采油厂油气集输系统技术总结及工作计划.docx
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采油厂油气集输系统技术总结及工作计划
采油厂油气集输系统技术总结及工作计划
采油厂集输系统在工作中紧紧围绕实现采油厂可持续发展这一主题,以“比学赶帮超暨精细管理年”活动为载体,以节能降耗为目标,以优化系统运行为措施,深入开展“标准化管理”工作,确保系统安全、平稳、高效运行。
经济指标完成情况(1-11月)
1、原油外输含水:
原油外输含水0.64%,与计划指标相比降低0.56个百分点。
2、轻烃产量:
轻烃产量2410吨,完成年度计划。
3、系统效率:
加热炉效率80.4%,同比提高0.26个百分点,泵机组效率49.87%,同比提高0.37个百分点。
4、破乳剂投加情况:
破乳剂计划投加709吨,费用860万元。
实际投加525.7吨,费用670.1万元。
一、开展的主要工作
1、地面工程建设
(1)储罐维修改造
为保证集输站库储罐得到有效维修,消除安全隐患,年计划维修储罐9座,其中稠油首站维修5#5000m3罐已完工投产,滨一站7#2000m3罐目前正在施工,利津利津联合站1#5000m3罐目前完工待投产,采油三矿已完成1座200m3、3座60m3燃油罐维修,其中9#站2#罐、11#站2#罐目前正在施工。
见表1
表1年储罐维修项目统计表
站号
储罐编号
容量(方)
投产日期
主要维修工作量
备注
滨一站
滨一站7#储油罐维修
2000
1982
更换罐内蒸汽盘管、罐底、罐顶、消防附件、盘梯踏步、量油平台、罐外流程,罐内壁、罐底玻璃钢防腐
目前正施工
5#、9#、11#、13#注汽站
5座60方、1座200方储油罐
50/200
①更换罐顶、罐底②更新呼吸阀及消防系统。
③更新浮子式液位计。
④罐体保温。
⑤更新流程阀组。
⑥更换蒸汽加热盘管
新上侵入型防爆油罐电加热器60KW及控制系统。
已完成4座,其余2座正在维修
稠油首站
5#
5000
1988
更换罐内流程、罐底、消防附件、盘梯踏步、量油平台,更换大罐外保温层,罐内壁、罐底玻璃鳞片防腐,内壁防腐高度1.5米
已完工投产
利津联合站
1#
5000
1987
主要工作量:
储罐清砂、罐内附件维修,蒸汽盘管更换、罐内防腐、部分流程维修更换
已完工待投产
(2)热力设备维修改造
截止至年11月,共对系统内4座站库8台加热炉进行了维修更换,其中滨二站更换2台800kw加热炉,有效地提高了外输温度,利津联合站更换两台加热炉燃烧器,原油脱水温度得到保障,二首站更换一台来油加热炉高效燃烧器,由于加热炉效率提高,来油加热炉由两台减至一台,同时二首站对站内3#、4#加热炉燃烧器进行了技术改造,使加热炉具备了油气混烧功能,解决了因天然气中二氧化碳含量高而无法燃烧的问题。
其中每天耗气量3000m3左右,单台加热炉效率提高了1.5个百分点,日节约燃油1.2吨。
对稠油首站4#加热炉及滨二首站3#、4#加热炉好蒸汽锅炉经行了清洗,有效地解决了盘管结垢效率低的问题,清洗后单台加热炉效率由76%提高至78%,稠油末站加热炉目前正在清洗。
(3)动力设备维修改造
年集输系统共维修改造动力设备18台,其中滨五站、滨二站、二首站更换外输泵、高温污水泵等各类型号动力设备10台,解决了外输受限的问题,其中滨五站外输泵效率由47%提高至51%,二首站外输泵效率由更换前的35%提高至52%,滨二站外输泵效率由更换前的42%提高至51%,节能效果十分明显,稠油首站、利津联合站另有5台动力设备已到货,计划下步安装更新。
(4)流程管网维修改造
年先后对林一站、滨五站、稠油首站、利津联合站内管网进行了维修更换,其中林一站水套炉弯头处腐蚀严重,更换弯头6个,更换滨五联合站529溢水管线20米,稠油首站更换污水泵出口阀组一套、并对原油外输管线裸露段进行了包管处理,二首站更换159底水管线200米,上述管线的维护维修进一步消除了安全隐患,提高了站库运行安全性。
