加油站季度总结例1

由于加油站中可以用来建设充电设施的面积有限，因此采用“橇装式电动汽车充电站”是理想的选择。“橇装式”是一种预装、模块化、全金属、全封闭房体，用于安装中压、低压电气设备。这种结构的房屋可以使用起重设备整体吊装移动、就位，也可以使用车辆像拉雪橇似的拖拽，便于短距离移动。橇装结构房屋在石油钻采中广泛使用，非常便于移动以及野外使用。将充电站中的充电机、配电柜等设备集中安装入橇装结构房屋中，并用专用的监控系统进行控制管理，就构成了“橇装式电动汽车充电站”，其优点如下：（1）一体化方案设计，安全、可靠，运输方便，检维修方便。（2）在出厂前做整体调试，现场施工便捷安全，施工周期短，不影响加油站正常营业。（3）结构紧凑，体积小，占地面积小。（4）供电线路短，损耗低。（5）模块化设计，便于扩展。（6）内设电缆夹层，内部接线美观、方便；外部电缆进出线方便（侧出线），有完善的防火措施。（7）充电屋整体防水、防火。（8）充电屋内设温湿度控制器、烟感报警、照明装置，屋外设爬梯。

橇装式充电站由供配电系统、充电系统、安防系统、光伏发电系统组成，由充电站运营管理系统统一管理，如图1所示。以中石化上海安亭加油站为例，供配电系统中包括低压配电柜、计量计费设备、温控设备、谐波监测设备等；充电系统包括4台直流充电桩，6台交流充电桩，4台直流充电机，安防系统包括工控机、配电监控、充电监控、消防报警器、视频监控；光伏发电系统中包括光伏电池板、汇流箱、逆变器。

2充电站运营管理系统

充电站运营管理系统（Prems-CH）是基于能源管理系统（EMS）软件平台、针对充电站的需求专门开发出来的。充电站运营管理系统分为3个层次：设备层、站级管理层、区域级充电站网点管理层。

设备层实时获取充电站内供配电设备、充电设备、安防设备、光伏发电设备、节能照明设备、能耗信息，并管理设备的运行；设备信息传递到站级管理层后，进过分析、统计、归纳，生成设备管理、运营等报表，充电站管理者可以随时了解站内设备的状态、是否有故障、是否需要检修，同时能够了解各设备的利用情况，能够分析各设备的效益。区域级充电站网点管理层主要用来管理一个区域内所有充电站网点，实时了解各充电站的设备状况、车位资源等信息，评估各充电站的效益。充电站运营管理系统的架构如图2所示。

充电站运营管理系统可大可小，在前期的网点建设时，只需要使用站级管理模块即可，以后需要进行区域网点统一管理时，再安装区域级管理模块。充电站运营管理系统的网络示意图如图3所示。

光伏发电系统设计

加油站环境条件特殊，在加油站中增加光伏发电系统时，重点需要做气象条件分析、用电量需求分析、场地条件分析。加油站中可用面积有限，因此在做光伏发电系统设计时，尽量选择利用已有建筑物屋顶，例如，加油站罩棚、站房、停车棚等。对于新建建筑，需要在设计时就考虑光伏系统所带来的强度、防雷等问题；对于已有建筑，则需要重点进行强度校核，并考虑进行必要的加固。上海安亭加油站位于上海安亭国际汽车城，经中国石化股份有限公司批准，扩建电动汽车充电站，为体现节能环保的理念，在扩建时安装太阳能发电设施，作为国际化汽车城示范点之一。下面以上海中石化安亭站为例进行分析。

1气象条件分析

图4所示为上海地区11个气象站分布图。根据这11个气象站1961年至2008年累积的观测数据，统计得出上海地区总辐射量、雨日、8—14时平均总云量、日照百分率季节分布（以上数据为1961—2008年上海地区11站平均，图中总云量、日照百分率用百分比表示）以及各季太阳高度角分布（11站平均）。分别如图5、图6、图7所示。由图7可见，夏季总辐射量（1593MJ/m2）最大，其次是春季（1275MJ/m2）、秋季（1052MJ/m2）、冬季（772MJ/m2），与各季正午的平均太阳高度角分布一致。值得注意是，虽然，春季正午的平均太阳高度角比秋季高许多（17°），但是由于春季的雨日、8—14时平均总云量比秋季多，日照百分率比秋季小，天空遮蔽度比秋季大，春季总辐射量只比秋季多220MJ/m2。

因上海地区地域面积小，太阳总辐射的空间分布略有差异。年太阳总辐射量的空间分布差异为：东北部及南部沿海地区最多、中西部及中东部最少；季太阳总辐射量的空间分布差异为：春季东北部最多，西南部最少；夏季南部沿海最多、其次是北部、中部最少；秋冬季北部最多、其次是南部沿海、中部最少；月太阳总辐射量的空间分布差异为：7—8月差异略为明显，南部最多、其次是北部、中部最少，其他月差异较小。上海市中心区的纬度为31.17°。

根据上面的分析可以得出结论：设计上海地区的光伏发电站时，应以5、7、8月的月平均辐照量来计算最大发电量；充电站的选址首选上海南部地区，其次选上海东北部地区。光伏电池板的最佳倾角为34.17°。中石化上海安亭加油站位于嘉定区，处于上海西部地区，属于辐照量较小的区域，但该加油站朝向为正南，而且周围没有高层建筑遮挡，因此适合安装光伏发电系统。

2用电量需求分析

加油站中的主要负荷有照明、加油机、空调POSE机等，在加油站中建设充电站后，增加的荷有直流充电机、交流充电桩、空调。以同等规模加油站3个月的耗电量为设计依据，见表1。该加油站每月用电量为13160kW•h，每天用电量为438.67kW•h。

3场地条件分析

安亭充电站共设10个车位，4个直流快充车位，6个交流慢充车位。为了确保在扩建期间加油站正常运营，在新建的停车棚顶部安装光伏发电设施，在站房中安装LCD显示屏供远程监控、展示用。车棚设计图如图8所示。3.4光伏阵列设计根据停车棚顶部可利用面积，铺设74片光伏电池板，分为4组：19片串联、19片串联、18片串联、18片串联，用4进2出防雷汇流箱汇流后，两路直流送入逆变器，转为3相380V交流电接入电网。每片光伏电池板的功率为230Wp，阵列的总功率为17.02kWp。

运行结果

上海安亭充电站自2011年11月25日正式投入使用以来，充电站及光伏发电系统一直连续工作，接待了各级领导及各界同行的参观，起到了很好的示范作用。截止到2012年4月17日，上海安亭充电站已连续运行2058h，光伏发电系统经累计发电7007kW•h。统计2011年1—4月加油量、耗电量与2012年1—4月加油量、耗电量数据，见表2。从表2可以看出，2011年1—4月的单位加油耗电量为296.99kW•h/万L，2012年1—4月的单位加油耗电量为251.91kW•h/万L，增加光伏发电系统后，每加油万升的耗电量下降了15.18%，取得了明显的节能效果。从图5可以看出，1—4月是上海地区太阳辐照量最小的4个月，因此在其他季节将会有更大的节电量，预计夏季的每加油万升的耗电量可以下降20%～30%。

加油站季度总结例2

1 目前路一转原油集输系统运行现状

路一计量接转站负责42口油井的加热、计量、外输任务，日产液量509m3。维持路一转正常运行的外输温度为40℃，2010年冬季路一转外输油温只有26℃，造成输油困难。

2011年初依据采油工艺配套方案井区新投油井4口，日产液量由468m3492m3。随着路一转日处理液量不断增多，路一转现有2台2001年11月份投产的HJ400-SY/6.4-2水套式加热炉，加热炉使用年限长，热效率低 ；无法满足正常生产任务，造成路一转外输困难。

