联合站输油管理平台技术研究(完整版)
油田联合站自动化监测与信息管理 系统的设计与实现
系统设计主要实现生产计量和自动监控数据库，开发出Web信息管理平台。采油厂已经开发了油藏信息管理、采油数据、集输数据等数据库管理系统，采油生产领域中数据信息都建立了统一的数据标准，在对联合站数据库进行开发时，需要保证与采油厂生产信息管理系统数据库实现兼容，这是开发联合站信息管理系统的前提条件，再对联合站生产信息进行归类和整理，保证数据库可以向管理部门开放，满足生产决策和科研需要。管理系统应该具备通信协议兼容功能，采用性能可靠的系统硬件，根据生产需要可以灵活扩展监控功能，为后期的维护管理提供便利。把数据库用户权限划分为系统管理员、管理部门、工作人员，根据权限的不同开放不同的数据访问区块。联合站信息管理系统需要通过网络实现整个生产数据的交互，对采油厂开发生产数据，实现数据信息的共享和查询，提高采油厂生产管理水平，数据库的设计采取逻辑结构，充分考虑每种类型数据的相关性，对生产数据进行备份。
采取分队计量数据网上运行方式，方便联合站对分队的管理，可以为原油配产和绩效考核等提供数据，把原油生产任务进行分解，可以根据油井生产能力分配生产任务，保证原油生产任务的顺利完成。可以更好地对采油区块进行分析，根据油井的产液量变化，进行有针对性的管理，并根据实际情况制定增产措施，保证油井可以持续增产。采取分队计量方式，可以调动工作人员的积极性，生产责任制可以有效地开展，推动油田深化改革。
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联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策
联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策1. 引言1.1 背景介绍背景介绍：联合站是一个重要的原油外输站，其主要功能是将产出的原油通过管道外输到其他地区。
然而最近发现，部分原油外输含水偏高，这给原油外输过程带来一定的困扰。
含水偏高可能会导致原油质量下降，影响原油的销售和利润，甚至会影响设备的正常运行。
对于含水偏高的原因分析和处理对策的研究变得尤为重要。
本文将对联合站原油外输含水偏高的原因进行深入分析，并提出相应的处理对策，以期解决这一问题，确保原油外输过程的顺利进行。
2. 正文2.1 原因分析1. 运输管道老化：长期使用和外部环境的影响导致管道内壁腐蚀，从而会使含水率升高。
2. 生产过程中的水分混入：在开采、加工和储存过程中，由于设备损坏或操作失误，水分可能会混入原油中，导致外输含水偏高。
3. 原油贮存条件不达标：原油在贮存过程中，如果未能保持适当的温度和压力，或者容器密封不严，就会导致空气中的水分渗入原油中。
4. 油田地质条件：油田地下水位较高或者地下水与油层相接触会导致原油含水率升高。
5. 操作管理不当：生产过程中人为因素引起的处理不当或监测不到位等问题也是原因之一。
6. 外部环境因素：例如降雨天气导致地表水流进管道中，或者管道被破坏时导致含水率升高。
外输含水偏高的原因是多方面的，需要从管道状况、生产操作、贮存条件、地质条件等多个方面进行综合分析和处理。
在制定处理对策时，需要针对各个可能的原因采取具体措施，确保原油外输含水率达标。
2.2 处理对策一、严格控制原油含水标准针对联合站原油外输含水偏高的问题，首先需要严格控制原油含水标准。
可以通过技术手段和管理制度相结合的方式，确保原油含水在规定范围内。
可以采用先进的水分测定技术，及时监测原油含水情况，确保质量稳定。
二、加强管道设施维护管理管道设施是原油外输的关键环节，为了降低原油含水偏高的风险，需要加强管道设施的维护管理。
定期进行管道设施的检修和维护，确保管道运行畅通无阻，减少原油泄漏和混合问题。
SAGD采油站伴生气顶自压输油技术研究与试验
㊀㊀收稿日期:20220109;改回日期:20230416㊀㊀基金项目:中国石油重大科技专项 辽河油田千万吨持续稳产关键技术与研究 (2017E -1604);中国石油辽河油田分公司科技专项 超稠油开发提效关键技术研究 (2018-JLFZ -02)㊀㊀发明专利:SAGD 方式下自压输油与泵输切换的系统及方法201910822331.6㊀㊀作者简介:高忠敏(1967 ),男,高级工程师,1989年毕业于成都地质学院石油地质勘查专业,现从事提高采收率相关技术管理工作㊂DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.021SAGD 采油站伴生气顶自压输油技术研究与试验高忠敏(中国石油辽河油田分公司,辽宁㊀盘锦㊀124109)摘要:SAGD 采油站至联合站间输油一般均采用泵输工艺,存在能耗高㊁损耗大㊁安全隐患多等问题㊂当SAGD 开发进入汽腔拓展阶段后,伴生气量大且能保持稳定,为开展自压输油提供了可能㊂为此,开展了SAGD 采油站自压输油技术研究㊂利用SAGD 采油站缓冲罐气顶压力高且较为稳定这一优势,优化原有的集输流程,成功实现无外输动力条件下的自压输油㊂该技术具有成本低㊁收益高㊁减员增效等经济效益和社会效益㊂该技术在SAGD 开发的汽腔拓展㊁稳定泄油及汽腔下降初期3个阶段均能实现平稳运行,可为SAGD 开发技术的推广应用提供技术支持㊂关键词:自压输油;伴生气;超稠油;SAGD ;辽河油田中图分类号:TE866㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2023)03-0161-07Study and Test on Self -pressurized Oil Transmission Technology of Associated Gas Cap in SAGD Production StationGao Zhongmin(PetroChina Liaohe Oilfield Company ,Panjin ,Liaoning 124109,China )Abstract :Generally the oil between SAGD oil production station and the joint station is transmitted by pumping ,with high energy consumption ,significant loss and safety hazards.At the stage of steam chamber expansion inSAGD development ,there is a great amount of associated gas stably generated ,which make it possible to realize self -pressurized oil transmission.Therefore ,a study was conducted on the self -pressurized oil transmission tech-nology for SAGD production station.The original gathering and transmission technology was optimized on the basis of high and stable gas cap pressure of the buffer tank in SAGD production station ,and self -pressurized oil transmis-sion was enabled without any external force.The technology can bring about such economic and social benefits as low cost ,high profit ,staff reduction and improved efficiency.This technology has been stably applied in three sta-ges of SAGD development :steam chamber expansion ,stable oil drainage and initial steam chamber decline ,provi-ding technical support for