中海油伊拉克米桑油田群原油外输管线投产

【本刊讯】8月16日，中国海油（下称伊拉克有限公司）米桑油田群日输能力50万桶的原油外输管线一次性投产成功。     

油田老化油处理工艺研究及应用

随着海上油田群滚动开发,南海西部某陆岸终端老化油逐步增多,老化油不仅占据大量罐容,还影响外输销售原油产品质量。针对老化油含水率高、乳化程度高和机械杂质含量高特点,因地制宜通过新增一套蝶式离心机并利用现有设备设施进行工艺流程适应性改造,采取离心机离心分离预脱水、事故罐热化学沉降再脱水和原油稳定塔高温蒸馏精脱水三段处理工艺进行处理。通过该处理工艺,已累计处理老化油3万m3,处理后原油含水率≤0.5%,满足原油外输销售标准,应用效果良好。     

关于原油输差的产生与油田开发的关系

从原油生产的全过程入手分析输差的各种因素，同时叙述了原油输差与“稳油控水”和油田开发的关系，进而提高生产管理人员对合理控制输差的认识。     

海上稠油油田海底混输管道含水综合调整研究

海上采油平台原油外输主要通过海底管道将低含水原油输送至陆地终端进行进一步处理后进行销售，含水率过高会直接影响海管的管输效率，因此降低外输含水是每个外输平台的一项重要指标，可以最大限度的减少输送能耗，降低原油处理厂生产污水处理费用，提高经济效益，文章将根据海上平台在降低外输含水方面实际存在的问题进行研究分析，在现场实际应用的过程中效果显著，有较高的推广价值。     

有效降低卧式多级离心泵轴承温度的方法

某平台原油外输泵采用卧式多级离心泵，非驱动端轴承温度频繁高温报警，严重影响原油的正常外输，增加设备检修频率，缩短设备的使用寿命。通经过全面原因分析和技术方案制定，在原油外输泵非驱动端添加轴承冷却风扇，提高轴承散热速度、降低轴承运转温度，保证设备正常运转，节省大量的人力、物力、财力，助力油田的高质量发展。     

外输原油质量管理体系建设方法的探讨

针对原油外输质量管理持续改进问题,从运行联动管理系统、实行精细控制措施、推行跟踪培训方法的3个方面进行探讨,明确了原油外输过程质量控制的目的;论证了采油厂原油外输过程质量控制方法改进,既是油田质量管理的重点,又是质量管理创新的核心,只有在质量管理体系运行中不断探索与创新,才可以确保油田质量管理工作与时俱进、持续发展。     

伊拉克新建油田项目投产目标风险评估及防控措施

从中国石油集团伊拉克新建油田项目入手,分析评估影响伊拉克新建油田项目建设进程的各项风险,包括公共关系风险、人员安全风险、复杂作业风险、投资控制风险、原油外输风险、物资供应和物流清关风险以及环保风险,并以伊拉克某油田项目为例,介绍该项目公司应对各种风险的防控措施。     

高含蜡原油管道停输清油工艺

针对老油田,部分区块存在的产油量下降,以及油田外输系统调整,有些运行多年的管道需要停输。通过采取原油热洗,污水替油,氮气封管的技术,保证了长距离高含蜡管道安全停输和管道内原油清理完全,取得了较好的效果。     

油田集输站常见的安全问题及其对策

集输站是油田生产系统中不可或缺的,它的职责任务是集中对含水原油进行回收、脱水、储存及外输,对油品生产与油品输送意义重大。然而,油田集输站实际运行时会出现一些安全问题,这是目前急需要我们解决的事项。本文就油田集输站中常见的安全问题分析为着手点,提出了防治油田集输站安全问题的对策。     

油田企业防范有机氯污染原油控制措施的探讨

分析了油田企业可能造成有机氯污染原油的影响因素,介绍了油田化学剂中有机氯的检测方法和原油中有机氯的检测方法,提出了建立职责清晰目标明确的质量责任管理体系、建立采油助剂分级分类管理、强化生产重点监控、强化化学剂及原油检测检验管理、强化油水井生产过程中化学剂管理、加强油水处理过程的化学剂管理、强化采油助剂现场使用控制管理、强化产品质量监督信息管理及强化原油质量事故应急管理等避免有机氯污染原油的9项控制措施,分析了采取这些措施后的实施效果。实践证明,外输原油有机氯含量由措施前的最高1.62 mg/kg下降到措施后的最高0.35 mg/kg,控制措施效果明显。     

垦626区块综合治理分析

垦 6 2 6区块位于孤岛采油厂垦西油田西北部 ,隶属垦西油田 ,为断块小油田 ,开发难度较大。由于原油高含蜡、少气 ,导致流体温度低 ,原油结蜡 ,堵塞管线 ,加之该区块外输线距离较长 ,井口回压高 ,泵效降低。不但影响单井原油开采 ,而且造成原油外输困难 ,严重影响油田开发。针对这个问题 ,我们在垦 6 2 6区块外输线上应用了双螺杆输送泵 ,并铺设了输气管线 ,取得较好效果 ,现分析如下。治理理由1　区块开发简介垦 6 2 6区块投产于 2 0 0 0年 8月 ,辖计量站 2座 ,14口油井 ,油井均采用掺水伴热生产 ,在计量站配套 2台加热炉 ,一台为外输原油…     