2 影响路一转原油外输温度低的因素分析如下

2.1 水套炉热效率低

路一转旧锅炉热效率计算

锅炉热效率=站内总热负荷/Q总

原油升温热负荷 Q1=G液.C液.（tyz

tys）=5.63 kg/s×3570.0J/（kg・℃）×（22-15）=140KW

外输加热热负荷Q2=G液.C液.（tyz

tys）=5.63 kg/s×3570.0J/（kg・℃）×（26-22）=80KW

站内采暖热负荷Q3=Fq=180 m2×0.2 kW/m2=36 kW 其它负荷 Q4=10kW

站内总热负荷Q总= 1 . 1

（Q 1 + Q 2 + Q 3 + Q 4）= 1 . 1×（140+80+36+10）=266 kW

旧锅炉的热效率= Q总

÷800KW×100=266/800*100=33.25%

经分析计算后得出路一转锅炉热效率为33.25%，分析认为水套炉热效率低是导致路一转原油外输温度低的要因之一。

2.2 加热炉水盘管结垢、热水循环管线腐蚀

（1）站内加热炉2001年11月份投用，在运行十年时间内，由于加热炉所用炉水没有经过软化处理，硬度较高，造成加热炉盘管内结垢严重，盘管进、出口循环水压差较大（达到0.50MPa）。

（2）站内热水循环管线腐蚀严重，平均每月破漏2次，均为管壁长期腐蚀变薄及外壁腐蚀造成。

2.3 单井来油温度低

成员测得经过站内收球包的单井来油温度仅有15℃；同时，在现场调研中发现井组水煮炉陈旧、热效率不高。分析认为单井来油温度低是影响外输油温低的要因之一。

2.4 站内工艺流程不完善

新加热炉的热效率只有58.38%，借鉴新建转油站的单井来油二次加热工艺流程，站内单井来油一次加热工艺流程没有使加热炉得到充分利用，新加热炉的热效率不高。分析认为站内工艺不完善是影响外输油温低的要因之一。

3 解决方案

3.1 更换新的加热炉

（1）加热设备选型。

路一转站内总热负荷计算。

原油升温热负荷+外输加热热负荷=

Q1+Q2

=G液.C液.（tyz-tys）+ G液.C液.（tyz

tys）

=5.63 kg/s×3570.0J/（kg・℃）×（40-15）

=502KW

站内采暖热负荷Q3=Fq=180 m2×0.2 kW/m2=36 kW 其它负荷 Q4=10kW

站内总热负荷Q总= 1 . 1

（Q1+Q2+Q3+Q4）=1.1×（502+36+10）=550 kW

计算得出路一转站内总热负荷为550KW，考虑区块产能的不断增加。建议路一转更换2台400KW的加热炉。

（2）更换新的加热炉。

2011年6月份井区配合作业区将2台HJ400-SY/6.4-2水套式加热炉更换为2台CHJ400-Y/6.3-Q引射式原油加热炉。

3.2 更换腐蚀结垢严重的热水循环管线

2011年3月份井区组织人力更换路一转站内的热水循环管线120米。到目前为止，站内热水循环管线未出现破漏现象。

3.3 整改单井降回压炉，提高加热效果

天128井区目前部分单井降回压炉体破损严重，加热效果差，冬季难以起到原油加热降粘，降低管线回压的作用。为改善加热效果，2010年底对2个高回压井组加热炉进行更换；同时，把路38-15、路37-21井组的3个水煮炉供气方式由套气改为天然气，降低冬季回压。

3.4 路一转原油集输工艺流程改造

完善路一转原油集输流程，使单井来油由以前的“单井来油大换热器事故罐加热炉外输流程”改造成“单井来油大换热器加热炉事故罐加热炉外输流程”，增加单井来油的换热面积，提高加热炉的热效率。

锅炉热效率=站内总热负荷/Q总

流程改造后锅炉热效率计算

原油升温热负荷 Q1=G液.C液.（tyz

tys）=5.63 kg/s×3570.0J/（kg・℃）×（22-15）=140KW

外输加热热负荷Q2=G液.C液.（tyz

tys）=5.63 kg/s×3570.0J/（kg・℃）×（34-22）=241KW

外输加热热负荷Q3=G液.C液.（tyz

tys）=5.63 kg/s×3570.0J/（kg・℃）×（42-34）=160KW

站内采暖热负荷Q4=Fq=180 m2×0.2 kW/m2=36 kW 其它负荷 Q5=10kW

站内总热负荷Q总= 1 . 1

（Q 1 + Q 2 + Q 3 + Q 4 + Q 5）= 1 . 1×（140+241+160+36+10）=588 kW

流程改造后锅炉的热效率= Q总

÷800KW×100=648/800*100=73.50%

加热炉热效率由58.38%73.50% 。

4 路一转目前原油集输系统运行状况

由于我们坚定的执行了以下措施：

（1）更换新的加热炉；

（2）更换腐蚀结垢严重的热水循环管线；

（3）整改单井降回压炉，提高加热效果；

（4）路一转原油集输工艺流程改造。

加油站季度总结例3

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）03-0347-01

一般来说，油田脱水转油系统耗能部分有机泵生产运行耗电，站内处理、加热、掺水装置消耗大站气、干气，药剂等生活物资的日常消耗等。本文结合芳5站的实际应用，对以上几个问题进行初步的探讨。

1、机泵合理选择、技术改造级及日常管理：

转油站耗能中，机泵的耗电占有很重比例，因此根据转油站生产参数设计及油田生产动态变化选择相匹配机泵、进行技术改造及时优化机泵运行参数是提高机泵泵效和系统效率、降低机泵生产耗电的重要手段

1、1 合理选择机泵

在油田的生产中，日产液量的波动较大，同时油田进入高含水期开采，油井产液、含水逐渐上升，油井回油温度也逐渐升高，使油井生产所需的掺水总量随着油井回油温度和环境温度的升高逐渐变化。因此，需要在建站初期，根据转油站的设计及长远需求，选择合理参数及数量机泵。杏南五站外输油泵选择：2台外输泵，运1备1.2台排量均为85立方米/小时，扬程均为135米。杏南五5转油站，主要机泵的选择，既满足了站的设计需要，又合理的减少了能耗。

1.2 及时优化机泵运行参数

目前为保证站的平稳输出，普遍采用手动改变泵出口闸门开启程度来调节泵的排量，或起停泵。节流损耗大，泵管不匹配，压差较大，管网效率低。为使泵始终保持在高效区工作，提高泵效，减少耗电。当排量波动范围较大时，可采用变速调节。变频调速技术是通过改变电机输入端的电源频率，从而改变电机转速，使与电机相连的泵转速与电机转速相同。因泵的流量与泵叶轮转速成正比，所以改变了电流频率即改变了泵的流量。在实际应用中根据这个原理，按照液量的多少改变电流频率，从而使电机不出现低负荷运行。据有关资料介绍，利用变频调速装置，功率因数可提高到0.95以上，平均节电率达58%，系统运行效率可大大提高。优化泵的运行参数，还要及时调节排量，提高机泵的运行效率。离心泵在工作时的实际效率是随其工况而变化的，只要不在最优工况点工作，泵的效率就会降低，偏离最优工况点越远，效率越低；只有在最优工况下，才能保证离心泵的效率最高。将每台机泵的特性曲线制成牌并挂在机泵上，使岗位工人都熟知每台泵的特性曲线，并按特性曲线及时进行调节，保证运行机泵在最优工况下工作，提高运行泵的泵效。

1.3 搞好离心泵的维护保养离心泵的维护保养

不仅要及时发现并消除故障，还要注意泵的密封、冷却（有轴封箱和填料箱）和，以利于延长离心泵寿命并节约能源，减少功率损失。

2、掺水装置选用、回油温度控制等降低能耗

油田脱水转油系统对天然气的消耗很大，天然气主要是作为锅炉、加热装置以及食堂等燃料用气的消耗，因此做好掺水温度调控和优化掺水炉运行工作，对降低油田用气消耗效果十分显著，是转油站节能的重要途径。