the promotion and application of SAGD development technology.Key words :self -pressurized oil transmission ;associated gas ;ultra -heavy oil ;SAGD ;Liaohe Oilfield0㊀引㊀言辽河油田稠油储量丰富,开发方式多样[1-4],其中,超稠油SAGD 开发技术得到了大规模应用㊂目前,曙光油田超稠油SAGD 开发区域逐步进入气腔拓展阶段,地层能量充足,产出液量大,产出液温度高,进入高产阶段,但气腔拓展阶段伴生气量也较大㊂以曙光油田SAGD 开采区1号采油站(简称SAGD 1号采油站,下同)为例,对比SAGD 开发初期,日产液量由1000m 3/d 升至3800m 3/d,日产伴生气量由1000m 3/d 升至16000m 3/d 以上㊂随着产出液量和伴生气量的增大,采油站外输工作中存在的能耗高㊁损耗大㊁安全隐患突出等问题日益严重㊂为缓解上述问题,提高SAGD 开发技术的㊀162㊀特种油气藏第30卷㊀经济性,在分析传统SAGD 密闭泵输工艺存在问题的基础上,利用采油站缓冲罐气顶压力高的优势,开展了SAGD 采油站自压输油技术研究㊂在SAGD 1号采油站成功实现了自压输油,并逐步形成了SAGD 采油站自压输油技术规范㊂该技术可为超稠油油藏开发的降本增效提供技术支持㊂1㊀采油站—联合站原有集输工艺概述1.1㊀工艺流程SAGD 1示㊂SAGD 开采单元的单井采出液经过取样㊁计量后,进入卧式油气分离缓冲罐进行一级分离,分离出的伴生气经空气冷凝器㊁立式油气分离器㊁除湿器等装置降温㊁二级分离和除湿,然后经过脱硫处理器进行脱硫后外排;一级分离后的产出液通过离心泵外输至联合站[5-8],主要外输参数经过传感器采集后上传至中控室进行实时监控和调整㊂同时采油站上具有换热采暖㊁掺水降温等辅助工艺设施[9]㊂另外,当油井或采油站出现异常情况时,可短时应急将进站采出液导入事故高架罐,通过罐车拉运处理㊂图1㊀原有SAGD 1号采油站集输工艺流程Fig.1㊀The gathering and transmission process of original SAGD 1oil production station1.2㊀存在问题SAGD 产出液温度高,伴生气量大,传统集输工艺面临诸多问题㊂(1)能耗高㊂以曙光油田SAGD 1号采油站为例,该站外输泵电机功率为200kW,年电费支出近100ˑ104元㊂(2)损耗大㊂由于输送介质为高温高压介质,外输泵机械密封装置损耗加剧,更换频次逐年增加,后期达到每月维修一次㊂同时由于输送介质温度过高,需要在外输泵的高压及低压两端安装冷却用的计量泵,冷却外输泵机械密封,防止外输泵机械密封气化,每天所需用水量近20m 3㊂(3)隐患多㊂外输泵易出现故障,如叶轮磨损㊁机械密封泄漏等㊂同时,外输泵房属于高危区域,存在机械伤害㊁烫伤㊁触电㊁中毒等危害因素,工作环境恶劣㊂SAGD 产出液(气)中硫化氢含量最高可达20000mg /L,一旦出现泄漏极易发生硫化氢中毒事件㊂因此,外输泵房成为采油站主要的隐患点源㊂(4)硫化氢处理难度大㊂SAGD 采油站建站初期配套建设3个Φ1500mm 脱硫塔,因伴生气量大,伴生气压力波动,产出液除湿不彻底,导致脱硫药剂潮湿失效损耗加大,换药周期增至每月一次,年脱硫成本升至近200ˑ104元㊂为了降低标准SAGD 采油站的能耗,基于SAGD 开发后期伴生气量增大的生产现状,提出了利用伴生气在缓冲罐产生的气顶压力自压输油的技术思路,并在曙光油田SAGD 1号采油站进行了成功应用㊂SAGD 1号采油站于2009年建成投产,是专为杜84块馆陶油层实施SAGD 开发建设的配套采油站,下辖SAGD 开发井组11个,水平井13口㊂站内建有3台功率为200kW 的电机和3台排量为150m 3/h 的离心泵,日外输液量为4000m 3/d;建有Φ355mm(壁厚为8mm)的耐高温外输管线通㊀第3期高忠敏:SAGD 采油站伴生气顶自压输油技术研究与试验163㊀㊀往曙五联,管线全长近7km㊂站内辅助配套建有硫化氢处理站[10],扩建后目前日处理伴生气量为18000m 3/d㊂2㊀自压输油技术2.1㊀自压输油工艺原理在地面采㊁集㊁输工艺流程中,单井至采油站一般利用油井油压或自喷压力,在一定的输油范围内(集油半径一般小于500m)[11],通过单管或双管管输[12](高架罐拉油除外)的方式实现;自然站至联合站(中心站)间通常采用常规的泵输方式㊂自压输油主要是指在自然站至中心站或自然站至联合站之间,停用离心泵或往复泵,利用伴生气在采油站缓冲罐中产生的气顶压力和油压,利用自然压差实施远程输油的技术㊂其先决条件是具备稳定而充足的能量供给,保证自然压差㊂另外,在具体流程设计中,还需考虑异常工况下恢复传统泵输功能,即在泵输与自压输油2种方式间可进行自由切换㊂2.2㊀可行性分析SAGD 采油站采用自压输油技术的能量主要来源于伴生气,同时,油压也可提供部分能量来源㊂综合分析认为,SAGD 1号采油站采用自压输油技术具有以下有利条件㊂(1)伴生气量稳定㊂在SAGD 开采过程中,伴生气的产量与开发阶段密切相关㊂SAGD 开发阶段划分为吞吐预热㊁汽腔拓展㊁稳定泄油及汽腔下降4个阶段㊂不同开发阶段开采特征差异较大㊂图2为SAGD 1号采油站所辖区域馆陶油层SAGD开发阶段的产液量㊁伴生气和采出液进站温度变化曲线㊂由图2可知:随SAGD 开发的进行,采出液量㊁伴生气量和进站温度均呈上升趋势;随着蒸汽腔的逐步扩展,伴生气量大幅上升,特别是进入稳定泄油阶段后,伴生气量有较大幅度增长,稳定在15000m 3/d 以上㊂目前杜84块馆陶油层处于稳定泄油初期阶段,采出液量将持续高位运行,伴生气量将逐步达到峰值且会稳定较长一段时期,可为自压输油技术提供稳定的能量来源㊂伴生气进入缓冲罐后,会在缓冲罐顶部聚集产生气顶压力㊂合理控制气顶压力,既可为自压输油技术提供动力源,也可保证缓冲罐混合液不汽化㊂图2㊀SAGD 1号站日产液量㊁伴生气量㊁温度变化趋势Fig.2㊀The variation trend of liquid volume /associatedgas /temperature in SAGD 1station即缓冲罐内的气顶压力在油压的配合下,可满足SAGD 1号采油站至联合站的输油动力要求,同时气顶压力还要高于罐内液体对应温度下的饱和压力,防止混合液闪蒸,导致气体湿度过大,造成脱硫药剂失效㊂表1为SAGD 1号采油站缓冲罐气顶压力统计数据㊂由表1可知:吞吐预热阶段,蒸汽腔未有效建立,缓冲罐气顶压力处于较低水平,为0.20~0.35MPa;汽腔拓展阶段,缓冲罐气顶压力上升明显,由0.35MPa 增至0.75MPa;进入稳定泄油阶段后,缓冲罐气顶压力较高,且保持稳定,不低于0.80MPa㊂说明稳定泄油阶段伴生气产生的气顶压力是相对稳定和充足的㊂表1㊀SAGD 1采油站缓冲罐气顶压力数据Table 1㊀The gas cap pressure data of buffer㊀㊀(2)油压升高并保持稳定:目前SAGD 1号采油站所辖杜84块馆陶油层已进入稳定泄油初期阶段,产液量上升,油压也持续升高,目前油压维持在0.90~1.30MPa,最高可升至1.50MPa,经过油井至采油站间管输压力损耗,进入采油站的压力常年维持在0.90MPa 以上㊂㊀164㊀特种油气藏第30卷㊀(3)进站采出液温度较高,无需二次加热升温,有利于实现远距离集输至联合站㊂综合以上分析,SAGD 采油站可以充分利用SAGD 稳定泄油阶段伴生气量稳定㊁采出液温度高㊁油压高等综合优势,以缓冲罐气顶压力和油压作为外输原油的动力,关停外输泵,尝试进行自压输油㊂3㊀自压输油技术流程及参数设计3.1㊀工艺流程自压输油技术成功的关键是对气顶压力的自动监测和自动控制,保证气顶压力稳定,从而为自压输油提供稳定的动力来源㊂同时,自压输油技术的实现不能影响采油站其他功能的正常运行㊂自压输油技术流程示意图见图3㊂在最大限度维持原有主体工艺不变的前提下,结合自压输油技术需求,对集输关键设备和局部流程进行了优化㊂(1)对卧式油气分离缓冲罐的电磁阀进行自动化升级改造㊂自压输油的技术关键是保持稳定的缓冲罐气顶压力㊂原有的缓冲罐电磁阀存在功能单一㊁I /O 灵敏度低㊁自动化程度低的问题,需要进行自动化升级改造㊂将电磁阀升级为德国WORK 