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北三台联合站原油处理系统改造前工艺复杂,设备老化,处理稳定性差,能耗高,无法保证原油处理系统安全、高效运行.通过节能降耗方面的技术改造,优化处理工艺,将原油处理系统中三相分离器、加热炉和电脱水器3种处理设备改造成集油气水分离和热电化学脱水为一体的高效多功能原油处理器.改造后的原油处理系统处理规模为每年20×10 4t,能耗降低了53.8%,破乳剂费用降低了11.6%,年节约成本229.5万元. 相似文献
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原油脱水工艺流程是油田生产的重要部分,通过对比国内外油田主要脱水工艺流程,根据尼日尔Agadem油田原油物性、开发状况、地面环境等因素,确定新建联合站采用三相分离器+沉降罐的二段原油脱水工艺,该工艺具有适应性强、脱水效果好的优点。根据系统来液参数,确定三相分离器分离压力0.4~0.5MPa,分离温度35~40℃,以及三相分离器各出口指标要求。通过室内热化学沉降脱水试验,从常用的16种破乳剂中优选出DCP-1作为脱水药剂。确定了沉降罐脱水工艺参数,当沉降温度65℃、加药量100mg/L、沉降时间7h时,脱出原油含水小于0.5%,符合脱水指标要求。 相似文献
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针对王庄油田宁海联合站低掺比稠油处理系统存在的问题,通过室内试验对影响稠油脱水的主要因素进行了研究。试验表明:在处理工艺以重力沉降为主的原油脱水工艺中,掺稀比和温度对稠油脱水影响最为明显,其中掺稀比越高,稠油脱水效果越好;而温度是影响稠油脱水的关键因素,混合油脱水温度低于60℃,脱水效果达不到要求。采用预分低温来水实施两段加热原油处理工艺,提高一级沉降罐原油处理温度,解决了低掺稀比稠油处理系统不稳定、外输油含水率超标的问题。 相似文献
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吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,原油处理采用“两段热化学大罐沉降”工艺,存在处理工艺不密闭、处理流程长,油气损耗大的问题。吉祥联合站原油处理系统额定功率10 000 kW,油气损耗率达0.02%,年耗损油气约900 t。为优化简化原油处理工艺,减小油气损耗,实现密闭处理和在线动态交油,进行了联合站原油电脱密闭处理现场试验。油水界面调节技术和竖挂极板组合电场脱水技术的成功应用,确定了吉7稠油电脱处理最佳时间为1.6 h,电脱水处理可将脱水温度由85℃降低到75℃,破乳剂投加量由240 mg/L优化到160 mg/L,年节约药剂成本46万元。电脱橇处理后原油含水率可稳定控制在2%以内。吉7电脱处理工艺为同类型稠油短流程密闭处理提供了技术支撑,为降低稠油脱水处理能耗和成本,减小VOCs排放提供了技术思路。 相似文献
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随着油田的开发,采出液量增加且含水逐步升高,特别是采出液含聚后,油水处理难度增加,原来的处理工艺开始出现不适应状况:一、二次沉降罐效果变差,原料油含水逐步升高,站内循环处理量增大,整个脱水系统能耗明显上升;由于油水沉降效果变差,脱水系统分离出去的污水含油高,加重了污水处理站的处理负荷;经污水站处理后的污水含油量、悬浮物含量、细菌含量高。为此,推广应用了预分水工艺,该工艺降低了后段的处理负荷,提高了污水站的来水水质;通过四段沉降及大罐抽底水流程改造,保证了外输原油含水指标的稳定;通过污水处理工艺不断改进及药剂筛选优化,较大幅度提升了综合水质达标率。 相似文献
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污水沉降系统污油处理工艺 总被引:1,自引:0,他引:1
目前,大庆老区油田脱水站中电化学脱水段负荷率普遍较低,一般可以利用其中1台电脱水器作为污油热化学脱水器,污油经加热炉升温后可进此电脱水器,但不通电,实际上电脱水器仅作压力沉降罐用,可降低设备投资而且减少电量消耗。采用热化学处理工艺可节约大量能源,根除带来的环境隐患,同时解决了原油脱水后净化油含水超标问题,减轻了集输系统压力。 相似文献
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联合站作为油气集输系统的一部分,是油田生产的重要环节。随着S油田进入开发后期,采出液含水率上升,驱油工艺多样,采出液成分越来越复杂,导致联合站油水处理难度不断加大。为此,对S油田联合站处理工艺进行全面分析,通过精准地控制工艺参数,精细设备设施现场管理,优化用能。即利用现有设备设施、工艺流程,改造二次沉降油罐工艺流程;研制加热炉配风比例阀降低能耗;在油罐浮动出口增加原油沉降次数;利用闲置分离器提高天然气净化水平。通过上述措施可优化联合站处理能力,完成联合站生产指标,同时能够节能创效。 相似文献
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油气集输系统能量综合利用 总被引:1,自引:0,他引:1
