浅谈联合站脱水转油工艺技术

原油从地下开采出来后,都不同程度的含有水,包括乳化水、溶解水、游离水等。含水原油不仅在集输技术上难度大,而且对以后的储运及油品加工也带来了诸多不利因素。为了使开采的原油含水达到商品原油的含水指标要求,原油在联合站外输前,必须对含水原油进行脱水处理,保证外输前原油含水控制在5‰以内,联合站进行原油脱水工艺一般采取重力沉降、加热、加药(破乳剂)、还有本文重点介绍的,也是最常用的电脱水工艺技术。     

聚醚改性非离子型破乳剂BH-531在 渤海某油田的评价与应用

受处理液量增加和聚合物返出影响,渤海某油田外输含水上涨,严重影响到油田上下游安全生产。为降低外输原油含水,开展室内瓶试评价研究聚醚改性非离子型破乳剂BH-531在其生产流程中脱水效果,结果表明对于电脱水器入口低含水原油脱水具有较强的促进作用。现场实验结果表明,在该油田电脱入口加注质量浓度为50 mg/L的破乳剂BH-531,可将外输含水从30%～36%降低至8%左右。该药剂的应用解决了现场生产瓶颈,有利于油田进一步释放产能。     

浅谈辽河油田地质面工艺技术

辽河油田超稠油具有动力粘度大,密度高等特点,解决这种原油的粟输、脱水、外输等地面工艺设施的建设是一个新的攻关难题.根据超稠油开发的需要,对含水超稠油集输、超稠油脱水、脱水超稠油管输工艺技术和相关设备进行7攻关研究,形成了井口含水超稠油管道集输、两段大罐半动态、静态沉降脱水、脱水超稠油长距离管道输送的工艺流程,有效地实现了超稠油的集输、脱水等生产工艺需求.     

破乳剂现场投加方案优化分析

原油破乳是指利用破乳剂的化学作用将乳化状的油水混合液中油和水分离开来,使之达到原油脱水的目的,以保证原油外输含水标准.     

原油含水超标原因分析及处理

随着油田三采技术的深入应用,注聚、酸化、压裂、防砂和降粘剂、防蜡剂等多种作业方法的广泛应用,原油物性日益复杂多变等原因,造成原油脱水困难,通过实施一系列措施,有效控制高含水次数的发生,保证外输原油含水达标。     

提高沉降罐效果简析

临盘采油二矿四净站始建于1979年,主要担负着采油二矿、济北公司、大明集团、夏八项目组、胜临公司年产70万吨原油的脱水外输和年230万立方米的污水处理任务,脱水分离的好坏,将直接影响生产和外输含水,沉降的好坏是影响脱水分离的效果的重要因素,为此,该站从源头抓起,精细管理,全面分析,提高沉降效果,确保生产及含水正常。     

复合电脱水器常见故障判断及处理

复合电脱水器是联合站重要生产设备,它担负着对原油进行电化学脱水输出合格净化油的作用。脱水器故障将会导致原油含水升高或超标,甚至原油无法外输,增加污水系统负荷及收油工作量,影响生产单位平稳生产。因此准确判断、迅速解除脱水器的故障,对确保净化油质量和联合站的平稳生产具有重要的意义。脱水器常见故障有外输油含水超高、脱水器电场波动、脱水器无法送电等,其中较难判断并且对生产影响较大的是脱水器无法送电故障,需要从脱水器的供电设备到内部附件逐级检查,判断故障点。常见故障点为绝缘棒、悬挂绝缘子闪络、击穿,极间极丝脱落,通过更换部件解除故障,恢复脱水器的正常生产。平稳操作脱水系统,降低脱水器内部的放电现象,可以减轻对内部附件的损害。脱水器应每年开罐检查维修内部附件,定期更换脱水器内部绝缘附件,以确保脱水器的正常工作,联合站原油的平稳外输。     

原油脱水工艺技术措施分析

油田生产的原油中含有足够的水,采取最佳的原油脱水工艺技术措施,可促使原油中的含水达到行业标准的规定,得到合格的油品外输,完成油田油气集输生产的任务。原油中不仅含有水,而且含有机械杂质,给油田生产带来危害。     

FDH型原油含水仪在姬塬站的应用

FDH型原油含水分析仪含水在线测量技术给姬塬站外输原油交接计量工作带来了极大便利。文章通过介绍FDH型含水分析仪工作原理,结构特点,并结合对比分析其在联合站实际原油含水测量中的准确度,对FDH型原油含水分析仪进行了综合评价。     

外输原油含水率超标分析及处理措施

随着油田开发步入特高含水期,各种不同的工艺在开发生产中的应用,进站原油物性日趋复杂,给联合站原油脱水处理带来了很大困难。本文分析了近年来集输泵站原油含水升高的主要原因是井排来液中存在部分泥浆、堵剂、压裂、酸化液等难以破乳的物质,引起进站原油物性发生变化,造成外输原油含水率出现阶段超标。经过不断探索,采取对原油处理流程改造、原油加热设备改进及密切跟踪监督采油队特殊井等措施,将外输原油含水率控制在计划指标以内。     