电磁阀,其能够快速精准地控制调节伴生气出口流量,保证气顶压力维持在一个合理水平㊂WORK能突出,响应时间小于0.5s㊂同时,为了实现自动化控制,减少员工工作量,研制了缓冲罐数据自动监测与控制系统㊂该系统可自动采集温度㊁压力㊁流量㊁缓冲罐液位等重要参数,并实时上传电脑终端,自动控制软件实时分析工况并发出相应的指令,维持稳定的缓冲罐气顶压力㊂电脑终端也可实现人机联动与自动调节自由转换,提高系统安全性和灵活性㊂另外,加装视频监控系统,值班人员可以远程实时监测㊂自动化升级后能够满足无人值守的长期规划要求㊂(2)对采油站采暖流程进行改造㊂在SAGD 1号采油站原有的泵输工艺流程中,设计有冬季采暖流程,如图3中A D B 流程㊂在A 点处设计有分支管线,通过控制采暖阀门1的开度,将部分外输液体(一般为外输流量的10%)循环利用,达到采暖的目的㊂在泵输工艺流程中,离心泵处于工作状态,A 点的压力高于B 点压力,采暖流程可顺利运行㊂当采用自压输油技术后,离心泵停用,A 点压力低于B 点压力,采暖循环无法建立㊂为保证冬季采暖效果,对采暖流程进行了改造,在外输干线上增加开口C,利用管线连接D 与C,如图3中虚线所示㊂C 点压力低于A 点压力,利用流程A D C 即可建立新的采暖循环㊂为了保证自压输油流程和泵输流程切换时采暖循环的运行,原采暖流程保留,通过采暖阀门1㊁2㊁3的关闭与打开,可随时切换采暖流程㊂图3㊀SAGD 1号采油站工艺流程改造示意图Fig.3㊀The schematic diagram of process flow modification of SAGD 1oil production station㊀㊀(3)增加自压输油旁通流程㊂自压输油时,离心泵停用,流体不能通过泵输管线㊂为此,增加了自压输油旁通流程(图3离心泵上方虚线部分)㊂该流程与泵输管线并联㊂自压输油时,打开自压输㊀第3期高忠敏:SAGD采油站伴生气顶自压输油技术研究与试验165㊀㊀油旁通流程中的截止阀,关闭外输泵进口处的截止阀,即可实现自压输油㊂当关闭自压输油旁通流程中的截止阀,打开外输泵进口处的截止阀时,即可实现泵输油流程㊂该工艺可以满足SAGD全生命周期外输需求,实现自压输油与泵输的双向切换㊂3.2㊀工作参数优化3.2.1㊀缓冲罐气顶压力优化合理控制缓冲罐气顶压力,是自压输油技术的关键㊂对高含水油田多相混输管道,利用杜克勒Ⅱ法计算管道压降[13],水平管道油气混输的压降计算公式为:Δp=λmρmν2m L103ˑ2d(1)λm=Ф(0.0056+0.5Re0.32m)(2)Re m=dνmρmμm (3)μm=μL R L+μg(1-R L)(4) R L=q L/q m(5)ρm=ρL R2L HL +ρg(1-R L)21-H L(6)νm=4q mπd2(7)式中:Δp为油气混输压降,MPa;λm为混输阻力系数;ρm为气液混合物的平均密度,kg/m3;νm为气液混合物平均流速,m/s;L为管道长度,km;d为管道内径,m;Φ为混输阻力系数与液相阻力系数的比值;Re m为混输雷诺数;μm为气液混合物的黏度, Pa㊃s;μL㊁μg为液相㊁气相的黏度,Pa㊃s;R L为体积含液率;q L为液体的体积流量,m3/s;q m为气液混合物的体积流量,m3/s;ρL㊁ρg分别为液相㊁气相的密度,kg/m3;H L为截面含液率,即考虑气液相滑脱时的含液率㊂其中,Φ可由气液相无滑脱时的体积含液率R L查图版(图4)得到;H L可根据R L和Re m关系图版(图5,图中曲线上的数字为Re m,数量级为10-3)得到[13]㊂将管道长度为7km㊁管道内径为0.339m等参数代入相关公式,计算得到混合物体积流量为0.04~0.05m3/s的理论压降为0.20~0.30MPa,考虑外输液量目前在高位运行,故管线压降更大,压降应选取为0.30MPa左右㊂为保证联合站工作压力,联合站进站压力需维持在0.30~0.40MPa,则SAGD1号采油站外输压力需保持在0.60~图4㊀Φ-R L关系曲线Φ-R图5㊀R L-H L关系曲线Fig.5㊀The R L-H L relationship curve根据上述计算得到外输压力,对缓冲罐气顶压力进行了测试,数据见表2㊂表2㊀缓冲罐气顶压力测试㊀㊀由表2可知:当缓冲罐压力设置为0.40MPa 时,罐位快速上升,无法实现自压输油;当缓冲罐压力设置为0.50MPa时,此时缓冲罐内温度为165ħ,出现闪蒸现象;当缓冲罐压力设置为0.60~ 0.90MPa时,自压输油能够正常运行;当缓冲罐压㊀166㊀特种油气藏第30卷㊀力设置为1.00MPa 时,出现罐位下降过快的迹象㊂通过缓冲罐压力测试试验,最终确定缓冲罐压力合理压力为0.60~0.90MPa㊂3.2.2㊀电磁阀操控参数优化电磁阀主要用于介质流量㊁压力㊁温度㊁液位等工艺参数的自动化控制,可根据控制信号,自动调节阀门的开度㊂电磁阀通常通过数据采集与监视控制系统直接对阀门进行控制,一般包括阀门开度㊁开关状态㊁报警等控制功能㊂根据缓冲罐压力测试数据,同时考虑SAGD 采油站和联合站工作参数,缓冲罐电磁阀工作参数设置为:压力量程上限为6.00MPa,额定工作压力为0.80MPa㊁压力变化幅度达到0.015MPa 即可启动控制动作,响应时间为0.5s,电磁阀开度为10%㊂3.3㊀自压输油技术规范通过一段时间的摸索实践,目前已初步形成SAGD 采油站自压输油技术规范㊂3.3.1㊀适用条件根据与自压输油技术紧密相关的进站液量㊁伴生气量㊁进站压力㊁进站温度等参数,形成自压输油技术适用条件(表3)㊂表3㊀SAGD 开发外输技术适用条件㊀㊀由表3可知:自压输油技术适用于SAGD 开发的汽腔拓展㊁稳定泄油及汽腔下降初期3个阶段,该阶段生产井具备充足的产液能力,油压为1.00~1.50MPa,进站压力大于0.70MPa,伴生气量在4000m 3/d 以上㊂在吞吐预热及汽腔下降后期阶段,因蒸汽腔分别处于尚未形成和逐步萎缩阶段,压力不稳定,不易实施自压输油㊂3.3.2㊀操作参数经过一段时间的实际运行,确定如下操作参数界限㊂单井进站温度为160~180ħ,进站液量大于1000m 3/d,伴生气量大于4000m 3/d;缓冲罐温度为160~170ħ,电磁阀工作压力为0.75~0.85MPa,缓冲罐混合液温度上限为180ħ,缓冲罐液位控制在0.95~1.15m,警戒罐位上限为1.50m,罐位下限位0.60m;外输流量为140m 3/h左右,外输出口干线压力为0.70MPa㊂联合站进站压力0.30~0.40MPa㊂4㊀现场应用SAGD 1号采油站自压输油技术自2016年开始运行,截至目前已平稳运行6a,综合分析认为其具有以下优点㊂(1)运行平稳,对产量无影响㊂自压输油技术运行过程中,缓冲罐需保持一定气顶压力,因此,存在该技术可能影响油井产量的顾虑㊂为此,选取6口井测试了在泵输和自压输油(缓冲罐气顶压力为0.80MPa)条件下的油井产量(表4)㊂由表4可知:油井产量有所波动,油压稳定㊂综合考虑油井所处生产阶段和油压变化,认为该产量波动属于正常波动范围,可排除自压输油技术的影响㊂该测试结果说明,在SAGD 开发的汽腔拓展㊁稳定泄油及汽腔下降初期3个阶段,地层供油能力强,油压稳定,自压输油技术不会影响油井产量,SAGD 1号采油站自压输油以来的进站液量一直保持稳定上升的趋势也证明了这一结论㊂表4㊀自压输油前后产量测试Table 4㊀The production test before and after㊀㊀(2)经济效益显著㊂SAGD 1号采油站自压输油技术流程改造投入为1.0ˑ104元,年创效约为145.0ˑ104元㊂其中:停用外输泵,年节电74.4ˑ104kW㊃h,年节约电费为92.0ˑ104元;停用外输泵所需的冷却泵,年节约用水量为7200m 3,年节约用水费为2.4ˑ104元;停用外输泵,节约更换机械密封等维修费用为10.0ˑ104元;脱硫药剂换药周期延长,年脱硫成本下降40.0ˑ104元㊂㊀第3期高忠敏:SAGD 采油站伴生气顶自压输油技术研究与试验167㊀㊀(3)减员增效,安全可靠㊂停用外输泵,站上人员配备相应减少,缓解了一线员工紧张的局面,减员增效作用明显;另外,外输泵房一直是采油站的重要危险点源,停用外输泵后,相关危险因素也相应消除,高温高危的工作环境得到极大改善㊂自压输油技术在曙光油田SAGD 6号采油站进行了推广应用,同样取得了良好的经济效益和社会效益㊂下步,计划对采油站和联合站相关流程进行统筹考虑,统一整改,将该技术在曙光油田SAGD 整个开发区域进行推广应用㊂5 结㊀论(1)SAGD 开发的汽腔拓展㊁稳定泄油及汽腔下降初期3个阶段,地层能量充足,油压较高,产出液温度高,伴生气量大,SAGD 采油站缓冲罐气顶压力保持稳定,利用缓冲罐气顶压力可以实现自压输油㊂(2)SAGD 采油站自压输油技术只需对采油站原有流程进行简单改造,具有投入成本低㊁经济效益好㊁产量运行平稳和减员增效的优点㊂参考文献:[1]武毅,张丽萍,李晓曼,等.