2、管理性工作开展情况
一是强化节点参数管理,提高站库生产运行平稳性
为保证稠油外输含水指标控制在计划范围内,结合“比学赶帮超暨精细管理深化年”活动,在集输系统内制定实施了节点参数控制方案以及节点参数波动应急预案,进一步加强对生产运行的调控,将生产参数控制细化到每一个节点,防止由于个别节点参数变化影响到整个稠油处理系统的平稳运行。
通过绘制站内生产流程简图,将主要能耗设备耗能情况进行日分析、月总结,及时掌握了原油处理过程中的耗能情况,以及设备运行效率的变化情况。
如稠油首站确定了来油加热炉耗燃油、脱水泵耗电、脱水加热炉耗能、利津来油加热炉耗燃油、外输泵耗电、污水提升泵耗电、污水外输泵耗电和脱水耗药剂八个关键耗能节点展开分析,做到了对重要设备耗能的及时掌握,为节能降耗提供了数据基础。
二是加强原油预分水系统管理,提高原油预分水效果
目前我厂各站均安装了高效分水器,做为原油处理的最前端,高效分水器的运行状态直接影响到原油处理下一环节的参数及能耗,目前各站高效分水器由于腐蚀、老化、积沙等原因影响生产的正常运行,年针对各联合站高效分水器运行情况有计划的进行维修、清砂工作,其中稠油首站对3台高效分水器开展了维修、清砂工作。
维修完成后,高效分水器油路出口含水由63%下降至48%,由于分水能力得到提高,来油加热炉负荷明显降低,日节约燃油1.2吨。
3、节能工作开展情况
一是开展热污水再利用技术改造,提高热能利用率
我厂部分联合站在原油处理过程中存在热能流失的现象,原油脱水产生的高温污水大部分进入污水罐进行外输,未得到有效利用,造成站内热能损失,年在二首站、利津联合站进行技术改造,将净化油罐高温底水进行回掺换热,此项改造旨在提高站内热能利用率,降低加热炉负荷,从目前运行情况看,改造后二首站来油温度由35℃提高至50℃,日节油约1.7吨,利津联合通过流程改造使二次罐热水回流至原油缓冲罐,目前缓冲罐原油温度较改造前上升10℃,节能效果十分明显。
二是利用新技术新工艺,降低原油脱水温度
年根据稠油首站生产工艺,引进原油脱水新工艺,在稠油首站脱水泵后安装管道混合器,提高混合液体系破乳效果,同时强化节点参数控制,量化控制指标,有效的降低了原油脱水温度,目前稠油首站破乳温度由90℃降低至84℃,日节约燃油2.5吨。
稠油首站来油加热炉由冬季运行4台,降低为3台,脱水加热炉由冬季运行2台,降低为1台。
同时由于公司有一部分超稠油不进入二首站进行原油脱水处理,及时对加热节点进行了优化,打破历年来加热原油温度保持在90℃以上的常规。
通过对二段原油进行低温脱水实验,试验静态原油80℃的低温破乳效果,然后在生产运行中逐步降低脱水原油的加热温度,每次降低5℃,观察运行周期为一个月,逐步从加热温度90℃下降到目前的85℃,目前运行状况良好。
三是逐步开展节能电机安装工作,降低采出液吨液耗电
年各矿共安装节能电机103台,其中采油二矿安装节能电机25台,日耗电量与原电机相比降低17%,三矿应用磁阻开关电机70套采油四矿引进开关磁阻节能电机18台,平均每台降低能耗40%左右,起到了很好的节能效果,有效地降低了采油能耗。
安装电机控制柜35台,其中采油一矿安装自动换挡控制柜30台,安装无功补偿控制柜5台,自动换挡控制柜30口井平均每天节电50kwh,无功补偿控制柜5口井平均节约20度/天。
二、存在的问题
1、原油物性差,处理难度大
稠油产量已占我厂原油总产量的49%,粘度高、含水、含砂量大,另有部分原油属于超稠油,原油脱水处理难度大,脱水温度高达90℃以上,为降低原油含水,站内重复处理量大,原油处理能耗居高不下。
2、来油分离系统适应相差
油田开发进入中后期,各站来油综合含水近90%。
稠油首站、利津联合站、滨一站,二首站、滨五站都已实现来水分离,但由于多年的运行,损坏严重,需维修的工作量大,同时运行过程中也暴露出不适应于稠油的脱水,需要开发适应于稠油的高效分水器.