2.1 高效节能设备及相关配套设施的选择

降低锅炉用气首先选用高效节能型锅炉，安装节能型火嘴，提高天然气的燃烧质量。锅炉的年度检修要保证质量，尤其是炉膛部分，以此增大热传导系数，提高锅炉效率。同时还要加强采暖、伴热管网的检查维修，保持管网畅通，防止穿孔，减少锅炉热水的漏失量。其次，要根据大气温度变化和受热介质的物理特性，合理确定供热温度，可随时通过调整用气量来调节热水温度。最大程度地利用热能，防止浪费。还要根据站内实际情况，在不影响生产、生活用热的情况下，通过研究、试验、摸索，确定最佳启停炉时间，既要保证介质有良好的流动性，又要防止管道结蜡、冻堵，还要避免因停炉过迟或启炉过早而浪费天然气。同时做好采暖、伴热管道的保温，做到定期检查，及时维修，防止热能无为散失，进一步提高热能利用。

2.2 降低掺水加热耗气

严格执行规范要求的掺水制度，合理确定最佳掺水温度，在保证正常集油的情况下，降低掺水量和掺水温度。根据天然气压力、脱水温度和介质流量的变化情况，精心操作，及时调节用气量。做到定期检查火嘴，防止结焦或堵塞，做好受热管道和加热装置的保温，把热量散失降低到最低限度。放5站掺水炉热负荷率低的影响。转油站掺水炉的规格都在400×104kJ以上，而每小时油井所需掺水用量冬季最多达70m3以上，夏季30m3以上。通过热能计算冬季只需运行2台掺水炉，春季、秋季仅需运行1台掺水炉就能保证油井正常生产的供热需要，夏季不需点掺水炉油井也能正常生产。目前转油站掺水炉冬、春、秋都点火运行，夏季一般也点1～2台掺水炉，而加热炉点火运行的最高炉效在80%左右，所以只要多点1台加热炉就造成天然气的浪费。

2.3 合理调控掺水炉温度

合理调控不同环境温度下的掺水炉温度，必须计算出抽油机井在不同环境温度下正常生产所需的最低掺水囟龋运用热力学中的热油管线沿轴向温降公式和能量平衡方程来计算抽机井在不同环境温度下正常生产所需的最低掺水温度，将计算结果绘制成掺水温度控制曲线。该曲线实现了掺水温度随季节调控，经过实践应用完全符合生产要求，避免了天然气的浪费。经计算掺水温度达41℃就能满足正常生产，而转油站掺水温度不点炉火时温度在37℃以上，6月～9月可停掺水炉火生产，大大减少了耗气量。

2.4 优化掺水炉运行，提高掺水炉热负荷

为了解决掺水炉负荷率低的问题，先计算出不同环境温度下全队抽油机井正常生产所需的掺水总量，通过掺水总量、掺水温度计算出掺水总热量，由总热量来决定生产运行掺水炉台数。

2.5 降低食堂等后勤设备耗气

选用节能型炉灶，提高使用效率，并加强管理，严格执行用气制度，合理利用，做到人走火灭。

3.其他方面

脱水转油系统生产用药剂主要有清防蜡剂、防垢剂、脱水用的破乳剂、含油污水处理用的絮凝剂和净水剂，还有杀菌剂等等。要严把药剂验收关，保证药剂质量和数量，还要根据介质物理特性、流量和药剂投加后的效果，科学确定最佳用药量，做到既不浪费药剂，又不影响生产。必须按制度要求投加，规范操作，避免随意性和非规范性。

油田脱水转油系统的节能降耗工作点多面广，涉及专业也比较复杂，除上述途径外，仍有其他多种方式值得进一步深入研究，以更好的节约能量，降低生产运行成本。

4.结束语

加油站季度总结例4

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2015.24.129

1 引言

大型火电机组试运是电力建设的一个重要环节，用来检验机组的安装质量。由于热力系统及热控系统设备较多，同时系统中运行着汽、水、油等介质，所以机组冬季试运中防冻问题必须重点考虑。本文结合几台600MW火电机组在内蒙、东北及新疆等高寒地区试运中出现的问题进行了探讨，并提出了解决方案。

2 冬季试运容易出现的问题及解决方案

2.1 锅炉辅机冷却水、液压及油系统防冻

（1）磨煤机油站。锅炉区域的磨煤机油站布置在零米位置，油站对辅机的可靠运行起着重要的作用。对于磨煤机油站来说，由于位置在零米，冬季试运时即便厂房有供暖设施，但是由于零米空间较大，同时考虑施工期间主厂房封闭问题，在整个零米区域温度还是偏低。由于温度较低，使得油系统中的油变得粘稠，结果是流动性较差，油站的油压建立不起来，从而影响磨煤机的正常启动。根据试运经验，建议磨煤机油站在机组试运期间一直连续运行，以保证油温的稳定而不至于受冻。当发生由于油温低造成油压低不能启动磨煤机时，可以采用如下措施：

1）在磨煤机前后轴承座位置加蒸汽伴热管，提高轴承座内油温；

2）用电加热片加热，但要注意温度控制；

3） 用酒精喷灯加热轴承座。

通过以上措施，随着油温的提升会进一步提高油的流动性，油系统循环起来后油温会进一步增高，油系统能建立起正常的循环。

（2）风机油站。电站送风、引风和一次风机布置在锅炉零米区域，风机的油站在冬季试运时的防冻措施显得尤为重要。风机油站设有加热器，油温测点一般安装于油箱底部，测量设备为热电阻、温度控制器或电接点温度计，通过设定高低温度值来联锁控制启停加热器。为保证油站的正常工作，在分部试运阶段，必须试验好油站的加热功能和相应的联锁保护，一般用模拟信号方式试验加热器的启停功能。

2.2 汽机开、闭式循环水系统防冻

汽机开、闭循环水系统同样面临着冬季试运防冻的问题。尤其是在机组停运期间，必须采取一定的措施，方能保证各系统不被冻结。根据经验和运行要求，需关注以下几个方面。

对于开式水系统，当机组停运后，需检查系统中所有开式水用户退出后，方可停运系统；开式水系统停运后应及时将开式水滤网进出口门及旁路门关闭并打开滤网放水门将系统中的存水放尽。 需要系统停运检修时，视检修情况放尽检修区域内部积水，包括压力表管和变送器内积水。

对于闭式冷却水系统，当机组停运时需保证闭式水泵连续运行一段时间，闭式循环水系统停运后应保证系统所有存水已放尽。

2.3 热控仪表及测量管路防冻

在火力发电厂，热控仪表是运行人员的眼睛，热控小口径管路主要用在热控测量回路中，并且遍布全厂。 热控系统冬季试运时，当被测介质通过测量管路传送到变送器，如果周围环境温度过低就会发生冻结、凝固等现象，同时由于环境温度过低而超出所使用仪表的正常工作温度范围，会直接影响热控仪表测量的准确性。为此，必须对热控仪表和仪表测量管路考虑防冻问题。

对于不同类型的仪表，测量原理及空间位置不同采取不同的措施。需要伴热保温的对象主要是安装在仪表保温箱内的变送器，浮筒式液位变送器或其它形式的露天安装的液位变送装置，以及压力，差压，流量等仪表的检测管路和测量管路。通过选型或其他方式避可以免此类事故发生。根据现场经验，可以考虑从以下几个方面采取防冻措施：

（1）设备选型。设计阶段建议选带保温装置型仪表。根据仪表的类别用途及拟安装空间位置，提出该仪表的保温防冻需求，再提交厂家来处理。由于高寒地区昼夜温差较大，夜间可以到达负20多度，采取保温伴热，定时维护等方法也是防冻的较好解决办法。

（2）设备保温。技术人员在冬季试运前要提前检查并列出清单，对需要保温的热控仪表及测量线路要提前考虑保温，保温材料可为保温岩棉，硅酸铝等。机组试运中要经常进行阀门组排污，同时防止保温材料破损，如有损坏及时修补。对于一些关键热控仪表箱可以考虑再加一层保温棉，同时在保温箱门口和进出管路口加胶密封，以达到更佳的保温防冻效果。