超稠油SAGD 开发蒸汽腔形成及扩展规律研究[J].特种油气藏,2007,14(6):40-43.WU Yi,ZHANG Liping,LI Xiaoman,et al.Study of steam cham-ber growth and expansion in SAGD for ultra heavy oil[J].Special Oil &Gas Reservoirs,2007,14(6):40-43.[2]张方礼,张丽萍,鲍君刚,等.蒸汽辅助重力泄油技术在超稠油开发中的应用[J].特种油气藏,2007,14(2):70-72.ZHANG Fangli,ZHANG Liping,BAO Jungang,et al.Applicationof SAGD in ultra heavy oil development[J].Special Oil &Gas Reservoirs,2007,14(2):70-72.[3]王佩虎.蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发超稠油研究[D].大庆:大庆石油大学,2006.WANG Peihu.Steam assisted gravity drainage (SAGD)study fordeveloping super -heavy oil[D].Daqing:Daqing Petroleum Uni-versity,2006.[4]刘尚奇,王晓春,高永荣,等.超稠油油藏直井与水平井组合SAGD 技术研究[J].石油勘探与开发,2007,34(2):234-238.LIU Shangqi,WANG Xiaochun,GAO Yongrong,et al.SAGDprocess with the combination of vertical and horizontal wells in su-per -heavy oil 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RTVU,2008,30(3):28-30.[9]王占胜.辽河油田稠油集输工艺优化[J].石油工程建设,2008,34(4):48-50.WANG Zhansheng.Optimization of heavy oil gathering process inLiaohe Oilfield[J].Petroleum Engineering Construction,2008,34(4):48-50.[10]李志杰,陈景忠,赵文学,等.超稠油集输技术在辽河油田的研究与应用[J].石油工程建设,2006,32(2):75-78.LI Zhijie,CHEN Jingzhong,ZHAO Wenxue,et al.Research andapplication of ultra -heavy oil gathering and transportation tech-nique in Liaohe Oilfield [J].Petroleum Engineering Construc-tion,2006,32(2):75-78.[11]骆伟,孙国成,达吾力,等.新疆风城油田超稠油SAGD 开发地面配套技术探讨[J].新疆石油天然气,2010,6(4):5.LUO Wei,SUN Guocheng,DA Wuli,et al.Probe into the ground supporting technology of exploitation at SAGD ultra heavy oil inFengcheng Xinjiang Oilfiled [J].Xinjiang Oil &Gas,2010,6(4):5.[12]卢洪源.辽河稠油SAGD 开发地面工艺关键技术[J].油气田地面工程,2019,38(3):27-33.LU Hongyuan.Key technology of the SAGD surface developmentprocess for Liaohe heavy oil[J].Oil -Gas Field Surface Engineer-ing,2019,38(3):27-33.[13]中国石油天然气集团公司.油田油气集输设计规范:GB50350 2015[S].北京:中国计划出版社,2015:1-5.China National Petroleum Corporation.Code for design of oil -gas gathering and transportation systems of oilfield:GB 50350-2015[S].Beijing:Plan Press of China,2015:1-5.编辑㊀孟凡勤。
油田地面工程技术管理综合平台的开发与应用
油田地面工程技术管理综合平台的开发与应用田庆荣大庆油田有限责任公司第五采油厂规划设计研究所摘要：以油田“数字化建设”为技术背景，以“统一标准、统一平台”为指导思想，与基础数据库紧密结合，利用成熟的地理信息系统软件产品，开发了地面工程技术管理综合平台。
平台以大场景航拍影像图（土地、村屯、水系、高程）为核心，通过对物理油田所包含的专题信息数据（井场、站场、道路、电力线路等）进行数字化虚拟建设。
建立油田数字化环境，将三维模型和地理信息数据与生产过程中的动态数据智能采集相结合，对油田生产和管理的各种方案进行模拟、分析和研究，优化资源配置，降低生产成本，实现油田基础信息在线查询、统计、应用分析、辅助决策等综合信息服务。
关键词：技术管理综合平台；数字化建设；三维建模；集中监控Development and Application of Oilfield Surface Engineering Technology Management Integrated PlatformTIAN QingrongPlanning and Design Institute of No.5Oil Production Plant，Daqing Oilfield Co.，Ltd.Abstract：With the"digital construction"of oilfield as the technical background，the"unified stan-dard，unified platform"as the guiding ideology，and closely combined with the basic database，the in-tegrated platform of surface engineering technology management is developed by using mature GIS soft-ware products.The platform takes the large scene aerial image map(land，village，water system，eleva-tion)as the core.Through the digital virtual construction of the thematic information data(well site，station，road，power line，etc.)contained in the physical oilfield，the platform establishes the oilfield digital environment，and combines the3D model and geographic information data with the intelligent acquisition of dynamic data in the production process.Various schemes of field production and manage-ment are simulated，analyzed，and studied to optimize resource allocation，reduce production costs，and realize comprehensive information services such as on-line query，statistics，application analysis，and auxiliary decision-making of oilfield basic information.Keywords：technology management integrated platform；digital construction；3D modeling；central-ized monitoring油田的生产环节是石油企业管理中的重中之重，由于油田的基础设施地理分布性较广，各区域地理环境和地质条件差异性较大。