3、原油加热系统老化严重
近年来在上级部门的大力支持下,维修和更新改造了多台先进高效加热炉(炉效82%左右),目前整个集输系统有800kw以上的水套炉53台,仍有部分台老式水套炉运行(二首站、利津联合站)。
这些加热炉平均运行多年,多数加热炉由于腐蚀结垢严重、燃烧器效率低,造成整个加热系统燃料用量大,效率低。
同时由于部分站库来油温度低,造成低温脱水效果差。
4、油水储罐带病运行
采油厂现有200m3以上的油水罐109座,使用最长的已达32年,平均使用年限在20年左右。
近年来采油厂陆续投资维修了40多座油水罐,但仍有许多的油水罐未得到维修。
5、站库超负荷运行
郑王接转站担负着整个郑王油田产出液的集输接转任务,设计接转能力2500m3/d,目前日输液量4700m3,外输干压达到2.1Mpa,掺水量2300m3/d,已超负荷运转。
6、管网流程腐蚀严重,存在生产隐患
站内管线经过多年的运行,腐蚀穿孔严重,因管径大,更换需资金多,各单位只立足于维持保证生产,致使存在的隐患多。
7、部分站库热污水资源没有得到充分利用,造成能源的浪费。
例如:
稠油首站的热污水、利津联合站热污水都没有得到充分利用,造成能源的浪费。
8、随着所辖区块开发方式的改变,站库适应性有待进一步提高。
利21块将要注聚开采,站内脱聚、脱水面临新的挑战,站内原油处理配套工艺需进一步优化。
9、大部分站库为非密闭生产工艺流程,造成油气损耗大。
联合站有:
滨五站、滨一站、利津联合站。
接转站有:
林一站、单56接转站、郑王接转站;滨七联、滨二站都已安装使用螺杆泵,目前能实现密闭输送。
三、可研工作开展情况
年,根据集输系统的生产情况,共安排可研编写7项,具体方案如下:
(1)二首站整体改造方案(可研基本完成)
根据二首站存在的问题,改造方案:
①延长一矿采油队预分水时间,拆除已建的Φ3000×9600密闭缓冲罐1台,新建Pw0.5MpaΦ3000×17600高效三相分离器1台,与已建的Φ3000×9600高效三相分离器并联使用,并实现已建、新建三相分离器的原油计量和气相调压。
②卸油站来液新建Pw0.5MpaΦ3000×14600游离水脱除器2台,油、水出口采用调节阀自动控制流量,补气引自站内伴生气管网并采用自力式调节阀控制。
③卸油站来液新建1750kW水套加热炉1台及烧火间,采用油气两用燃烧器。
④拆除已建的5000m3无力矩罐7座,新建3000m3(Φ18.9H=11.7)拱顶油罐4座,其中包括一次沉降罐、二次沉降罐、事故油罐(兼作一次、二次、三次沉降罐)、三次沉降罐各1座。
新建5000m3净化油罐1座,做为待输油罐。
新建5000m3污水罐1座。
新建5000m3污水应急罐1座(兼做净化油罐);
⑤二次沉降罐、三次沉降罐及事故油罐均采用浮动收油装置。
待输油罐设高、低原油出口。
⑥拆除损坏严重的Q=160m3/hH=66mN=45kW脱水泵2台,在原脱水泵房内更换相同型号的脱水泵2台。
⑦更换已建腐蚀严重的管线,其中包括DN250管线2090m,DN200管线480m,DN150管线500m。
滨二首站整体改造工程方案总投资4500万元。
(2)稠油首站污水管网系统改造
稠油首站污水管网系统主要包括站内管网和污水外输管网。
站内管网主要是分离器水出口汇管至污水罐和提升泵出口管线;污水外输管网主要是稠油首站至滨一污水站污水外输管线,稠油首站至单9回灌站供水管线,稠油首站至单10回灌站供水管线。
由于长时间输送高温、高腐蚀性介质,站内管网老化严重,影响了原油处理的安全运行,主要表现为管线腐蚀严重,穿孔频繁,严重影响正常生产。
稠油首站至滨一污水站污水玻璃钢外输管线,本体老化严重。
为保证生产的正常运行,急需进行整体改造。
存在问题:
①稠油首站至滨一污水站污水外输管线,自2008年起,该管线频繁发生泄漏,2008年共补漏31处,其中管线接头处出现渗漏6处,本体因老化出现渗漏23处,人为破坏2处。