对于凝结水补水箱等就地水位计必须考虑保温措施，并时常校对水位。

（3）伴热措施。电伴热保温技术是一种新型的由电能直接转化为热能的供暖技术，针对热控仪表和测量管路可以考虑加装伴热电缆，将长度适合的伴热带缠绕在仪表上，或粘在仪表柜内部。电伴热主要用于各种管道、仪表的防冻、保温，最高维持温度150℃。需要注意的是对温度要求严格控制的液体管路的伴热和保温，须配用温度控制器。

（4） 管理措施。机组冬季试运前，必须完成主厂房封闭及锅炉的紧身封闭，按照气温变化及时投入全场暖通系统。由于特殊原因不能投入暖气的，需采取电暖器局部采暖等措施。同时安排专人加强防冻设施的检查，尤其对防冻死角加强检查。

加油站季度总结例5

以效益为中心、以完成任务量为目标。

以市场为导向，以客户为中心，积极、主动、大胆、灵活。

按日按周按月完成进度任务，当日欠量次日补、当周欠量次周补、当月欠量次月补。

二、2010年成品油零售目标

2010年初在营油站完成销量8万吨，新投用网络站完成3.5万吨，合计完成零售11.5万吨的销售目标，整体价格到位率维持在92%以上，实现增效上量的销售任务，实现利润1160万元，市场份额从2009年的25%提升至35%。实现2010年新增月量用10吨以上客户30户，月用量30吨以上客户10户，实现定点用户200户以上，责任客户流失率为零。

三、全年成品零售工作要点

（1）、零售全年工作规划：

1、每月制订月度销售方案和分解各站任务指标、客户开发、客户维护指标、协议客户采购量、桶装客户采购量、现金客户采购量指标，每月考核奖励、处罚。

2、每月上旬召开经营分析会议，总结经验和问题，分析市场、传达政策，统一经营思路，并奖励优胜加油站和加油状元。

3、建立销售奖惩激励的长效机制，对销售指标、客户开发、客户维护等方面突出的优胜加油站和员工进行物质奖励，激励员工发挥潜能，实现全员营销的目标。

4、培训加油站经理、储备经理营销技能、客户管理技能2期次（3月、8月各一次），全年储备加油站经理40名，其中5月份和8月份各完成一批20名储备。

5、每月完成基层加油站客户管理、销售管理、价格管理等销售专项内容的稽查和考核。

6、每季度末月开展加油站市场调研，更新各站车流结构，客户群体，竞争状况，市场潜在需求等基准信息档案。

7、按网络投用计划，按月完成新租赁、新建站市场调研，掌握市场需求、车流结构、客户群体等信息，制订各站营业促销方案。

8、完善营销政策调整依据，快速制订营销政策。

9、按月制定客户开发和客户维护方案，组织实施、考核。

10、开展日运行分析，分析销售结构、客户用油变化分析、总量增减原因分析、效益情况分析、竞争对手策略等，分公司每日公示各站任务完成情况、增减变化情况，对排名末位的站点进行通报。

11、完善公司各项报告等日常常用格式的的模板制订，完善各种日常工作对接及执行力度的考核，增加油站工作效率，提高油站管理人员业务水平，减轻业务部门对日常繁琐的申请及报告的工作量，增加部门对日常销售的关注力的集中。

12、规划调整侨建、山心、坡塘整改时间争取在二季度淡季期间进行，尽量减少停业对销量的影响。

14、把握量效平衡，收集零售信息，合理制定销售策略，对油站进行销售指导，提高油站进站率及加满率。

15、合理利用促销费，在不降价、不拉低价格到位率的基础上，达到销量的最大化。

16、依托市区站点，以IC卡及非油品汽车美容为优势，加大汽油销售，提升公司固有利润来源。

17、督促监督油站经理走出油站、面对市场及季节、有计划、有针对性、有目标的开发客户。

18、增加油站经理对零售欠量及任务完成情况的了解和紧迫感，改变卖多卖少无所谓，完成与完成无关紧要的消极思想，培养油站经理“当日欠量当日补、当周欠量次周补、当月欠量次月补。”的销售观念。

四、零售政策保障措施

1、执行跟随政策，保持销售政策长久具备优势，零售挂牌价格低0.05-0.10元/升的有效优势。

2、促销费在销售奖励、零售客户维护、油非互动、桶装销售等方面理顺使用办法和流程，方便、快捷、有效使用。

3、各站点坚持执行以站代库或基本接近于以站代库价格的桶装政策，保障市场石场、砖厂、沙厂、工程工地等终端市场的有力争夺。

4、大型车队、机构客户等类型的终端车辆大客户，保持同比竞争对手略有优势的结算价格，实现分公司快速、有效的政策决策。

5、建立零售客户档案，完善客户资料，组织各站将用油量较大的大货车、客户车全部建立档案信息，建立飞信信息平台，加油站有促销时可以第一时间通知所有客户，实现快速上量增量。

加油站季度总结例6

1、管网流程优化改造乔河作业区生产管理QC小组

2、现状分析：

现状一：多个井组混搭使用的焊接弯头较多，各个井组汇集此处由于地层水质不配伍，管线弯道阻力过大很容易形成结垢点，另外，铺设的部分地段管线埋深不够；

现状二：寒冬时节，地表温度太低，管线中的原油流动性较差，原油中含蜡量大， 造成井组回压过高，容易冻堵；

现状三：站内生产区面积较大，可以满足增设新总机关的流程方案。

3、设定目标：

实现井组管线单进总机关，减少管线结垢点，降低井组回压，实现降本增效，确保油井正常运行。

4、原因确认：

通过以上分析，确认为主要原因的是：

（1）.管线铺设不规范；

（2）.流程复杂；

（3）.水质不配伍，易结垢。

5、制定对策：

6、对策实施：

实施一：根据2010年冬季实际生产情况，以各井场地理位置，井组油套压资料为依据，针对压力高的井组，选取125—174井组，123—176井组，122—173井组，121—170井组作为实验井组。

实施二：组织班站员工，对125—174井组、122—173井组、123—176井组从井场至站的输油管线进行实地巡查，进一步摸清上述井组输油管线铺设情况，对弯度过大、由于打卡盗油造成的管线不畅等问题进行实地标记，并上报作业区，在作业区制定整改方案后，与应急班配合，对井组集油流程进行整改；

实施三：

对总机关进行除垢后，确保压力稳定的情况下，将混搭处流程进行绘图后上报作业区，由作业区制定具体整改方案，并与应急班配合，由领导现场指挥，对混搭处进站管线进行整改，将原有的管线混搭模式，改为一个井组对应一个总机关头子的模式。

实施四：

在将总机关流程整改完毕后，向作业区申请在站内新增加一台自动加药机，并且连续一个月将从总机关取出的油样送往庆一联化验，将化验后的结果送往技术组，根据实际数据结果制定总机关加药计划，按时按量加药，以解决水质问题，有效的减缓站内管线结垢；

（1）.通过125—174井组，122—173井组，123—176井组，121—170井组及总机关压力为0.4Mpa的时候下半年各井组压力对比，绘制对比图如下：

A：122—173井组 B：123—176井组

C：125—174井组 D：121—170井组

（2）.井组回压下降后，2011年年底的热洗频次要大大少于2010年年底，减少了成本支出；

井组热洗费用统计对比表

7、效果检查及效益分析：

（1）.效果检查：

目标：有效降低125—174井组、122—173井组、123—176井组及121—170井组压力，同时大幅度减少井组管线热洗频次，有效防止管线冻堵的情况发生；

检查结果：通过QC小组近一年的活动，对班站选定的4个井组进行实时采集，将2010年冬季与2011年冬季采集到的数据，通过曲线图的方式进行效果分析对比，方案的实施有效的降低了井组的回压，基本完成了小组预定的活动目标。