智慧加油站综合管理平台解决方案
按照系统设计文档，开发智慧加油站综合管理平台。
系统测试
对开发完成的系统进行测试，确保系统的稳定性和可靠性。
系统部署
根据部署方式，部署智慧加油站综合管理平台。
培训与推广
对加油站工作人员进行培训和推广，提高系统的使用效率和综合效益。
05
智慧加油站综合管理平台 优势分析
提高加油站运营效率
自动化流程
安全预警
通过智能预警系统，及时发现和预警安全隐患，降低安全事故发生 率。
应急预案
制定完善的应急预案，确保在突发情况下能够迅速响应，保障人员和 财产安全。
优化加油站支付体验
多种支付方式
支持现金、银行卡、移动支付等多种支付方式，满足不同客户需 求。
快速结算
通过高效的结算系统，实现快速结算，提高客户支付体验。
智慧加油站
目录
• 智慧加油站综合管理平台概述 • 智慧加油站综合管理平台解决方案内容 • 智慧加油站综合管理平台技术实现 • 智慧加油站综合管理平台实施与部署
目录
• 智慧加油站综合管理平台优势分析 • 智慧加油站综合管理平台案例展示
01
智慧加油站综合管理平台 概述
。
油品管理
02
对油品入库、存储、销售进行实时监控，确保油品质量安全。
油罐监测
03
实时监测油罐温度、压力、液位等参数，确保油品安全存储。
智能支付管理
01
02
03
电子支付
提供微信、支付宝等电子 支付方式，方便快捷。
会员管理
通过会员系统实现积分、 优惠券等营销手段，提高 客户粘性。
收银管理
实现收银自动化，提高收 银效率。
背景介绍
国内外能源市场的发展 加油站行业的趋势 智慧化、数字化转型的需求
联合站计量自动化及网络化应用技术研究
微机 自动 计 量 系 统 是 整 个 应 用 系 统 的 基 础核 心 部 分 ， 它 负 责分 线计 量 各 采 油 区 队 的 油 、气 、水 等 生 产 数 据 ， 计 量 联 合 站外 输 原 油 、外 供 天 然 气 等 数 据 。 以 文 三联 合 站 为 例 ：文 三 联 分 离 计 量 岗 共 包 括 ８台
动计 量 和 监 控 ；现 场控 制 系统 通 过 稳 定 可 靠的 无 线 网络 技 术 和 油 田局 域 网相 连 ， 实 时数 据发 往 局
域 网 中心 数 据 库 保 存 ， 并提 供 基 于 Ｗ ｅ ｂ形 式 的 数 据 查 询 。 由 下 而 上 构 成 整 个 原 油 集 输 系 统 的 自 动 化 管 理 和 网 络 应 用 ， 解 决 了人 工 计 量 管 理 的 一 系 列 弊 端 ， 取 得 了 良好 的 应 用 效 果 。 主 题 词 联 合 站 计 最 自 动 网 络 传 输
ｓ
③ 计 量 参 数 无 连 续 化 、无 瞬 时 化 、无 法 掌 握 输 油 管 线 的
动态过程等 。
式 中 △ １ △ １ 正可 负 。 Ｖｏ＋ Ｖｏ可
部 分 更 为 严 重 ， 因 而 置 换 球 运 行 的 过 程 中 ，存 在 着 内 壁 的 漏 失 ， 而 且 这 种 漏 失 的 程 度 与 运 动 方 向 以 及 体 积 管 内 壁 的 部 位是 不确定 的 。 （ ） 钢 球 和 置 换 球 存 在 一 定 的 椭 圆 度 。 置 换 球 在 基 准 ２
而 不 可 能 改 变 △ １ △Ｖ ２ 更 不 会 改 变 Ｖｏ △ 和 Ｖｏ 和 ｏ， 。 Ｖ Ｉ
联合站的各工艺流程(最新整理)
联合站的各工艺流程概况与设计思路储运1204 胡婧尧 201204020419摘要：联合站是油气集输工艺设计的重要组成部分，也是油田生产的重要必要环节，对它的要求是使其最大限度的满足油田开发和油气开采的要求, 做到技术先进, 经济合理, 生产安全可靠, 保证为国家生产符合数量和质量的油田产品。
联合站对来油进行处理，它的主要作用是对原油进行油气水三相分离，站外来油经三相分离器、加热炉、油气分离器、电脱水器、稳定塔等首先进行油、气、水的分离，再经外输泵和计量间等向外输送。
站内气体直接送往气体处理厂进行处理。
根据南泥湾联合站设计的经验和对资料的研究，在此总结出联合站设计的一般思路和步骤。
关键词：联合站油气分离工艺流程平面布置一联合站简介联合站，即集中处理站，是油田地面集输系统中重要组成部分。
就油田的生产全局来说，油气集输是继油藏勘探、油田开发、采油工程之后的很重要的生产阶段。
它是对油井产物油、气、水集中进行综合净化处理, 从而获得合格的原油、天然气、稳定轻烃、液化石油气和可回注的处理采出水的中心站。
如果说油藏勘探是寻找原油，油田开发和采油工程是提供原料，那么油气集输则是把分散的原料集中处理，使之成为油田产品的过程。
联合站一般建在集输系统压力允许的范围内，为了不影响开发井网以及油田中后期加密井网的布置与调整，应尽量建在油田构造的边部。
联合站将来自井口的原油、伴生天然气和其他产品进行集中、运输和必要的处理、初加工，将合格的原油送往长距离输油管线首站外输，或者送往矿场油库经其他运输方式送到炼油厂或转运码头，合格的天然气则集中到输气管线首站。
联合站一般包括如下的生产功能：1油气水分离2原油脱水3原油稳定4来油计量5原油外输6注水7污水处理8天然气处理及外输二联合站工艺系统概述以中石化华北分公司第一采油厂为例，1.原油处理主要流程：分站来油——进站阀组——加药——螺旋板换热器——四相分离器——浮头换热器——螺旋板换热器——原稳塔——浮头换热器——（原油储罐）原油储罐——外输2.主要处理工艺：分站来油汇集到进站阀组，原油经阀组汇管加药后至螺旋板换热器（五台）换热，换热器的热介质为饱和蒸汽，压力为1.25MPa，温度为200度（换热面积为60m2）。
油田联合站设计的分析与研究
浅析油田联合站设计的分析与研究摘要：随着经济和科技的发展，科技不管是在开采开发技术方面还是在油气集输方面都有着广泛的影响。
油田联合站就是新科技成果之一，它在油田的油气集输系统占据着重要位置,随着对油田联合站的优化升级，油田联合站在安全控制系统和生产控制系统的管理上日趋合理，油田联合站将消防安全作为其整个安全控制系统的重中之重。
本文将从简析油田联合站、简述油田联合站设计的原理、油田联合站在辽河油田中的应用、油田联合站设计的意义等几方面入手，旨在了解油气联合站在油气集输方面的作用和功效，更好的将其应用于实践，为生产和生活服务，促进油田油气集输系统技术的不断完善，促进经济的发展。
关键词：油田联合站油气集输计算机监控系统一、简析油田联合站1.简析油田联合站油田联合站作为转油站的一种，在油田中普遍存在。
其原称为油气集中处理联合作业站。
主要包括油气集中处理(原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等)、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。
联合站（库）是油田原油集输和处理的中枢。
在联合站（库）包括：输油，脱水，污水处理，注水，化验，变电，锅炉等生产装置。
其主要作用是通过对原油的处理，达到三脱、三回收、出四种合格产品（天然气，净化油，净化污水，轻烃）以及进行商品原油的外输。
所谓的“三脱”即原油脱水，脱盐，脱硫；天然气脱水，脱油；污水脱油。
而“三回收”则指回收污油，污水，轻烃。
因而站内必须具有相应的处理设备，包括原油处理系统，转油系统，原油稳定系统，污水处理系统，注水系统，天然气处理系统等。
2.简述油田联合站设计的目的联合站是高温，高压，易燃，易爆的一级要害场所。
又因为其是转油站的一种，在油气田集输过程中担负着重要作用，直接关系到外输原油的质量，并且其系统之间关联紧密、操作规程严格、系统在运行过程中状况复杂多变且流程多变。