2009年共补漏28处,其中管线接头处出现渗漏5处,本体因老化出现渗漏21处,人为破坏2处,严重影响了采油厂原油生产的正常运行。
②稠油首站至单9回灌站供水管线,供水量1500m3/d,全长2.5km,为159×5钢管线腐蚀严重,穿孔频繁,严重影响生产。
③稠油首站至单10回灌站供水管线,供水量3300m3/d,全长4.5km,为DN200复合管,由于多年的生产,其钢制连接头已腐蚀坏,经常出现脱扣现象,维修困难。
④稠油首站污水外输泵,型号为10SH-6A,扬程54m,排量468m3,生产厂家:
山东双轮集团,该泵于1999年投产。
经过多年的运行,泵效降低,单泵不能满足生产,必须开双泵,造成耗电增加。
其变频控制系统,已运行10年,急需进行更换。
⑤稠油首站外输至单9、单10回灌站的污水没有进行处理,对系统的腐蚀严重,需新上简易污水处理装置。
主要工作量
①稠油首站至滨一污水站污水外输管线,整体更换。
②稠油首站至单9回灌站供水管线整体刚换。
③稠油首站至单10回灌站供水管线整体更换。
④稠油首站站内工艺流程改造、污水外输泵更换。
⑤稠油首站新上污水处理系统
以上合计资金1500万元。
(3)稠油末站安全、低耗改造工程
稠油末站于1989年10月建成投产。
该站主要承担原油转输工作。
原油设计处理能力为150万吨/年,实际处理能力为150万吨/年(含每年稠油处理厂检修期间的纯梁转油)。
存在问题
(1)加热炉运行时间长,损坏严重,效率低。
1#、2#水套加热炉自1989年建站投用至今已20余年,炉体外保温层部分脱落,炉外壳产生锈蚀现象。
2010年8月经局检测中心测试(反平衡法测试)1#炉效为69.2%、2#炉效为68.7%,大大低于加热炉额定效率(额定效率为85%)。
1#炉于2000年更换炉内油盘管及烟管,2003年炉内油盘管出现沙眼,由维修队补焊。
2#炉使用至今未曾检修。
(2)外输泵是离心式油泵,随着稠稀油比的变化,原油粘度增加,已不适应目前的生产情况。
日常生产运行过程中,启运1#(2#)160kw的150AYR150*2B离心泵,此型号外输泵已投用六年,该泵使用变频控制,大排量外输时(频率≥45HZ),电机表面温度达到90℃,超过正常标准(≤78℃),造成电机过热。
现运行单台150AYR150*2B外输泵无法满足外输生产任务的要求,启运双泵(两泵型号不同,参数不同)造成能相互作用部分能量损失。
(3)1#万方储油罐存在安全运行重大隐患。
稠油末站1#20000m3浮顶罐,投产于1988年10月,20多年来未进行过改造。
最近几年该储罐暴露出许多问题,严重影响了罐本身及稠油末站的安全运行。
在今年的安全隐患排查中发现该储罐的主要问题如下:
①罐底板腐蚀严重,特别是罐底板与罐壁底圈板搭接处。
由于罐底板标高低于周边基础标高,且底圈板下部砌有砖砌体,致使该处雨水聚集、长期处于潮湿状态,因而该处腐蚀非常严重。
罐底随时都有可能破裂,是造成原油泄露的重大安全隐患。
②罐内万向节和排水管破损、罐顶自动放水阀失灵。
导致原油从排水管向泄漏到罐顶,严重影响雨季罐顶的正常排水,致使浮顶积存原油、雨水,加大浮船的承重,存在沉船的重大安全隐患。
2006年8月该罐就曾出现浮顶大面积溢油的事故,目前靠加强巡查力度,依靠职工手动控制排水阀。
③浮船密封、导向系统破损严重。
浮船密封胶囊、挡雨板损坏严重,致使密封不严,造成雨水容易浸入罐内,同时罐内原油容易泄露到罐顶。
浮船导向装置变形严重,增大了浮船上下运行阻力,同时对罐壁造成较大的挤压。
④该罐原设计没有消防喷淋装置。
多次安全检查都列为重大安全隐患。
⑤罐外保温层破损严重。
经过20多年的风吹、日晒、雨淋,罐体保温岩棉结块、脱落严重,岩棉外的保护铁皮腐蚀严重,多出破损、脱落,致使保温效果极差,造成大量的热损失,浪费了大量的能源。
⑥罐内外流程、附件损坏严重。
严重影响该罐的正常、安全运行。