评价结果：本小组较好的完成了年初预定的目标。

（2）.效益分析：

A.安全效益：

通过本次QC活动，由采集的数据对比分析出，125—174井组压力平均降低2MPa，122—173井组压力平均降低1.4MPa，123—176井组压力平均降低1.6MPa，121—170井组压力平均降低0.6MPa，有效的排除了管线冻堵的隐患，保障了冬季生产安全平稳的运行。

B.经济效益：

（1）2010年与2011年下半年压力对比来看，混搭流程改进之后效果良好，四个井组压力普遍降低，减少了热洗频次，降低了生产成本。

关125—174井组省费用：3571元

关122—173井组节省费用：2844元

关123—176井组节省费用：1896元

关121—170井组节省费用：948元

合计节省生产费用9259元；

C.环境效益：

通过开展此次活动，管线回压降低后，井口的刺漏现象减少，大大减少了环境污染的风险。

8、下步打算：

认真总结2011年本小组活动过程中取得的经验，找出在工作中的不足之处，不断的提高小组成员的业务水平。下一步，我们会开展站内管网除垢的课题研究和治理工作，使站内压力保持平稳运行。

加油站季度总结例7

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.05.003

0 前言

简单地说，油田联合站不仅仅是作为输送原油的中转站，而一个涵盖包括原油计量、油水分离、原油及天然气集输以及污水处理等多个工艺环节的综合性生产过程。其中，作为油田集输中枢环节的净化油处理更是所有尤其工作的重中之重。

1 关于净化油处理设备的优化分析

1.1 加热装置实行冬夏季分季节差异化运行

由于我国属于典型的温带季风气候，夏季高温多雨，冬季寒冷干燥，由于全国一年四季的温度都各不相同，因此要想在净化油的处理设备上进行优化，首先要确保的是使加热装置能够适应不同季节的温度特点，从而能够灵活地根据环境温度的变化而作出升降温的处理。接下来，我们将举例说明这种季节性的加热设备。

在气温较低的冬天，可以考虑将装有水原油以及外输净化油的管线都接入到两台加热装置中，这样可以保证即使是在寒冷的冬季，也能尽可能满足含水原油油水分离以及净化油经过长输管线所需要的巨大热量。而在温度较高的夏天，除了需要把装有水原油和外输净化油的管线分别接入两台加热装置之外，还可以在净化油大罐交接计量停外输泵的时候，把此台加热装置关掉电源停止运行，这样，不仅可以调节含水原油油水分离的温度从而适应夏季的高温，同时又可以有效减少由于室外温度太高引起的加热装置过热汽化甚至是设备损坏等不良现象。

1.2 使用 变频调节离心泵，推动净化油过程的节能减排

就目前的情况来看，我国大部分的原油联合站都已经换上了性能更佳的变频调节式离心泵。

1.3 熟练控制五大运行参数，灵活使用三相分离器

确保三相分离器正常运行的基础是完美的控制好进液量、进液温度、破乳剂加入浓度、运行压力以及容器内油水界面和油水室液位这五个生产参数，正所谓熟能生巧，关于这五个参数的掌握没有捷径，只有通过反复练习和实践，才能确保三相分离器运行的准确无误。接下来我们将逐一对这五个参数进行分析：

首先，我们先谈谈进液量的要求。其次，关于进液温度及破乳剂浓度方面，我们应该注意的有以下两点。相关专业的工作人员都知道，含水原油的进液温度与破乳剂加药浓度是紧密联系在一起的，破乳剂是一种可以降低油水界面的表面张力，从而实现油水分离的表面活性剂，要想使它的这一作用得以有效发挥，需要做的是界定一个合适的温度范围。其三，关于运行压力。由于三相分离器所需的运行压力可以借由补气和泄压供给，通过此种方式可以将运行压力保持在一个合理的范围之内。最后，我们再分析一下关于容器内油水界面和油水室液位应该注意的问题。油水室液位的高低可以依靠自身的出口浮球阀进行自动调节，油水室过空或者过满都会导致水油不能彻底分离开来，进而使净化油进采出水系统产生故障，从而造成水质污染，另一方面，被污染的水进入沉降罐也容易缩短净化油的沉降时间，使之不能充分得到艋。

2 改良联合站净化油缓冲罐切水工艺

随着聚合物驱技术在我国工业化中的应用，近年来我国一部分油田的采出液中含有的机械杂质越来越多，电脱水器给原油脱水不净导致原油中仍残留有少量水滴，从而容易在净化油缓冲罐的下面形成水层和油水过渡层。并且，经过近几年的实践发现，传统的间歇切底水的方式已经不使用与如今的净化油处理，其对于净化油缓冲罐底部的底水层和油水过渡层的处理也越来越不尽人意。

为了给予净化油缓冲罐底部沉积水层和油水过渡层的及时排放一个合理的解决措施，我们可以从关于净化油缓冲罐底部的切水工艺入手，对其进行合理的改造。

3 调查分析如何优化净化油处理过程

3.1 无明水运行沉降罐，导致了沉降时间的上涨

通常情况下，联合站沉降罐的运行需要有四、五米的明水，虽然无论是从实际还是理论上来说，都是水洗破乳的效果会更好一些，但不放明水的空沉降罐也有水洗破乳所无法比拟的优势，沉降罐里的明水会让已经从三相分离器里分离出来的净化油（此时的净化油的含水率已低于0.5%）再次与水混合在一起，这样会导致油水分离不彻底，除此之外，还会使净化油的沉降时间大幅缩短。而如果把沉降罐里的明水全部清除掉，使得净化油自然从沉降罐底部流入，从顶部慢慢回流到净化储油罐，这样慢动作的流淌过程大大增加了净化油的沉降时间，进而达到了确保净化油处理效果良好的目的。

3.2 采用先炉后泵的运行模式，使净化油的处理过程节能增效

净化油外输首先要做的是施加压力以及增加温度，至于是采取先泵后炉亦或是先炉后泵的运行模式不能妄断，而是需要在进行一系列详细的假设和对比之后再做定夺。当前，我国大部分的原油联合站采取的都是先泵后炉的运行模式，但是，由于一般情况下的原油，都是属于那种密度较大大且粘度又高的物质，它的密度和粘度会伴随温度的升高而产生不同程度的降低和缩小。通过对比，我们发现，相较于先泵后炉，先炉后泵不论是在流量还是扬程，亦或是泵效方面都要更胜一筹，因此，要想净化油的处理过程更加皆有增效，不妨尝试采用先炉后泵的运行模式。

4 结语

总之，要想将净化油处理这项工作真正做的尽善尽美，在处理的过程中不断总结经验优化和改进净化油处理工艺流程才是王道，同时，联合站也应紧跟时代的步伐，密切关注当今科技和新技术发展，不断更新净化油技术，并投入资金引进更先进的处理设备，为净化油处理提供技术和物质上的支持，进而推动联合站净化油处理不断朝着省时省力、节能减排、绿色环保的方向发展。

加油站季度总结例8

2干线分输对配泵的影响

干线分输主要包括玉门炼厂分输、玉门生产库分输和秦川储备库分输。其中吐哈油在玉门全分输，因其大多为中质油，黏度较大，玉门炼厂海拔较高，向玉门炼厂分输时（即玉门站输油泵后分输，玉门站启3台主泵），大多在800～900m3/h低输量下，易造成压能损失和过多的电耗，玉门计量进站压力超高（裕量仅0.3MPa）。相比之下，向玉门生产库分输（即玉门站输油泵前分输）可避免以上问题，可大输量运行（分输可达2000m3/h），压能充分利用（无节流），配泵方案自由且节约分输时间（表5）。秦川储备库位于5#放空高点和兰州站之间（落差1292m），在下坡段约60km处。秦川库分输可减小下游的摩阻损失，压能可充分利用，分输量越大，相比分输前管道，摩阻越小。全线配泵相同条件下，秦川分输越大，5#高点越易建立压力（不拉空），电耗明显降低。以干线输量1600m3/h为例，秦川分输1000m3/h时，与无秦川分输时相比，5#高点压力高0.2MPa，电能损耗每24h降低0.45×104kW•h。