通过对油田联合站的设计有助于避免和减少安全事故的发生、为油田原油集输处理做好充足的桥梁纽带作用，更好的为工业油气集输服务、为有效地提高油田的生产率和产量，提高经济效益、促进工业化和现代化建设服务。
油田联合站自动化控制系统的优化研究
Ｋｅ ｗｏ ｄ ： ｉ ｄ ｓ ｔ ｎ ＤＣＳ Ｐ ｙ ｒ ｓ Ｕｎｔ ａｉ ； ｅ ｔ ｏ ； ＬＣ； ｐ ｒｔ ｎｏ ｔ ｚ ｔ ｎ ｏ ｅ ａ ｏ ｐｉ ａｉ ｉ ｍｉ ｏ
Ｏ引言
联 合 站 是 原 油 生 产 过 程 中 的一 个 重 要 的 组 成 部
信 息化 ， 进行 了系统 模 型 和算 法 的建 立 ， 并 从而 使 得生 产 过 程 得 到 了优 化 控 制 。
化 的 污 水 以及 天 然 气 。 我 国大 部分 的油 田采油 厂联 合站 是在 ２ 世 纪７ 年 ０ ０ 代 建 立起 来 的 ， 当 时 的 生产 水 平 下 是 能 够 担 负 起 诸 在
理站 。 现在联合站的系统设置有２ 组进站总管 、 台加热 ５ 炉、 台原油灌、 台输油泵、 ６ ３ 三相分离器、 二相分离器 、 ６ 台污水罐、 台消防罐等工艺设备 。 ２ 其生产流程为： 站外
Ｏｐｉ ｚ ｔ ｎＳ ｕ ｙｏ ｔｍａｉ Ｃｏ ｔ ｌ ｓｅ ｉ ＯｉｅｄＵｎｔｄＳａｉｎ ｔ ａｉ ｔｄ ｆ ｏ ｔ ｎｒ ｔｍ ｌ ｌ ｉ ｔｔ ｍｉ ｏ Ａｕ ｃ ｏ Ｓｙ ｎ ｆ ｉ ｅ ｏ
ＬＩ Ｒｏ ｇ ｚ Ｕ ｎ —ｈｉ
（ ｏ ｇｈｎ Ｇｏ ｐ ｏ，ｄｏＯｉ ｉｄＤ ｎｙｎ ２７０ ， ｈ ａ Ｄ ｎｓｅｇ ｒ Ｃ ．ｔ．ｆ ｌ ｅ ， ｏｇｉｇ ５ ００Ｃ ｉ ） ｕ Ｌ Ｆｌ ｎ
系 统 解 决 方 案
油 田联 合 站 自动 化控制 系统 的优化 研究
刘 荣 志
（ 利 油 田 东胜 集 团 股份 公 司 ， 东 东营 ２ ７ ０ 胜 山 ５ ０ ０）
摘
要： 结合 东胜联合站现 有的技术特点 ， 设计 了一套 自动化改造及优化方案 ， 方案数据 采集及监控 采 用ＤＣ Ｓ系统 ，
浅谈联合站节能技术及措施
浅谈联合站节能技术及措施周小瑜,贾美芳,邵桂花,吴智雄,闫海涛,孙海军(中原油田采油二厂集输大队,河南濮阳 457001) 摘 要:濮城油田经过近30年的高速开采,目前已进入高含水开发期,如何在确保油田集输系统正常运行的前提下,最大限度的节约能耗,提高油田的整体经济效益,是油田发展的当务之急。
老油田降低能耗的重要措施是根据当前的生产实际进行工艺优化调整,通过改造达到高效低耗运行。
在日常生产管理中,从细节入手,强化管理,着重培养员工节能意识,从点滴做起,降低生产成本,提高经济效益,促进油田持续稳定健康发展。
关键词:节能降耗;优化调整;强化管理;高效节能;发展 中图分类号:T E 683 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0124—02 濮城油田位于河南省范县、濮阳县及山东省莘县境内,经过近30年的高速开采,目前已进入高含水开发期。
濮城油田集输系统共建有联合站(转油站)3座,担负8个油藏经营管理区的油气分离、原油脱水、原油稳定、原油及天然气计量、外输等任务。
联合站主要任务是对各油藏经营管理区来液进行集中处理:经井排来油阀组分配至三相分离器完成油、气、水分离;分离后的低含水原油进脱水器,在脱水器高压电场的作用下脱除原油中的乳化水;之后通过稳定塔的负压闪蒸进行原油稳定,稳定后原油最后再输送至炼油厂。
整个脱水、稳定、输送过程是联合站生产运行中的主要耗能环节之一。
油田进入高含水开发阶段,原油含水量急剧增加,如何在确保联合站正常运行的前提下,最大限度的节约能耗,提高油田的整体经济效益,是油田发展的当务之急。
1 通过工艺优化调整,实现节能降耗老油田降低能耗的重要措施是进行工艺优化调整以适应当前的生产实际。
通过对濮城油田油气集输系统现状的分析研究,针对井排来液量和设备额定处理量不匹配,站内设备运行效率低,由于产量递减造成的处理设备负荷率低等,对濮城油田集输系统进行了优化改造,把濮一联、濮二联的原油转输到濮三联集中进行脱水、稳定、外输。
油气集输联合站管理思路与方法探析
问题 ， 也提 出了应对措施， 包括制定完善 的工程规划纲要 、 加强风险预 测及评估机制 、 积极 引进先进设 备及 完善监督机制 ； 又着重分析
了油气集输站场管理环节， 这一环节的重点 问题在 于系统效率 不高， 同时又提 出通过提 高系统效率来使这一问题得到解决。 关键词 ： 油 气集输联合 站 ； 油气 集输 管理 ； 油气集输 系统 ； 管理 思路
油气集输 联合站管理思路与方法探析
闫会（ 大 庆油 田有 限责任 公 司第五 采油 厂第一 油矿 ， 黑 龙江 大庆 １ ６ ３ ０ ０ ０ ）
摘要 ： 首先， 本文对地 面工程建设规划进行 了说 明和分析 ， 既指 出这一工作 中存在地面工程， ＇ ４ ５Ｚ 缺乏整体规划、 对风险预测评估 不够的
便利 条件 ， 当处于油 气开 发及处 理环节 时 ， 危险 系数将 大大 提
高， 同时也会带 来严重的浪 费。 （ ２ ） 地 面工 程 问题 解决 措 施 ①制 定完 善 的工 程规 划 纲
要。 在 工程建 设开始 之前 ， 应 事先 完成项 目调 查 ， 实地考 察 ， 以 及 开发远 景等 工作 ， 将具 体的 项 目要 求纳 入工程 整体 来考虑 ， 从 而制定 出合 理的 ， 规范 化的 工程建 设规 划 ， 而 非根 据以 往的
统效率 不高 。 原 有处理 系统的正确操 作是工作效率 提高的重 要
有 机的 系统规 划。 在工程 系统 的管理 工作 当中 ， 长期 以来 只注 重 施工 流程 ， 只有 当 出现 问题 时 ， 才会针 对 问题 临时 采取 一定
的应对措施 。 但 由于 建设项 目的周期一般较长 ， 项 目内容庞杂 ， 不可预知 因素 较多 ， 计划容 易变 动。 因此 ， 如果 只是着 眼于单一 的项 目细节 ， 以 固定化 的思维 来解 决问题 ， 就 无法保 证工 程的 顺利进 行“ 。 在 各大项 目之 间， 时 常会发生 种种 冲突 和矛盾 ， 这 样 会很 可能导 致 工期的 拖延 ， 不仅 浪费 人力 ， 物力， 财力， 造成
联合站安全技术管理综述（2篇）
联合站安全技术管理综述油田地面集输系统是能够将井口的原油和天然气通过管道输送给需要油和天然气的用户的一个庞大系统,在这个系统中包含有计量站、转油站和联合站。
油田地面集输联合站是整个地面集输系统的重要组成部分，联合站是油田地面集输系统的重要组成部分,主要担负原油脱水、含油污水处理和原油外输任务。
工艺过程:由各中转站来的油井采出液进游离水脱除器进行油水分离,含水原油经电脱水器进一步脱水、稳定后外输污水经过污水处理站除油后外输或回注。
站内压力容器密布,油气管道纵横,易燃易爆。
一旦联合站发生重大事故,整个工作区内的生产将完全停止。
开采出的油气混合物无法进行初步处理和加工,经过加工的也无法通过输油管道送入炼油厂、石化厂再进行加工。
若油田生产的这一关键环节被打断,周围油田生产便陷入瘫痪。
因此,联合站的安全生产尤为重要,必须排除安全隐患,确保安全生产的正常进行。
1.联合站的危险性分析1.1工艺过程及工作场所的危险性(1)原油集输中的油气分离。
油气分离一般采用多级分离工艺,运行的关键是控制分离器的压力和液面。
控制分离器压力的目的,一是为了保证分离质量;二是为了克服液体压力和管道摩擦阻力;三是为了安全。
控制液面主要是为了防止原油进入天然气管道,或油气进入油管道。
在油气分离中最易发生的事故是分离器跑油。
(2)集输中的原油加热。
在联合站中,为了提高油温,降低油粘度,需要将原油加热。
一般有两种方法:一是直接加热,即热量通过火管(或辐射管)和烟管(或对流管)直接传给炉内(或管内)的原油;二是间接加热,即以水或其他流体作为传热介质,间接地将热量传给炉内的原油。
完成对原油加热任务的加热炉是承受高温的密闭设备,由于长期在不同的压力和温度下工作,具有发生火灾和爆炸的危险性。
(3)原油储存。
原油一般由大罐储存,由于工艺和管理的原因,目前较多采用开式流程,而由此产生的蒸发损耗,既增加了环境污染,又加大了原油的挥发,而且由于操作不当易引起冒顶和憋压。
关于油田联合站管理的探讨
关于油田联合站管理的探讨运输是石油从开采到外销之间的重要环节，在石油运输过程中进行集输处理的地方被称作油田联合站。
聯合站内进行油气集中处理要通过许多设备和管道来实现，因为联合站内较多的压力容器和油气管道，一旦安全防护和管理不当，极易发生危险。