(4)稠油末站自1989年建站以来,一直未进行过整体维修改造,站内基础设施破损严重,主要表现为院墙损坏严重,排水系统和盖板损坏严重,办公楼门窗破烂等。
项目工作量
根据以上存在的问题,为保证稠油末站的安全、高效运行,其改造工作量及投资是:
新上2台1750kw水套炉,替换下原有2台带病运行的低效水套炉,保证原油外输温度,进一步降低燃料用油,需资金150万元;新上3台稠油泵,配套3台160kw变频器,替换下原有4台离心式原油外输泵和变频器,提高泵效,降低电耗,保证生产平稳运行。
需资金200万元;对1#20000m3罐进行整体安全运行改造。
需资金500万元;对站内腐蚀严重的管网流程进行改造更换并做好保温工作,需资金200万元。
站内基础设施建设,需资金250万元。
稠油末站安全、低耗改造工程共需资金1300万元。
(4)利津联合站适应性改造工程
利津联合站于1987年建站投产,该站位于利津县利津镇西王村以北1.5公里,目前占地面积约120亩。
具备油气分离、原油沉降脱水、原油加温、原油稳定、原油外输、污水处理等功能;采出液处理能力365×104m3/a,实际处理能力483.41×104m3/a,设计原油处理能力100×104t/a,外输能力56.68×104t/a。
根据采油厂新区产能建设及老区调整规划,预计-2014期间,利津联合站处理液量将累计增加76.67×104t,处理油量将累计增加23×104t。
(1)原油沉降时间不足。
联合站现有5000m3原油罐5座,分别是一、二级沉降罐各一座;原油缓冲罐一座;净化油罐两座。
按现有加温能力与原油黏度来讲,原油在站内沉降时间不足。
(2)利津联合站2号5000m3原油缓冲罐无一次罐处理流程,一旦现用一次罐出现问题,原油处理系统将出现混乱。
(3)高效分水器作用没有发挥。
因高效分水器的出水含有高达800mg/l,进入污水处理站后,造成污水处理系统压力大,为解决这一问题,又将分水器的油和水进行了混合,进入5#一次沉降罐,造成了原油沉降时间不足。
(4)根据开发要求,利津油田利21块即将实施注聚开采方式,现利津联合站处理工艺将不能满足含聚合物原油、污水处理。
(5)郑王接转站来液经过分水器后,污水分离不出来,目前只能直接进沉降罐,增加了处理难度。
(6)部分加热炉运行时间长,加热效率低,烟管腐蚀严重,不能保证正常生产。
利津联合站1#-4#1750kw加热炉于1987年投产,运行至今已24年,技术状况堪忧,本体腐蚀,烟管因穿孔封堵已达三分之二,效率低,难以保证正常生产。
(7)处理系统不密闭,油气损耗大。
改造思路
(1)提高分水器的分水效果。
在分队计量完成之后,实验将郑王接转站来液与利津油田来液进行混合,降低原油粘度,再进分水器提高分水效果。
此项工作需做现场试验。
(2)将3#罐(原油稳定后的沉降罐,温度高达近90℃)沉降出的高温污水,经泵题压后进入高校分水器出油汇管(水量50m3/h左右),提高进沉降罐原油温度,提高沉降罐脱水效果。
一方面使高温污水得到充分利用,减少了能源浪费;另一方面降低了沉降罐溢油含水,减少了后端加热负荷。
(3)针对分水器出水含油高的具体问题,一种方法是:
实验安装高效离心式油水分离器,将分水器出水含油800mg/l降低到100mg/l以下,直接进污水处理站除油罐,脱出的原油进入分水器油出口汇管(这个节点需考虑压力问题,因为是一个整体压力系统,有可能油进不了分水器油汇管),次方法可以减少老化油的产生量,进一步减轻油站的处理压力,提高沉降效果。
另一种方法是:
新建一座5000m3的污水缓冲罐,安装收油装置和排泥装置,可以有效地提高污水进处理站的水质;再一种方法是:
将目前的3000m3污水事故罐进行改造,使其具备污水缓冲罐的功能。
(4)改造利津联2号5000方原油罐。
针对现2号罐作为原油缓冲罐使用,站内仅有1台一次沉降罐,无三次原油沉降罐。
鉴于关键设备的倒替备用与处理含聚原油需要,需将2号罐改造为能行使缓冲、一次、三次沉降的多功能处理罐。
主要工作量:
