吉林油田脱水流程简化新工艺

联合站密闭脱水流程是国内同行业长期研究和探索的新工艺流程 ,该流程在吉林油田的试验投产成功 ,为油田密闭脱水 (一段脱水 )提供了理论依据和实践经验 ,解决了以往油田三段脱水、开式流程存在的能耗高、油气损耗高、耗电量大、多次加温造成原油乳化严重、脱水不合格等问题。吉林油田采用的一段脱水密闭流程 ,具有流程短、能耗低、运行费用低、油气损耗低等优点。1 传统脱水流程的缺点( 1)传统的脱水流程容器设备多 ,占地面积大 ,脱水炉加温使原油乳化程度高 ,脱水困难 \.( 2 )传统的脱水流程耗热量大、能耗高、耗电量大。( 3 )传统流程为…     

原油密闭流程的改革

原油密闭集输和处理是几年来积极推广的工艺流程,是降低油气损耗和提高自动化管理水平的重要途径。但是,在大庆北五联合站,目前设计的原油密闭流程,尚存在着分离器的工作压力比开式流程的工作压力高(高1～1.5公斤/厘米~2),从而影响了油气分离效果和油气混输进站油井的正常生产。     

“一热两用三无”油气密闭处理技术

介绍了濮一联合站“一热两用三无”油气密闭处理流程的工艺特点和运行效果。集油干线端点计量站加药装置的应用，节省破乳剂60％以上。新型高效YQS型分离器的油水界面控制平稳，水洗破乳提高了油水分离效率，合理配制设备与工艺控制的有机结合，提高了自动化水平。两年多的生产运行表明，高气油比和高含水原油经YQS型分离器一次处理，出口原油含水小于0．5％，污水含油小于200mg／L，投运后简化了工艺。该流程具有工艺简捷、运行平稳、管理方便、基建投资省、运行费用低和节能效果显著等优点。该项技术的推广应用为中原油田带来了巨大的经济效益。     

四相分离器的研究与应用

随着濮城油田的进一步开发，现已进入高含水期，综合含水高达90％以上，采出液成倍增长，油层出砂越来越严重，直接影响着原油处理成本和分离器清砂周期。为确保油气密闭处理工艺的正常运行，降低处理成本，延长分离器的停产清砂周期，从2005年开始与设计院一起对四相分离器沉降脱水和自动除砂技术进行了现场应用研究，并取得成功。     

宁海油田密闭流程试验总结

宁海油田油气集输密闭流程试验工程，于1983年开始做方案，经过和胜利采油厂反复讨论，1984年4月完成设计，全部预算投资1420万元。1985年油建一公司四大队开始施工，1986年6月开始流程投产，投产后相继安装和调试了自动化仪表，并根据油田的变化做了相应的整改，通过近一年的努力，于1987年5月1日宁海油田密闭流程全部投产，由于设计人员和生产操作工人的共同努力，精心管理，基本上维持了正常的生产，6月19日下午三相分离器因多种因素的影响，造成气管线跑油，6月20日密 流程停运，改为开式流程生产，现将该密闭流程试验工程介绍如下。     

原油密闭处理的几个问题

原油密闭处理,是实现油气集输密闭流程的关键环节,也是提高自动化管理水平和降低油气损耗的重要途径。最近,我们在南阳油田几座联合站设计中,初步做到了原油的密闭处理,并收到了一定的效果。     

对大庆油田油气集输流程密闭改造的几点认识

油田的油气损耗量是衡量油田建设技术水平的重要指标之一。本文指出,采用储油罐烃蒸汽回收工艺是改造集输流程的有效方式;搞好配套技术是实现流程密闭的关键。只要努力完成流程的密闭改造,建设好有关配套工程,搞好油田气和原油的密闭集输处理并降低其温度,就可使油田的油气损耗降到1.0％以下。     

YQS—Ⅱ型分离器沉降脱水技术研究

介绍了YQS—Ⅱ型分离器的结构、特点、关键技术和推广应用情况,其运行效果与国内外同类设备相比处于先进水平。该分离器投入生产运行后实现了高气油比、高含水原油经一次沉降脱水后,净化原油含水和污水含油均低于部颁标准,进一步简化了油气密闭处理工艺。     

江河联合站原油密闭处理工艺的改进

江河联合站担负着河南油田60%原油的密闭集输处理任务和90%原油的稳定外输任务。随着原油含水的不断升高,传统的二段加热原油密闭脱水工艺已满足不了生产的需要。1987年虽对脱水工艺进行了改进,实现了低温脱水,但到1989年,整个原油密闭处理系统仍处于超负荷运行(原设计处理能力为100×10~4t/a,实际已达到135×10~4t/a,综合含水达到     

立式沉降脱水罐的设计与应用

沉降脱水罐按其外型分为立式和卧式两类，卧式罐一般为罐，用于密同气处理流程，立式沉降脱水罐一般为常压罐，用于开式油气处理流程，若设置大罐抽邓为灌流程。自七十年代以来，立式沉降脱水罐在我国油上被广泛应用于含水原油的一段脱水，八十年代推广应用于稠油的一段和二段脱水。论述了立式沉降脱水罐在设计和应用中的技术问题。     