本文分析了影响联合站安全的危险性因素，并针对安全运行和管理提出了有效措施。
标签：油田联合站；安全運行；管理；分析；措施联合站内进行油气集中处理要通过许多设备和管道来实现，因为联合站内较多的压力容器和油气管道，一旦安全防护和管理不当，极易发生危险。
加强油田联合站潜在危险因素分析，采取有效措施进行科学防控，从而保证联合站的安全和高效运行。
1 油田联合站概述和其危险因素分析1.1 联合站概述石油运输过程中进行集输处理的地方被称作油田联合站，其主要工作介质包括原油和天然气，都属于B类易燃、易爆物质。
原油的挥发物、天然气一旦发生泄漏，非常容易无限制性的扩散，在空气中达到一定浓度，一遇明火或高热量诱因就会发生燃烧甚至爆炸。
另外，因为原油的导电性很差，在管道传输或运输过程会不休止的流动，很容易产生静电，静电逐渐集聚会发生放电现象，极易产生火灾或爆炸。
再加上油田联合站内部有很多压力容器和油气管道，原油沸点较低，很容易在受热后发生膨胀和沸溢现象，埋下安全隐患。
所以，必须对油田联合站进行有效的安全防护和科学严格的管理，才能确保其在安全的环境下正常运行。
1.2 联合站工作过程潜在危险因素分析因为油田联合站工作的特殊介质，致使在工作环节中有很多潜在的危险因素，一旦操作或防范不当，极易引发安全事故。
为有效保证油田联合站的安全运行，必须严格分析和管理每一道工作流程，每一个操作工序，并分析研究潜在危险因素，根据原因对症下药做好根治和防范工作。
在联合站操作流程中，其容易产生危险的环节主要有原油加热、原油存储、油气水初分离、电化学脱水、原油外输等5各环节。
下面对各环节危险系数进行详细分析。
一是在原油加热环节。
科学管理,降低输油单耗
科学管理，降低输油单耗作者：张莉张津波李健来源：《科协论坛·下半月》2013年第12期摘要：2012年，在该站输油量比去年增加的情况下，如何在输油系统中降低用电单耗成为开展节能降耗工作的一个重要研究课题。
在技术人员的研究和论证，岗位操作人员的共同努力下，通过对输油系统实施精细管理、合理使用设备、科学控制输油参数等措施，通过半年时间的摸索和尝试，终于使输油系统单耗得到降低，并总结出一套切实可行的科学管理方法，为今后的节能降耗工作开展提供有力支持。
关键词：节能降耗管理中图分类号：TE85 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）012-085-021 生产经营情况小集联合站隶属于大港油田第三采油厂集输作业区，担负着第六采油作业区的原油、污水处理、外输任务。
其中，外输系统日输送能力1 400m3左右。
工艺流程为：三相分离器油出口→3#储油罐→输油泵→加热炉→长输干线→官一联合站。
设备状况：共有外输油泵三台，正常生产时，一台运转，两台备用。
如表1。
生产情况如表2。
从表2可以看出2012年全年输油量比2011年增加近7万方。
在2012年1至6月份，全站共输送原油24.2万方，用电量13.61万度，综合用电单耗0.562度/方；2011年同期输油量23.2万方，用电量15.5万度，综合用电单耗0.668度/方。
经过对比，今年输送量增加1万方，而用电量却下降了1.89万度，单耗较去年同期下降0.106度/方。
效益评估：按综合电价0.714元/度计算，上半年可节省电费：0.106€？4.2€？.714=1.83万元，全年可节约电费3.6万元左右。
2 单耗降低分析2.1 更换泵型，使用低耗能设备在满足生产工艺要求的前提下，我们对1#输油泵进行了重新选型和更换：把以前的四级泵改为三级泵，排量由65方/小时改为80方/小时，配用功率不变。
我们对更换后的1#泵与未更换的2#泵、3#泵分别进行运行，并选取输油量相同的情况下进行对比当排量同是1319方时，1#泵单耗：0.516度/方；2#输油泵单耗：0.717度/方；3#输油泵单耗：0.750度/方。
联合站安全运行及管理研究
联合站安全运行及管理研究潘博【摘要】联合站在整个油气生产与输送过程中起着承上启下的作用,是油田单位不可缺少的一部分,联合站一旦出现安全问题,将直接影响油气质量和生产进度.针对联合站的安全问题,对联合站生产中的六个重要环节进行系统分析,查找六个环节中存在的危险因素,从安全运行和安全管理两个角度出发,分别提出多项解决措施,为联合站的安全生产提供建议.研究表明:尽管威胁联合站的安全因素较多,但只要采取有效措施,完全可以将联合站的事故率降至最低,从而保障油气生产的顺利进行.【期刊名称】《化工设计通讯》【年(卷),期】2018(044)009【总页数】2页(P40,111)【关键词】联合站;危险因素;安全运行【作者】潘博【作者单位】中油辽河油田分公司辽兴油气开发公司,辽宁盘锦 124010【正文语种】中文【中图分类】TE88联合站是油气开采与生产过程中最重要的组成部分，主要承担着油气处理和外输任务。
但是由于联合站内的设备和管道数量众多，生产环节较为复杂，所以容易出现安全问题，联合站一旦出现安全问题，不仅会影响油气的生产效率，还会对油气质量产生一定的影响。
1 联合站危险因素分析1.1 油气水分离阶段在油、气、水分离过程中，设备将承受极高的压力，所以会引起设备阀门松动的问题。
当阀门松动严重时，可能引起油气泄漏，如果联合站内存在火源，则可能导致火灾爆炸事故。
同时，在这个过程中可能因为液体不稳定，导致出现跑油事故。
1.2 加热阶段联合站内对油气进行加热也是一个十分重要的环节，加热过程中，设备的压力会急剧升高，存在一定的危险性，同时，如果存在明火，也会引起火灾爆炸事故。
1.3 电化学脱水阶段在进行脱水的过程中，如果油水之间的界面达不到相应的压力标准，则可能使原油中的轻组分不断挥发，存在极大的危险性。
1.4 储存阶段联合站内的油气存储设备都是采用的常压油罐，所以当暴露在开放的环境中时，存在大呼吸和小呼吸现象，产生一定的油气损失，不但会造成环境污染，还会造成一定的经济损失，此时如果不采取及时的解决措施，可能会导致冒顶事故的出现[2]。
联合站输差论文
联合站输差论文摘要：油田集输系统是油水净化、输送、计量等环节。
实际生产站会产生原油输量偏差，输差产生的原因总体分为正常输差和非正常输差。
正常输差：有计量偏差：主要取决于计量方法是否正确、计量工具是否完善、操作过程是否规范，参数录取是否准确等。
另外粘度、温度、压力、流态等因素影响到流量计的计量精度，造成输量的偏差。
另一种是油品的蒸发损耗的偏差：主要是由于储油容器不严密造成的自然通风损耗；大气温度的变化造成的“小呼吸”损耗；油品的性质、收发油操作的快慢和储罐内的压力等级等因素造成“大呼吸”损耗。
非正常输差：是操作人员责任心不强、生产管理不善、设备检修不及时造成的输差。
本文针对通过分析输差原因，提出应对措施和建议。
关键词：集输站；输差；计量偏差；精确度一、原油外输工艺现状目前采油厂各管理区原油都通过各自流量计进入联合站油罐，通过一系列的原油处理措施后经过外输管线外输。
以孤五联为例，采油管理五区和采油管理七区的原油都通过各自流量计进入孤五联合站油罐，由于一系列原因进出油数量不一致，导致输差的产生。
二、计量输差形成的因素1、客观因素（1）温度的影响。
原油在输送过程中温度降低，温降一般在20℃至40℃之间。
温度每下降1℃度大约对体积影响万分之七左右。
另一方面，在不同的温度范围内，质量流量计对油品的识别也略有区别。
由于温度的降低造成的体积量的减少是影响输差的主要原因。
（2）气体的损失。
由于原油在输送过程中的溶解气不断释放出来，使得出站端和进站端对液量的计量出现很大的差值，造成一定的输差。
（3）管线泄漏。
由于管线的自然腐蚀以及不法分子在管线上打眼盗油，造成管线泄漏，这是造成输差的最直接的原因。
2、设备因素（1）设备精度的影响。
每个流量计都有自己的精度等级，目前所用的质量流量计精度都不高于千分之一。
但由于每天几千立方的液量，千分之一的误差也会影响几方的液量输差。
（2）设备误差的影响。
除了设备精度的影响外，使用一段时间后，经常出现一些影响计量的因素。
第一节：认识联合站
第一节联合站主要工艺及生产管理内容一、什么是联合站联合站是转油站的一种，它是油气集中处理联合作业站的简称，是油田原油集输和处理的中枢。
主要包括油气集中处理（油气分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气净化、轻烃回收等）、污水处理、油气外输、油田注水、供变电和辅助生产设施等部分。