3加热系统改造及优化运行

冬季运行时，油品需加热或综合热处理方可外输，因几种油品按不同比例掺混，油品物性好于某单种油品，干线由多站式和四站式加热变为一站式综合热处理[5]。因外输温度维持在50℃以上，既破坏了管道防腐层，又造成了能源浪费和环境污染，增加了运行费用，仅2010－2012年冬季运行，燃油消耗近1.32×104t，必须寻求合理的方法解决这一问题。

3.1加热炉油改气方案实施

鄯善站4台8000kW热媒炉和储备库2台8000kW热媒炉（表6、表7），燃料为原油。对燃料为原油和天然气进行比较，4台加热炉，热效率0.9，冬季运行5个月，原料为原油时，年燃油燃料费为3282×104元（3500元/t），年耗油量9380t；原料为天然气时，年燃气燃料费2304×104元（2元/m3），年耗气量1152×104m3，。与原料为原油相比，原料为天然气可年节约费用978×104元，2012－2013年冬季运行时，对加热炉燃料实施油改气，改善了环境质量并降低了加热炉故障率。

3.2换热系统改造

换热系统改造[6]是在原加热系统中新增一套油油换热器(2串4并式)，原油进站后通过给油泵，首先进入新增的油油换热器，与从已建热媒油换热器来的热油（60～65℃）进行热交换，将冷原油加热到30~35℃后，冷油进已建换热器继续加热，热油（60~65℃）经热交换后，冷却到30~35℃，再经输油主泵外输，极大地降低了原油外输温度。对换热器投用前后原油外输物性和能耗进行对比（表8），吐哈油首站外输温度变化不大（降低约8.29％），首站出站凝点有所降低，出站凝点相比空白凝点的变化幅度较大，玉门进站凝点因中间站场泵的高速剪切和管道低速剪切作用回升约2℃，投用后回升幅度较大，但仍满足外输条件[7]，生产单耗降低近19％；H49（塔里木油:北疆稠油=85:15）首站出站温度较投用前大幅降低（约25.7％），首站出站凝点降低幅度较投用前小，但出站凝点较投用前有所降低，玉门站进出站凝点变化不大，末站进站凝点较首站约回升5℃，仍满足安全外输条件，单耗降低幅度约38％。对于不同掺混比例的混油（塔里木油比例一般40％以上）而言，油品外输的凝点有所不同，但随着油源物性的改善，可满足外输条件；对于物性较差或恶化的油品，管道运行时存在风险，需对运行工艺方式进行讨论。由于热油和进站冷油进行充分换热，利用导热油热能降低了原油的出站温度，大幅度降低了加热炉的热负荷，启炉台数明显下降（表8），相同输量下备用炉增多，降低了冬季运行风险。

3.3加热系统优化配炉

近几年，上游来油物性大幅改善，塔里木油、哈国油和北疆油凝点均在-20～-5℃，不同掺混比例的混油或吐哈油外输条件改善，极大地降低了耗油气量，但有时外输量与加热炉启用台数（热负荷）匹配不合理，反而加大了能耗，需要对其进行优化分析。通常，冬季运行混油的进站温度为5.2～14.0℃，吐哈油的进站温度为25～30℃。油品进站温度和输量决定启炉的台数，输量和启炉台数（热负荷）相同时，来油进站温度越高，出站温度越高；启炉台数和进站温度相同时，输量越大，出站温度越低（表9）。换热器投用前，外输混油1250m3/h时，启3台加热炉时刚刚满足50℃的外输条件，而1350m3/h时，出站温度在45～50℃之间，投用后启2台炉1250m3/h和1350m3/h输量时，换热器出口温度维持在60℃，油品同样满足外输。因此，投用前2台炉满足1000～1050m3/h混油外输，1台炉满足1000m3/h吐哈油外输，3台炉满足1350m3/h混油外输；投用后2台炉满足1350m3/h混油外输和1450m3/h吐哈油外输。为降低管道能耗和运行风险，有时采取吐哈油不单独外输，而是以掺混方式混合外输，可提高首站来油温度，并满足混油常温输送的要求。泵的耗电量和加热炉耗油气量均与外输量（质量输量）成正相关。通过泵的阶梯输量和加热炉配炉优化，可有效降低能耗，其中序号3和4在阶梯输量下运行生产单耗相对较小，序号2生产单耗最大(表10)。

加油站季度总结例9

1.导致加油机计量超差的原因

（1）设备老化

针对一些经过税控改造的加油机，经常会发生超差的情况。这主要是由于设备在长时间使用后出现老化，并且存在电磁阀被损坏或没有安装电磁阀等问题，在使用一定时间后，会出现非定量加油计量与定量加油差距较大的现象。通常较符合要求的是非定量加油，一般容易超出误差允许范围的是定量加油。

（2）环境影响因素

通常加油机计量会受到多种因素的影响，其中包括温度、管道漏气及漏气等因素，这里主要对受油品温度的影响进行重点分析。由于我国南北方四季温度变化较明显，而导致温差较大，燃油因温度环境的不同而使其体积有一定的差别。根据相关调查，当前多以油温在非标温度下的量值作为市场上加油机的计量结果。大家都知道，加油站在进油时的结算依据为标准体积乘以标准密度时的质量，而在向外售油时结算主要依据的是非标准体积，对于温度因素不会考虑在其中，而导致在油温不同的状态下，即使用燃油体积相同其质量也是不同的。这必然会使加油站在夏季和冬季出现盈亏结果不同。

（3）控制尺度不一致

在我国很多加油站中，很多工作人员对于加油柳计量标准并不清楚，出现专业的加油机计量检定人员在国家规定的浮动范围（±0.3%误差）的控制标准存在不一致性观象，也就是出现了将计量误差控制在+0.3%或-0.3%，虽然误差仍然符合国家相关标准，但这有可能出现加油机在未到下次计量检定时便出现超差现象。

④人为因素

加油员自身因素也是导致加油机计量超差的主要原因之一。其主要体现在对设备操作不够熟练，由于操作不当而导致计量的结果不同，并且加油机在使用过于频繁的情况下，没有做好维护工作同样会对计量的准确造成影响。

（5）维修人员不具备资质

加油机维修人员在不具备维修资质的情况下，并目未经质监部门授权，擅自对加油机进行拆装维修，加油机完成维修后，并没有让质监部门对加油机进行计量检定，从而使加油机计量的准确度难以得到保证，这也是加油机出现计量超差的主要原因。

2.加油机计量超差的解决措施

（1）采取多种措施确保加油机准确计量

生产企业需要对加油机相关工作部件进行再次确认，主要涉及内容有：流量测量变换器的机械调整装置处；编码器与流量测量变换器；计控主板与机壳等，目的在于确保这些加油机计量的关键部件是否处于出厂时的原始状态；加油站在使用前要申请法定计量检定机构对其进行首次检定后，并经法定计量检定机构对上述部位加注一次性的铅封，加油站负责人现场确认并在登记表恪中“铅封完好”签字；加油机投入使用之后，需按照国家要求在规定时期内申报法定计量检定机构进行讨量检定，确保所有加油机的计量准度。

（2）加强加油机维修管理审批制度

在加油机维修过程中需严格执行相关操作规程，维修单上详细填写故障原因、维修部位、维修结果、维修时间以及维修人员等相关信息，主要用于加油站存档备查。若在加油机维修时需要破坏加油机铅封，则必须向当地法定计量检定机构提出书面维修申请，获得审批后方可向具有维修资历的单位申请保修；维修完成之后，加油站应申报法定计量检定机构进行计量检定，待检定合格之后再次确认、铅封、等级备案，之后方可用于使用。对于未上报相关计量检定单位而擅自拆卸加油机铅封者，则按照我国故意破坏加油机计量准确性的相关规定进行依法处理。