罐内清砂、防腐;完善一次沉降工艺;增设三次沉降工艺流程(出油高度较二次罐降低0.7米)。
(5)更换部分加热炉进行改造更换,提高加热效率,保证系统正常生产。
对利津联合站1#-4#1750kw加热炉进行更换,将其改造为高效节能加热炉。
这样不仅增加加热效果,同时降低天然气的消耗,保障原油脱水温度。
(6)目前进站处理液量已达1.45×104t/d,分水器能力不足,根据采油厂产能建设计划,预计2014年进站液量将达到1.54×104t/d,根据这一情况,需新上2台高校分水器,提高分水效果。
(7)新上大罐抽气装置,减少油气损耗。
项目工作量
根据以上的适应性改造思路,具体工作量是:
新上2台高效分水器需资金320万元;新建一座5000m3的污水缓冲罐,安装收油装置和排泥装置,需资金600万元;将2号罐改造为能行使缓冲、一次、三次沉降的多功能处理罐,需资金80万元;更换4台低效高耗水套加热炉,需资金300万元;需资金300万元;配套相关工艺流程,需资金160万元。
利津联合站适应性改造工程供需资金1760万元。
(5)郑王接转站整体改造工程
郑王接转站设计原油接转能力91.25×104m3/a,实际接转液量为175.2×104m3/a,其中采油404队液量2500m3/d,采油405队液量2300m3/d(含利津联合站的掺水,掺水量2300m3/d)。
油水混合液外输至利津联合站进行综合处理。
目前使用设计能力为2400m³/d的2座700m3储罐,1座500m3储罐(另一座500m3罐做为掺水缓冲罐)。
2005年扩建,对加热炉、外输泵等设施进行扩容,储罐一直未增加。
存在问题
(1)库容不足,严重影响油井的正常生产。
郑王接转站目前外输液量4800m3以上,应急库容不足800m³,严重影响外部油井的正常生产,一旦干线出现问题停输超过2小时以上,必将造成大面积停井。
(2)外输管线管径小,目前外输量已达到该管线的输送极限。
目前郑王接转站外输液量4800m³/d左右,已经超负荷运转,且目前外输干压2.2Mpa-2.3Mpa,φ273输油管线目前已满负荷。
(3)外输能力偏低
目前郑王接转站运行150m3/h外输泵(一台170m3/h外输泵备用,两台外输能力基本相同),正常外输排量190-195m3/h,外输泵已经超负荷运转,故障率偏高
(4)掺水管线腐蚀穿孔严重,急需进行更换
郑王油田的掺水是由利津污水处理站将处理好的污水,经泵提压输送至郑王接转站500m3缓冲罐,在经过掺水泵输送至油井进行掺水,掺水量2300m3/d。
该条干线首起利津联合站,末端至郑王接转站,管径φ219×7mm,运行长度21.01Km,采用沥青防腐管工艺,于1996-1998年更换运行,目前运行干压1.2MPa之间。
其中29号站至郑王接转站6.08Km为2004年新上,利津联合站至11号站(老火葬场)4.5Km为2005年更换复合管。
其他11.5Km为2005年修复管。
该条干线目前承担着郑王接转站、郑四回灌站污水供给。
负责郑36、郑41块19座计量站155口井的井口掺水任务(其中采油404队73口井,采油405队82口井),平均日掺水量2520m3/d左右(其中干线掺水120m3/d)。
目前11号站至29号站修复管,腐蚀严重。
据粗略统计干线自投产运行早期,我矿维修队在干线上处理盗油“卡子”约佰余个,尤其以干线跨沟处和公路边卡子居多。
“卡子”处防腐层尽被破坏,虽在2005年对管线内壁进行防腐修复,但外部腐蚀严重,多次造成管线穿孔事件。
且由于利津城区改造,公路拓宽,其中11号站至鞠家村3.24Km管线,在利沾路路下占压。
利沾路为利津县至明集镇、沾化县的主要交通要道,车辆密集。
附近崔湾村、后宋村居民部分靠近公路居住。
2008-2010年管线穿孔屡次发生,2010年1月至2月发生6次穿孔,导致路面大量积水
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