联合站设有油气分离，油气脱水，原油稳定，轻烃回收、污水处理，注水，化验，变电，锅炉等生产装置，主要作用是通过对原油的处理，达到三脱（原油脱水，脱盐，脱硫；天然气脱水，脱油；污水脱油）三回收（回收污油，污水，轻烃），出四种合格产品（天然气，净化油，净化污水，轻烃）以及进行商品原油的外输。
1、气液分离为了满足油气处理、贮存和外输的需要，气、液混合物要进行分离。
气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。
高压油井产物宜采用多级分离工艺。
生产分离器也有两相和三相两类。
因油、气、水比重不同，可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。
分离器结构型式有立式和卧式；有高、中、低不同的压力等级。
分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。
处理量较大的分离器采用卧式结构。
分离后的气、液分别进入不同的管线。
2、接转增压当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。
一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。
为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。
3、油气处理在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。
生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。
包括原s 4、原油脱水脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于 0.5％的标准。
脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。
一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。
油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。
化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。
脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。
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三、研究内容
技术路线
以东一联为中心，采集联合站输油系统各节点参数，监控每个环节 实现精确高效统筹输油；通过含水监控体系，调节生产运行，最终达到 减少原油化验的工作。
开发监控系统界面
三、技术关键及主要技术指标
技术关键
1、建立油外输线温度流量、压力温度实现远程采集平台； 2、建立外输油含水预警系统。
（1）设计实施方案； （2）编制软件； （3）维修仪表，铺设网络；
3、第三季度（2013.7-2013.9）
（1）采购试验材料； （2）设计施工工艺； （3）设备、软件调试；
4、第四季度（2013.10-2013.12）
（1）现场试验及效果评价； （2）编写总结报告； （3）准备验收。
汇报内容
一、项目来源及目的意义
联合站输油管理平台 技术研究
集输大队 2014年1月
汇报内容
一、项目来源及目的意义
二、国内外现状及发展趋势
三、主要研究试验内容、技术关键及主要技术指标
四、技术经济效益分析及预测
五、开题条件 六、计划进度 七、经费概算
一、项目来源及目的意义
1、立项背景
采油厂现有联合站4座（东一联、东二联、东三联、东四联），东一联为中心处理 站，其余三个为卫星处理站。设计处理液量能力14.5万立方米/天，当前实际日处理液 量14.7万立方米，日处理油量8400吨，包括海洋采油厂、石油开发中心、兴东公司、 鲁胜公司等油量，原油处理达标后，外输孤岛首站。 东三联（含海洋、鲁胜）、东四联 （含石油开发中心）来油进入东一联二 次罐，东二联来油含水低时进入东一联 外输外输管线，含水高时进入二次罐，
感器，采集温度、压力；
2、采集东二联、东三联（包括海六联）、东四联外输管线流量信号， 同时采集计量间端接受流量信号； 3、通过压力、流量信号，开发泄漏预警系统，保证管线良好运行； 4、检修东一联、东二联、东三联、东四联外输管线安装的在线含水检 测仪，采集信号，设置报警线，对出现高含水状况及时预警，迅速调节 生产； 5、依据东一联外输混合液量、含水率及东二联来液的含水率、液量， 结合在线含水检测，开发混油外输含水预警体系。
二、国内外现状及发展趋势
三、主要研究试验内容、技术关键及主要技术指标
四、技术经济效益分析及预测
五、开题条件 六、计划进度 七、经费概算
二、国内外现状及发展趋势
近年来，联合站在原油外输线安装了在 线含水检测仪，但在运行中，因在线含水 检测仪多是现场安装，数据只能现场显示
，无法对生产调节起到及时监控的作用。
五、开题条件 六、计划进度 七、经费概算
五、开题条件
本单位优势：
在本单位拥有从事专业技术人员6名，其中高工3名，工程师2名，助工1名，现场
调试人员1名。
本课题组多年来一直从事自动化集输研究工作，承担了多项厂级科研项目，具有 较强的研发能力，有技术能力完成本课题的研发工作。
协作方优势：
山东新大通石油环保科技股份有限公司，具有很强的技术开发优势。
联合站的运行管理一直处于粗放型，主要在于对生产重要环节及参数的掌握不足， 不能有效利用技术手段有效提升，按照管理局“四化”建设的要求，集输大队已经完 成中心控制室建设，为有效整合利用现有资源，需要开发输油效能监控平台，及时监
控含水状况，避免高水头出现，有效提高生产管理水平。
Hale Waihona Puke 汇报内容一、项目来源及目的意义
技术指标
1、及时发现管线穿孔； 2、监测各联合站含水运行状况，调节生产； 3、优化运行，输油量误差率≤2%。
汇报内容
一、项目来源及目的意义
二、国内外现状及发展趋势
三、主要研究试验内容、技术关键及主要技术指标
四、技术经济效益分析及预测
五、开题条件 六、计划进度 七、经费概算
四、技术经济效益分析及预测
含水检测依靠人工化验，经常是含水升
高一段时间后才被发现，然后再调整生 产运行促进含水降低，整个输油系统属 于粗放型管理，反映滞后，且管理难度
大。
一、项目来源及目的意义
在生产实际运行中，联合站的含水控制难度高，特别是东三联、东四联，原油外 输采用边进边输的形式，一粗心就会造成高含水外输，不仅影响东一联原油处理，对 联合站盘库也带来影响，东二联外输含水在1.8%一下时，直接外输孤岛首站，高于 1.8%时倒进二次罐处理，因生产化验每两小时一次，很容易出现单点高水头，2013年 已出现4次高水头交油，无法及时监控，严重影响采油厂原油交接工作。
二、国内外现状及发展趋势
三、主要研究试验内容、技术关键及主要技术指标
四、技术经济效益分析及预测
五、开题条件 六、计划进度 七、经费概算
七、经费概算
1、软件及现场改造费用：17万元； 2、安装调试：3万元；
3、外协经费：2万元；
总计：22万元
感谢评委专家批评指正！
汇报内容
一、项目来源及目的意义
二、国内外现状及发展趋势
三、主要研究试验内容、技术关键及主要技术指标
四、技术经济效益分析及预测
五、开题条件 六、计划进度 七、经费概算
六、计划进度
1、第一季度（2013.1-2013.3）
（1）联合站在线含水仪调研； （2）维修方案编制；
2、第二季度（2013.4-2013.6）
效益分析
1、统筹运行集输输油系统，精细化调节，提高整体运行效率；
2、及时发现管线泄漏穿孔，减少原油损失及换将污染，年可挽回损
失20万元； 3、优化输油泵运行，年可节电92万kW.h；
汇报内容
一、项目来源及目的意义
二、国内外现状及发展趋势
三、主要研究试验内容、技术关键及主要技术指标
四、技术经济效益分析及预测
且东三联、东二联因仪表安装时间长，出 现故障无法显示；为提高设备的利用率， 必须对仪表进行维修调试。
汇报内容
一、项目来源及目的意义
二、国内外现状及发展趋势
三、主要研究试验内容、技术关键及主要技术指标
四、技术经济效益分析及预测
五、开题条件 六、计划进度 七、经费概算
三、研究内容
1、在东二联、东三联、东四联外输管线两端安装压力传感器、温度传