（3）严格执行国家计量检定规程

加油站必须根据国家计量检定规程《燃油加油机检定规程》（JJG443-2006）的相关规定：检定首次不合格（示值误差）的加油机允许对流量测量变换器的机械调整装置进行调整，调整后重新进行检定，并在检定证书的内页中记录“经调整合格”字样。以前经调整合格的加油机在本次检定中示值超差的，不再允许对流量测量变换器的机械调整装置进行调整，发给检定结果通知书，并在加油机显著位置粘贴不准使用的标志。

（4）加强执法检查防止加油站作弊

计量监督行政部门应对加油站加强执法检查，采取不定期抽查、暗查等方式，特别是对于一些被经常投诉的加油站，并将国道、省道加油站作为检查的重点对象，严厉打击一些违法行为。

加油站季度总结例10

1优化总体布局

（1）场站布局

扶余油田范围较大，井数较多。按照“抽稀、整合、优化”的原则，在适当增加井口回压、增大集输半径的前提下，合理调整场站规模和位置。西区南北长10km、东西宽7km，辖井1444口，采用一级半布站。集油干线由9条减少为5条，除2-E干线外，其余4条干线最远井距联合站集输半径均超过5km，其中2-C干线达到8km。因此，在2-C干线上保留1座增压站，其他接转站和增压站、加热站均取消。中区位于松原城区内，经优化布局，接转站由10座减少为3座，且改为密闭流程；站外集油干线改造为2条。东区南北长14km、东西宽8km，采用一级半布站与二级半布站混合方式，接转站由9座减少为3座，且改为密闭流程；站外集油干线改造为3条。改造后，3个采油厂的联合站改造为2个放水站（东区放水站和中区放水站）、1个中心处理站（西区中心处理站）。扶余油田原油外输口由3个改为1个，即西区中心处理站外输口。东区放水站和中区放水站负责本作业区产液的简易脱水，低含水油外输至西区中心处理站；西区中心处理站负责西区产液的油气分离及一段脱水，将东区、中区外输来的含水油与本站低含水油共同进行二段热化学沉降脱水，脱水后，净化油外输至销售公司油库。原21座接转站调整为集油掺水增压站1座、接转站6座。采出水处理站和注水站仍设在原3个采油厂的联合站内，处理规模和能力满足未来开发的需要，只进行改造，不需扩建。注水管网三网联通，注水水源以处理后的采出水为主，不足部分用清水补充。调改后，扶余油田地面工程总体布局为：中心处理站1座，放水站2座，接转站6座，油气混输增压站1座，污水处理站3座，注水站3座，采油井4115口，注水井1446口，集输管道1243km，注水管道233km。担负着整个扶余油田的全部油水井的集输、脱水、外输、污水处理、注水等。

（2）计量站布局

改造后，站外集输系统采用常温集油和端点掺水流程，采用“抽稀”的方式调整计量站管辖范围，增加计量站的管辖井数，对辖井过少的计量站实施关、停、并等措施，原321座计量站调改为203座，取消计量站内计量分离器，将计量站改造为阀组间；单井产液计量改为采用井口计量方式，以液面恢复法或功图法计量为主，以活动计量车计量为辅。

（3集输、供热管网布局

打破现有站队界限，根据输油干线情况、站场位置以及处理液量情况，对集油干线进行优化调整。调整后，扶余油田集油干线由原来的23条减少为10条；干线阀池与集油配水间合建，共减少独立阀池48座。实施串井、串间后，支干线由射状管网改为枝状管网。掺输用热采用以联合站集中供热为主、接转站分散供热为辅的供热格局。

2串井常温集输工艺技术

油气集输系统是地面工程的核心，其投资占地面工程的30%～40%，能耗占总能耗的60%～80%，且主要是热能消耗，占集输能耗的90%～97%。若集输过程采用常温集输流程，将会产生良好的经济效益，而常温集油技术的关键在于边界条件的确定。

（1）常温集油技术界限研究

影响常温集油技术界限的因素很多，应根据油品物性、油井产量、含水率、井口出油温度、集输距离、气油比以及管材等具体条件来确定合适的常温集输边界条件。通过大量的常温集油试验和PIPESIM软件验证，总结出了各种常温集油工艺技术的适应条件与范围。

原油凝固点和黏温性质是决定原油集输工艺的重要参数。一般而言，原油流动性随黏度增加而降低。扶余原油的凝固点为20～24℃，且黏温性质较好，适宜常温输送。选择具有代表性的能较全面反映试验结果的区块进行试验，试验结果表明：产液量＜3m3/d的油井，由于流速慢，造成管道沿程温降较大，析蜡严重，含水率＞90%的油井每100m平均压降为0.2MPa，压降较大造成井口回压升高；单井产液量在3～5m3/d的油井，管输压降和温降比＜3m3/d油井有较好的改善；产液量在5～15m3/d的油井，大部分油井管道每100m压降＜0.1MPa，井口回压较低，适宜于常温集油；产液量＞15m3/d的油井，大部分油井管道每100m压降＞0.17MPa，井口回压较高，但是，由于流速大且含水高，堵管的可能性较小，具备全部实施常温集油的可能性。试验表明，扶余油田原油含水率为20%～60%时，随含水率增加，黏度增加缓慢；含水率为60%～65%时，随含水率增加，黏度急剧加大，含水率达到65%时黏度最大；含水率为65%～70%时，随含水率增加黏度急剧下降，此时连续相和分散相发生转换，即由油包水型转换为水包油型乳状液。由此可以看出，常温集油的含水率要大于转相点附近的含水率。另外，含水率与管壁结蜡量也有关，原油含水率在65%以下时，随着含水率的上升结蜡量降低缓慢；当原油含水率达到65%以上时，随着含水率的上升结蜡量降低较快。通常，井口出油温度不但与井深有关，还随着产液量增加、含水率上升而升高，而温度越高越有利于黏度降低、结蜡量减少、流动性改善。单井集油管道越长，尤其是超过600m以上，管道沿程阻力越大，井口回压越容易升高；单井集油管道在300～600m时，沿程摩阻较小；单井管道长度小于300m时，沿程摩阻最小，最有利于油井生产，井口回压最低。试验结果表明，产液量高、气油比大的油井，其井口回压较低；产液量低、气油比小的油井，井口回压较高。由此可见，气油比高对井口回压降低是有利的。对玻璃衬里无缝钢管、高压玻璃纤维增强复合管和无缝钢管3种管材进行了现场试验，结果表明：采用无缝钢管的油井，由于内壁粗糙，易结蜡，油井产液流动阻力大，造成井口回压较高。因此，无缝钢管不适用于不加热集油井；玻璃衬里钢管同玻璃纤维增强复合管比，内壁具有较强的亲水特性，表面光滑，油品流动性好，有利于实现常温输送。

（2）“扶余模式”常温集油技术

针对扶余油田井浅（500m）、单井产量低（产液6.7t/d、产油0.5t/d）、井口出油温度低（10℃）、气油比低（17m3/t）、冬季气温低（最低-36.6℃）的特点，根据“常温集油技术边界研究”的结论，在4115口已建和新建油井中，确定有70%的油井采用常温集油，其他油井实施季节性掺输。因此，形成了扶余模式常温集油，即采用串井常温集输和环状端点井季节性掺输相结合的工艺，以常温集油为主，季节性掺输为辅。具体如下：一是，多井串联、单管深埋的常温集油模式。按照油井产量和所允许的井口回压，以某一油井为端点井，约3～5口井串联在一起。在条件允许的情况下，尽可能以高产液量、高含水油井作为端点井，以带动产液量较少、出油温度稍低、甚至间歇出油的油井。二是，多井环行串联、端点井季节性掺水集输模式。多井实施串联，在集油阀组间和串联端点井之间建设掺水管道，形成多井串联、环状掺水模式，平均每口井掺水量为3m3/d。常温集油技术应用关键点：一是，充分利用机采能量，适当延长单井集油半径，应以井口回压控制在1.0MPa以内，最大不超过1.5MPa为条件；二是，单井集油管道采用玻璃衬里无缝钢管，不保温，埋深在冻土层以下，保证产液中水不冻，可带动油流动；三是，采用常温集输的单井，地面采油树以下2m的立管设电热带保温，可有效解决立管冻堵的问题；四是，多井串联可改善流动状况，减少管道长度。对含水率低于转相点的油井，应尽早接入串管系统，在混合含水率满足所推荐的常温集油条件时，可以常温集油，否则应采用掺水输送；五是，部分油井采用掺水集输流程，可季节性掺水，在天气比较暖和的季节，不需要掺水即可正常生产。因此，应较好地把握掺水时机。