双电场电脱水器脱水技术研究

通过静态实验分析双电场电脱水工艺下温度、电场强度、组合不同电场各自停留时间对原油脱水效果的影响规律,根据静态实验结果确定不同电场的极板布置并优化各项操作条件。设计制造双电场电脱水器,在动态试验装置上对静态实验结果进行验证。实验结果表明,在电压4 500 V、温度90℃、双电场停留时间分配各为15 min时,该脱水器对含水70%和80%原油乳化液脱后含水率分别为0.44%和0.38%,通过一级分离即可满足原油脱后含水小于0.5%的外输指标,脱水效果非常理想。     

油田原油脱水工艺技术

油田生产过程中,油井产物为油气水三相的混合物,经过三相分离处理,将原油中的游离水和乳化水脱除,达到外输原油的质量标准后,进行外输,完成油田生产任务。对原油脱水工艺技术进行研究,采取最优化的处理方式,提高原油脱水的效果,满足油田节能降耗的技术要求。     

海上油田原油处理工艺流程研究

对于外输合格原油的海洋平台,其井口采出的原油一般需要经过脱水以及脱气稳定后,才能通过海底输油管线输送到集输平台或陆地终端处理厂进行进一步处理。目前海洋生产平台多使用分离器对井口原油进行脱水脱气处理以达到外输要求。本文结合南海项目的生产平台,介绍一种原油稳定及脱水的工艺流程。     

联合站高效分水器投运效果分析

联合站高效分水器的投入使用解决了油田高含水期原油脱水成本高、效果差的难题,同时简化了生产工艺,保证了外输含水长期稳定,安全平稳高效运行,降低了能耗,节约了生产运行成本。八面河油田现有高效分水器经过长时间的使用,目前分水器内换热盘管腐蚀严重,频繁穿孔,换热、脱水效果较差,对正常生产运行造成不利影响。     

油气集输联合站风险事故的分析及预防措施探讨

油气集输联合站是油气集输的最终环节,通过原油脱水处理后,得到合格的原油外输。由于原油脱水、原油外输、含油污水处理、注水等系统的存在,因此,存在风险事故,在联合站生产过程中,必须进行风险管理,有效地预防安全事故的发生,保证联合站的安全。     

华北油田外输稳定原油乳状液含水率界限研究

针对华北油田地面工程系统外输管道改输低含水油后存在原油乳状液不稳定、析出乳化水对管道产生腐蚀的生产隐患问题,通过乳状液形成类型理论及华北油田典型区块原油性质分析、加药前后不同含水原油乳状液流变性及稳定性分析,研究出了华北油田原油不同含水率形成的乳状液类型及稳定性,给出了华北油田外输稳定原油乳状液含水率的界限,低于此含水率输送,原油乳状液较稳定,不会析出大量乳化水对管线造成腐蚀。     

原油外输计量误差分析及改善措施

联合站担负着整个采油四矿的油气处理及原油外输任务。出矿原油计量准确性直接影响到年产量任务的完成。本文分析了原油管道输送中影响原油计量准确性的主要因素。对流量计、温度、压力、密度、含水等造成计量误差的主要因素通过原油质量的计算公式进行了详细的分析。在分析计量误差的基础上,提出了降低管输原油交接计量误差的措施。     

第四油矿外输口缓冲放水工艺适应性分析

第三采油厂第四油矿自2011年改造,停运脱水器,外输含水油至北Ⅱ-1联合站脱水处理。该流程投运后,含水波动一直较大,无法计量外输油量,同时增加下游脱水控制难度。为降低外输含水波动,由厂规划所设计外输口缓冲放水工艺,并于2015年9月顺利投产,本文主要论述该工艺运行后遇到的问题及解决措施,进行适应性分析。     

三塘湖多区块混合油破乳剂研究及应用

三塘湖油田2014年产量比2013年增加一倍,原油产量与设备部配套问题突出;三塘湖油田来液工况复杂,乳状液的性质差异较大,现场用破乳剂适应性不足,造成原油脱水效果波动的问题。通过评价10种破乳剂和3种复配破乳剂对三塘湖原油的脱水效果,确定用C4∶C2按1∶1的比例复配作为破乳剂配方,当温度为55℃,加入量为120 mg/L时,外输原油含水可达0.44%,可满足三塘湖油田目前原油处理需求。     

海上某油田原油脱水稳定工艺方案选择

根据南海S油田原油物性,结合S油田钻采平台的空间布局情况,对该油田的原油处理工艺进行了分析,提出了满足原油外输要求的四种原油脱水稳定方案。结合各个方案特点和设备布置情况,对该四种方案进行了空间布置、能耗和经济性对比,最终选择了"生产分离器+电脱水器+脱气罐"高压方案作为该平台的原油脱水稳定工艺方案。该方案降低了设备费用,有效的利用了平台空间,同时满足了原油外输的要求。