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油气集输系统上半年工作总结
一、开展的主要工作
(一)、经济指标完成情况
1、原油外输含水:原油外输含水 0.82%,与计划指标相比降低
0.58 个百分点。
2、轻烃产量:轻烃产量 1190 吨,按年度计划运行。
3、系统效率:加热炉效率81.2%,同比提高0.2 个百分点,泵机组效率 50.1%,同比提高 0.3 个百分点。
4、破乳剂投加情况:破乳剂投加 327.9 吨,费用 432.28 万元。
5、能耗指标:吨油耗电1.68kwh/t,同比降低0.08kwh/t,吨油耗燃油 1.38kg/t,同比降低 0.09kg/t。
(二)、地面工程建设
1、热力设备维修改造
截止至年 6 月,共对系统内 3 座站库 6 台加热炉进行了维修更换, 其中林一站更换 1 台 800kw 加热炉,有效地提高了来液温度,郑王接转站更换 3 台加热炉燃烧器,稠油首站对站内两台加热炉清灰维修,加热炉效率得到进一步提升。
2、动力设备维修改造
年上半年集输系统共维修改造动力设备 14 台,其中郑王接转站更换外输泵一台,原油外输得到有效保证,滨二站、滨七联对站内外输泵进行了大修,外输能力得到提高,29#站新上一台稠油泵,一矿卸油站更换外输泵 4 台(目前正在施工)。对稠油首站掺水泵机
组进行改造,对掺水泵进行了解体拆装维修,确定将该泵的四级叶轮减级为二级叶轮。泵机组试运成功后,对运行中的泵进行了分段测试,根据现场取得的测试数据计算,该泵满负荷运转功率下降至 23kW。为满足生产需要,提高设备效率,修改造了稠油首站污水外输泵,由 10SH-6A 更换为 10SH-6,运行效率提升了 7 个百分点,日均节电 185 kWh,将二首站四台效率低、功率为 15kW 的污水提升泵机组更换为 2 台 15kW 的 IS 泵,日可节约电量 85 kWh。
3、流程管网维修改造
年上半年先后对集输站库内管网进行了维修更换,其中 29#站更换 219 管线 1.5km、323 管线 13km,郑王接转站更换 273 管线1.54km,林一站更换站内阀组至缓冲罐 273 管线、加热炉 219 管线更换 30 米,卸油台卸油管汇全部更换(正在施工),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。
(三)、管理性工作开展情况
1、开展“对标、追标、创标”活动,全面提升精细管理水平。 年上半年在去年精细节点参数控制应用的基础上,进一步优化了
各项参数运行,量化了生产运行过程中各参数的变化范围及能耗指 标,积极开展“对标、追标、创标”活动,建立指标评比运行机制, 对照行业标准,找出制约指标的关键点,优化运行方式,寻找提升途径,结合基层实际,以月度检查的形式开展站库间的评比提升,以点促面提升管理水平,使目标更明确、措施更具体,
2、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,为进一步提高首站分水器效果,对首站分水器进行清洗,目前 2#分水器正在清洗。同时在首站 3#分水器水路气路出口安装电磁阀,实现分水器油水界面自动控制,降低后端处理负荷。
3、充分利用站内资源,降低原油处理电能消耗
在二首站新增一台蒸汽换热器为燃油电加热进口提温。提温后,燃油进口温度由原来的 42℃提高到 61℃,降低了燃油电加热的热负荷,电加热器由原来的运行两台改为停运一台,日均耗电量约 600kWh。稠油首站在确保加热炉锅炉自用气量的前提下, 起用干线炉为燃油提温。此举既提高了自用气消耗,又降低了电加热器负荷。
4、建立健全集输系统制度体系,实现管理工作制度化、标准化
年上半年,根据采油厂制度建设总体部署,对涉及集输系统 9 项业务的制度进行了梳理改造,建立制度 6 条, 为进一步规范集输日常业务流程,实现工作制度化、规范化管理打下良好基础,同时为实现全员绩效考核提供了制度上的依据。
二、存在的问题
一是管网流程腐蚀严重,存在生产隐患。管线流程腐蚀穿孔严重,
存在的隐患多。例如单 56 接转站至首站集输干线穿孔频繁,今年前
3 个月穿孔 18 处,后 6 个月穿孔 24 处(已报可研),滨七联至滨二站、滨一站至稠油首站外输管线,滨五站原油罐区到污水罐区的529 溢水管线今年多次穿孔。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。二首站万方 1#罐、稠油末站1#万方罐由于投产至今未进行维修,附件老化腐蚀严重。三是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。急需进
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