3简化优化站内流程

在没有新增地的情况下，在原站内改造、扩建了10座站场。改造后，各站系统负荷率大大提高。增压站位于西区8＃站，采用油气混输增压技术，延长了集输半径，降低了井口回压0.5～0.9MPa，少建设接转站1座。改造后，中区和东区各设接转站3座，具有集油、掺水、增压和供热功能。采用一段密闭集输技术，主要设备为“三合一”装置，外输泵通过变频装置与“三合一”液位联锁，可实现连续密闭输油，大大降低了油气损耗和用电量。改造后，中区和东区各设放水站1座。放水站接收二级半布站接转站的产液，与二级布站的产液汇集，采用一段低温脱水流程，低含水油输送至西区中心处理站统一脱水净化。该站负责西区油井产液的气液分离以及站外热水掺输等任务，还接收东区和中区放水站输送来的低含水油，与本站产液统一脱水后，净化油外输。中心处理站采用一段大罐低温沉降脱水与二段热化学沉降脱水相结合的“二段脱水”工艺。

4低温脱水工艺技术

由于站外采用常温集输工艺，站内的一段脱水温度在20～30℃。为了适应低温脱水、节能降耗，开展了一段低温脱水、二段降温脱水工艺技术研究。2.4.1一段低温脱水工艺扶余油田原油为石蜡基，蜡含量超过6%，低温下蜡的大量析出增加了原油黏度，降低了采出液的流动性，且阻碍了水珠聚并，从而导致破乳困难。为此，确定了破乳剂的攻关方向，即在极性界面膜上吸附、具有分支结构、HLB（亲水亲油平衡值）值在8～11之间、具有一定油溶性、能够迅速渗透到油水界面的破乳剂。成功研制了低温破乳剂R151，同时，为使破乳剂迅速扩散、渗透，筛选出了效果较好的助剂JWRH-MM。试验结果表明，在15～20℃范围内，破乳剂对脱水效果影响不大，但是，只要高于凝固点温度，破乳剂R151的低温破乳效果明显优于其他破乳剂，且加药量对破乳效果的影响较大。25℃时，基本可以达到残余含水20%～30%的要求，水中含油≤1000mg/L，与助剂JWRH-MM进行合理比例的复配还可提高破乳脱水效果，28℃时，一段脱水后原油含水率为18.4%。目前，破乳剂R151及其改进破乳剂已在吉林老油田改造中广泛应用，均能达到理想的破乳脱水效果。2.4.2二段降温脱水工艺一段脱水温度低，若二段脱水温度仍为常规的65～70℃范围内，势必要增加燃料消耗量。因此，根据实际需要，成功研制了降温脱水破乳剂KD-1，其具有低温脱水性能良好的适应性以及稳定性。现场应用期间，扶余和红岗联合站脱水炉出口温度由70℃降低至55℃，外输原油含水≤0.5%。目前，二段降温脱水技术正逐步在吉林油田12座联合站上推广应用。

5低温污水处理工艺技术

由于集输系统采用不加热流程及低温脱水工艺，造成污水处理系统接收的原水平均温度只有25℃，污水温度低，黏度大，油珠浮生速度缓慢，处理难度加大。结合实际情况，采用了压力式除油—二级过滤工艺流程，实现了低温污水处理合格。

6注水系统三网联通，注水井采用井口计量技术

根据扶余油田油藏条件和注水压力相同、系统设计相同等实际情况，在3座注水站对应的注水管网干线之间增设连通管道，将3座注水站连通，使其注水能力相互补充，减少了注水泵的回流，有利于节能降耗、减少运行费用。部分串联注水井或平台井采用井口计量技术，该计量方式是2～3口注水井由1条注水管道供水，计量和调节全部在井口进行，减少配水间的面积、减少了单井管道的长度。

改造效果及推广应用

1改造效果

2003年至2006年，扶余油田完成了二次开发地面工程整体调整改造。通过优化简化，实施常温集油和低温脱水，降低了工程投资和运行费用，确保了油田安全、环保、低能耗生产，经济效益和社会效益均取得较好的效果。一是，能耗水平有所降低。改造后，系统达到密闭，油气损耗降低，井口至联合站基本实现了油气密闭混输，油气损耗国内先进水平为1.2%，而扶余油田达到1.0%；吨油生产能耗由原来的4029MJ/t降至1548MJ/t；注水系统效率由原来的37.2%提高到50.0%。二是，集输系统技术指标有所提高。优化集输系统总体布局，简化放水站功能，集中脱水；调整集输半径，减少中间站场数量；简化井口计量方式，计量间“抽稀”，改造为集油阀组间。应用高含水原油常温集输技术，简化工艺、缩短流程，降低能耗，节约了生产成本，实现了集输处理的高效益。表1为改造后扶余油田集输系统主要技术指标。三是，提高设备利用率，降低了维护成本。通过对地面建设布局进行优化调整，对场站实施关、停、并、转、改等措施，地面设施规模减小，提高了设备的利用率，系统维护费用大大降低。四是，管理和操作人员大幅度减少。由于集输系统改造带来的优化简化，改变了生产工艺和作业制度。因此，减少了操作工人和维修工人，改造后较改造前减少800人。

2“扶余模式”在红岗油田老区的应用

扶余油田改造取得的经验成功地应用于红岗油田，并且对“扶余模式”有了进一步的发展，形成了“红岗模式”常温集油技术。红岗油田单井产量较高（产液量19.5t/d、产油量1.4t/d）、井口出油温度低（20℃）、气油比较高（106.6m3/t）、冬季温度低（最低-36℃）。根据常温集输边界条件的研究结论以及“扶余模式”的成功经验，形成了红岗常温集油模式——单管串井常温集输模式。即单井集油管道和集油支干线全部采用常温输送流程，单井管道不保温，井串井、间串间、支干线串支干线，改善流动状况，减少管道工程量，实现了从井口到站的单管常温密闭串联集输流程，简化了集输工艺。集输系统全面实施不加热输送和油气密闭集输处理，节省了油气集输自耗气，降低了单位能耗，吨油能耗由改造前的2352.3MJ/t下降至822.2MJ/t，油气损耗率由2.3%降至0.5%。改造后，红岗油田老区地面工程水平大大提高，从根本上解决了工艺流程落后，运行费用高，管道及设备腐蚀、漏失严重等各种生产运行问题。常温输送技术已在吉林油田7个采油厂推广应用，其中，扶余、红岗和前大采油厂应用较为广泛，常温输送油井所占比例均超过60%；英台、新立、乾安和长春采油厂常温输送油井所占的比例均低于25%，有较大的挖潜空间。

取得的几点认识

1老油田调改原则

一是，坚持系统优化调整与已建设施更新维护相结合的原则。通过关停、合并低负荷、腐蚀老化严重的站及设施，降低更新维护费用、提高系统运行负荷、降低生产运行能耗及成本。二是，坚持系统优化调整与科技进步相结合的原则。只有大力推广新工艺、新技术，才能取得最大的节能降耗效果，如，采用不加热集输工艺、高效的合一设备等。三是，坚持系统优化调整与中长期规划方案相结合的原则。地面系统的优化调整要充分与油藏开发部门结合，并随着油田开发方案的变化进行适时调整。四是，常温集输等新技术的推广，坚持先现场试验摸索边界条件，后规模化推广应用的原则。

2常温集油运行管理经验