,并采取了相应的处理措施,收到了比较明显的效果。