吉7稠油电脱密闭处理解决方案与应用

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。     

大庆杏北油田的双管掺活性水集油流程

大庆杏北油田原采用萨尔图开式集油流程,1978年开始全部改为双管掺活性水的小站密闭集油流程,并配套建设了油气处理及回收系统,取得了较好的效果:降低了油气损耗(据实测,杏三联地区由原来的2.218％降至0.509％),降低了生产能耗,提高了油井产量(回压平均下降1.34公斤/厘米~2油井产量平均提高5.3吨/日),提高了经济效益(至1982年底,集气量增加20万米~3/日,轻烃回收量增加3万吨/年)。     

密闭输送工艺在油气集输系统中的应用

从1998年开始,胜利油田纯梁采油厂应用变频调速装置与分离缓冲罐液位自动调节相结合的工艺技术,较大幅度地降低了油气集输处理输送过程中油气蒸发损耗和电力消耗,取得了良好的经济效益,提高了管理中的科技含量。1.密闭输送工艺技术改造纯梁采油厂所有接转站1998年以前采用开式流程。传统的生产工艺方式暴露出以下几个问题:①产生大量的呼吸损耗,蒸发损耗按1%计算,年烃损耗达0.7万吨;②生产过程中储油罐产生了一定的温降,增加了热能浪费;③油液中的烃组分向大气中挥发,造成环境污染。从1998年开始,在油水外输系统中使用变频调速器来改变离心…     

用短波界面仪控制立式分离器油水界面效果好

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…     

油田地面工程技术的发展趋势

“六五”期间,油气田地面工程建设在保证原油生产的前提下,围绕节能降耗进行了一系列攻关研究和技术改造,取得了显著成绩。例如,在油气集输技术流程上,采用了“单管密闭,投球清蜡,两级布站,泡沫塑料保温”的密闭常温集油新工艺,使每输1t原油的耗气量从20～25m~8下降到8～10m~8,节气60％;河南油田实现了原油全密闭输送,使损耗率从开始的4％降到0.3％左右,创全国最高水平,接近世界先进水平;原油稳定和轻烃回收技术,也收到了明显的经济效益。为了减少损耗,全国大中型油田已建     

三相分离器分离效果受控因素及优化评价

目前,长庆油田所开发"三低"老油藏面临含水不断上升,杂质含量增加的现状,大量高含水采出液对后期油品处理及加工造成巨大压力。其中,油气水分离是一项技术要求高,至关重要的复杂工艺。第三采油厂Z1联合站内所采用的HXS 3.0X12.4-0.6-Y型高效油气水三相分离器是集两相分离、三相分离、电脱水分离为一体的高科技、高技术处理设备,其分离效果直接影响后端原油处理流程的运行,该文重点分析其运行参数的确定、主要受控因素以及存在问题和所进行的优化措施,为满足原油净化要求提出建设性改进。     

SV型静态混合器在原油脱盐中的应用

江汉油田浩口区原油综合含水60%以上,含盐量高达16×10~4mg/1.油气集输流程采用井口加药、管道破乳、粗粒化陶粒沉降脱水及掺水洗盐电脱水.处理后的原油含水可降到0.5%以下,但含盐量仍高达300mg/1.高于原油外输指标.1985年底,在浩口联合站安装了SV静态混合器,1986年3月进行了生产性试验.     

小型稠油田原油处理工艺技术研究

套保油田的稠油与油气处理一站辖区的原油进同一个脱水、沉降系统，因两者不配伍，导致油气处理一站脱水器电场破坏，出口含水高达10％，严重影响外输质量。通过室内试验研究，按照优化简化的原则，利用现有设施和工艺管道，确定处理工艺技术，使套保原油处理系统具有独立性，经过喷淋、水洗、沉降、循环加热，使油气处理一站脱水、沉降系统能够平稳运行。     

断块油田高含水期的地面工程改造

注水开发的油田,进入中、后期生产阶段时,由于原油含水大幅度上升,油田地面工程需要经过较大的调整改造才能适应中、高含水期生产。断块油田多,比较分散,工作量大,这种调整改造的工作量更大。结合史南油田进入中、高含水期生产的实际,必须从规划布局、集输工艺、污水处理等方面着手,对现有地面工程设施做好调整改造工作。油气集输系统采用不加热输送工艺,常温密闭脱水工艺,高效的密闭污水处理工艺,完全能在基建工作量较少的情况下,使地面工程适应高含水期生产,且运行能耗和成本也随之降低,取得较好的经济效益。     

联合站密闭集输系统自动控制方法探讨

华北岔河集油田自1981年投入开发以来，经1985年和1990年两次测定，油气损耗率由7二8％降至1·96％。近几年，转油站采用变频调速技术后，全部实现了密闭集输。而联合站密闭系统各环节及参数的控制，有的处于半自动或手动状态。结合生产‘运行的实际，通过逐环节的摸索，更新技术，调整控制回路，不仅使联合站全部实现了油气密闭集输与处理，而且基本实现了各环节参数和生产运行的自动控制。1994年再次测定油气损耗率为0．65％。1．密闭生产运行中出现的问题’＃北岔河集油田原联合站密闭集输流程（见图”／生产运行中暴露出的主要问题有：…