以江苏油田真二站迁建工程设计为例,采用密闭油气集输工艺,在三相分离器油层内对原油进行一次加热即可满足原油脱水稳定、外输入的需要,将原油脱水、稳定、外输按流程顺序集中布置,组成一个联合装置。实现油气集输系统的能量综合利用,达到了节能降耗提高油田经济效益的目的。 相似文献
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含聚污水降矿化度处理流程采用循环超滤膜预处理工艺。含油污水处理站来水升压后,经精密过滤器过滤输至循环超滤膜设备进行二段处理,渗透液进入升压缓冲罐,再由升压泵输至离子分离器进行降低矿化度处理,处理后低矿化度水自流至低矿化度水池,经泵升压外输至聚驱注水站。膜处理部分采用纳米改性有机膜、内循环、二段处理工艺流程。 相似文献
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处理高粘起泡原油通常采用进站原油先加热,然后进行气液分离,最后进入原油沉降罐进行油水沉降分离的工艺流程。由于加热高含水原油的大量热能被污水带走,造成大量的燃料消耗。胜利油田设计院研制了Pw0.6MPa、φ4000×20116(mm)游离水脱除器并在孤东二号联合站进行了工业试验,成功地将游离水脱除器应用于高粘起泡原油,实施了进站原油先分水后加热的处理工艺,收到显著的经济效益。介绍了处理高粘起泡原油的游离水脱除器的结构、工作原理及工业试验的情况。试验结果表明,该设备的脱水率为82.4%,脱出水中含油100mg/L左右,较好地满足了高粘起泡原油油气集输的需要。 相似文献
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WYS4×21-0.6/1多功能处理器具有油气分离、原油加热、原油一段脱水、原油二段脱水、水力清沙、油水界面自动调节和液位自动调节7项主要功能。应用该设备后,形成了独具特色的“一体化”流程,即油气分离、原油加热和原油脱水等原油处理过程,仅用3台多功能处理器一次完成,与同等规模的原油处理站相比,减少了12台(座)大型非标设备,占地面积减少92.2%,建筑面积减少90.8%,从而达到了简化流程、减少控制环节、节省占地、节约建设投资的目的。 相似文献
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《油气田地面工程》2015,(8)
大庆油田聚喇360污水站沉降罐过渡层厚度不断增加,占据了沉降处理空间,造成沉降罐放水含油量和悬浮固体含量超标,影响回注水水质。对沉降罐内不同液位高度介质进行取样和测试,确定沉降罐内的油水过渡层除含有原油和水外,还含有大量硫酸盐还原菌和硫化亚铁微粒。采取在沉降罐进水中投加杀菌剂压缩沉降罐油水过渡层,在沉降罐上游的三相分离器和游离水脱除器进液中投加油水分离剂降低沉降罐进水含油量,在污水处理站回收沉降罐上部污油期间增加脱水站游离水脱除器进液中的油水分离剂剂量,并在电脱水器进液中临时投加可抑制电脱水器油水过渡层的二段破乳剂的措施,将沉降罐内油水过渡层的厚度从3 m降低到1 m,沉降罐放水含油量降低到100 mg/L以下。 相似文献
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长庆油田原油处理工艺,无论是破乳剂现场应用"端点加药、管道破乳",还是"末端加药、大罐破乳"两种破乳剂投加方式,原理都是原油破乳剂对原油进行化学作用,破坏油水界面膜的稳定,促使油水状态上的分离,再利用油水密度差异与重力作用,在沉降罐内进行沉降处理,从而实现原油与水完全分离的目的。原油处理状况如何,最直接的两个影响因素即为:破乳剂与原油化学作用效果程度和联合站集输系统的硬件条件与集输工艺水平,如温度控制水平、沉降罐容积的大小、产进液量与外输液量的平稳、集输系统运行参数设置是否合理。主要针对长庆油田目前原油脱水处理过程中,集输工艺特性进行认识分析,及破乳剂在现场使用过程中,联合站沉降罐运行状况对破乳剂脱水方面的影响因素进行探讨,在实际生产中提高集输系统的可控性和稳定性,为改进原油脱水过程的控制方案提供技术指导。 相似文献
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胜利油田原油平均含水85%以上,油田原油脱水采用进站加热,大罐沉降脱水方式,燃料消耗很大。在孤东联合站设计中,减少加热炉和沉降罐数量,应用短波界面仪控制立式分离器油水界面,实现自动放水,满足了生产需要,效果良好。油水界面控制采用单回路,由DBJ-1型短波界面仪、ICE调节器、NRE记录仪和气动薄膜调节阀组成。孤东联合站IO台v4000X1400O立式分离器油水界面自动控制,于1993年2月投产运行,单台分离器处理进站液量26Om‘/h,原油含水gO%,液量进站温度48~50C,进站压力O,56~O.6OMPa,液量在分离器内停留时间25分… 相似文献
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桩西采油厂桩西联毛石池内污油来自净化罐、二次沉降罐底部放水和水处理站三部分,污油及污水全部进入一次沉降罐进行再处理.由于桩西联老化油量较高,对联合站原油脱水产生了较大影响,通过破乳脱水实验摸索出了老化油量对原油脱水的影响规律. 相似文献