吉林油田扶余采油厂脱水工艺技术研究

近年来由于油田勘探开发的快速发展,扶余采油厂产液量逐年增加,热采、调剖等新的采油工艺技术的应用,导致油品性质发生一些变化,原油脱水难度不断加大,扶余脱水系统经常出现含水超标现象,不能保证外输原油含水的稳定,影响正常生产,尤其老化油处理一直是困扰生产单位的难题,而且随着油田开发进入中后期,老化油问题将逐年加重。本文通过分析扶余采油厂中心处理站脱水系统存在的问题及产生的原因,研究出一套沉降脱水工艺技术,使脱水流程简单、灵活,系统运行平稳,原油含水满足外销标准,解决了扶余油田脱水难题。在该领域为吉林油田新木等其它采油厂提供了宝贵的经验。     

渤海某油田输气海管临时转换为混输海管的成功应用

我国海洋蕴藏着丰富的油气资源。在海洋石油工业的发展中会遇到各种不同的问题，渤海友谊号FPSO计划停产检修，导致渤中26-2油田和渤中13-1油田原油无法进行外输，面临着关井停产问题，严重影响经济效益，针对这一难题，本文将对渤中26-3油田至渤中26-2油田之间的输气海管临时反向输油的措施方案进行研究，然而海管内介质的不同，反向输送原油面临着诸多巨大的问题，加之以往的类似情况少之又少，没有经验可循，为保证油气安全连续地正常输送，采取了一定的针对性措施进行解决。针对该项目气海管输油作业经验对类似的项目具有借鉴意义。     

油田联合站系统能耗测试及其节能途径的探讨

通过对联合站油水分离、原油沉降、原油脱烃、原油外输生产环节的能耗测试、数据分析，找到了目前联合站存在高耗能问题所在，从联合站的流程工艺、参数优化等方面提出了提高联合站能耗效率的技术措施和管理措施。     

原油脱水处理工艺技术措施研究

油田开采过程中,因原油中含有一定量的水且其中大多含盐,给原油生产设备加大负担,并埋藏很多的风险隐患。为此在原油外输之前,需进行脱水处理。如何提高原油的脱水质量和脱水效率是提高油田生产企业经营效益的重要技术工作,文章结合自身经验,围绕原油脱水处理工艺进行了探讨,供相关人士参考。     

联合站的节能降耗技术与管理

联合站是～座具有原油处理、计量中转外输和污水处理回注能力的综合性站库，是油田系统中最重要的组成部分，同时也是油田的耗能大户，因此，如何解决好联合站集输处理问题，使油田保持较低的能耗和运行成本，实现联合站系统的节能降耗，提高油田的整体经济效益是油田当务之急，在此对油田联合站系统中的节能降耗进行了分析。     

做油田开发的主力军

大庆油田，于1960年投入开发，是我国目前最大的油田。48年来，走过了辉煌的发展历程，创造了我国石油工业的“三个第一”，即原油产量第一，累计生产原油19．5亿吨，占全国同期陆上原油总产量的40％以上；油田采收率第一，主力油层采收率突破50％，比世界同类油田高出10～15个百分点；上缴利税第一，     

生化法处理油田外排污水试验研究

油田进入开发后期，由于注采不平衡，部分油田污水需要外排，这类污水主要污染物是石油烃类；国家对油田外排污水的排放标准是含油量低于10mg/，COD(化学需氧量)值低于150mg/L。针对孤岛油田外排污水烃类物质含量、聚合物含量高，其它化学物质成份复杂等特点，利用微生物可降解原油的特性，采用生化法成功地处理外排污水。介绍了试验流程的设计原理、过程和结果。     

油田集输管线内外防腐技术研究

现代社会的发展,各个行业的兴起,对于能源的需求量较大。石油作为能源行业中极为重要的构成部分,其产业也得到了长足的发展。油田的开发过程中,原油通过金属的管道从地下被抽升到地面,原油的成分极为复杂,其中含有部分腐蚀性物质,管道还会受到其他因素的影响,包括气候条件、地质情况、施工环境等,对该集输管线产生一定的腐蚀作用,情况严重的甚至会使得管线出现孔洞,造成生产事故,带来严重的环境问题。本文简单分析了油田集输管线腐蚀的主要原因,如管线材质、防腐保温层老化等,并提出了几点管线内外防腐措施,包括管线的施工过程管理、管道外防腐、使用缓蚀剂等,为油田的管理人员提供一定的参考与借鉴。     

泄压对集输系统含水影响及控制研究

外输原油含水需控制在0.5%以内。2012年打井泄压造成站内集输系统各节点含水持续居高不下，极大的影响原油正常外输，影响时间长达35天。2013年，通过对各节点含水因素分析，找到了影响各节点含水变化的主要因素，有针对性的开展措施调控，取得了一定的效果。2014年在打井泄压期间控制集输系统各节点含水不上升，保证了外输原油正常外输。