掺蒸汽加热对陆梁原油破乳脱水的影响

1 原油掺蒸汽脱水工艺用于矿场原油处理的加热设备 ,工作条件较为恶劣 ,又是原油脱水的关键设备之一 ,在选型上应采用高效节能、安全可靠 ,便于操作和维护的设备。目前 ,原油处理过程中采用的主要有掺蒸汽直接加热、管式加热炉直接加热、火筒式加热炉直接加热和热媒间接加热的加热方式。新疆石西油田原油脱水采用火筒式加热炉直接加热 ,石南油田原油脱水采用热媒炉及换热器加热。由于结垢严重 ,造成火筒结垢及鼓包 ,换热器结垢堵死 ,不但影响了加热设备的传热效率 ,而且严重影响油田的安全生产。由于陆梁油田原油特性、采出水矿化度与石西油…     

姬塬油田多层系开发地面工艺技术研究与应用

姬塬油田是长庆油田多油层复合滚动开发的主要油区,针对地层水不配伍、两种不同层系的油品混合后使输油管道结垢严重的情况,在大型联合站内采用分层集输、分层处理、采出水分层回注的工艺;对多层系开发、结垢量较小的分散区块,采用合层集输防垢防堵工艺。总结了防止多层系原油混合后结垢所采用的工艺流程、技术和设备,优化了地面集输工艺流程,降低了地面建设投资和生产运行费用,提高了油田地面建设水平。     

油砂山油田原油集输管线中的硫酸钡锶结垢

油砂山油田注水井开发后原油集输管线一些区段结垢较为严重,对该油田的结垢情况进行了调查,采集了大量垢样,对结垢物进行了定性鉴定,定量分析,确定结垢物的主要组成分为硫酸钡锶,根据采用出水离子组成分析,地层岩石钡锶元素分析结果,初步判定采出水中结垢离子钡和锶并非来自地层岩石矿物,而是来自侵入地层的泥浆加重剂重晶石及天青石。     

采出水处理站改造工程优化设计

大庆油田为提高原油采收率及稳定原油产量,应用了聚合物、三元复合等驱油技术,随着新的驱油技术在油田的试验和推广,采出水普遍含聚合物,采出水处理难度不断加大,采出水过滤工艺陆续出现了诸多不适应。为了提高采出水处理工艺的效果,采取一系列的工艺改进措施,从多角度、多层次对采出水处理站设备及流程进行优化设计,从而提高采出水处理及滤料再生能力,确保水质达标率的连续稳定。经过现场的实际运行,优化后的采出水处理工艺能够较好地适应实际生产需求,滤后采出水水质有所提高,并且降低现场员工的劳动强度,节省了改造工程投资。     

由地面参数对地下输油管道结垢的定性分析研究

石油工程中大量的地下输油管道大多存在结垢现象,有些结垢严重的石油管道可造成系统压力升高,管路附件泄漏,原油产量下降等严重后果。定性分析输油管道中的结垢的程度是正确选择清垢措施和清垢方案的前提条件。从中东某石油生产区块抽出一组原油管道,采用单位压降与管道长度的关系图和单位压降与介质流速的关系图,对相同管径的地下输油管道的结垢严重程度进行分析判断,为输油工程采取正确的清垢措施提供依据。     

桩西油田油井结垢机理与防治技术研究

桩西油田开发已进入中高含水期,原油生产过程中管线、井口、炮眼、地层结垢严重,给油田生产带来了极大的危害.桩西油田采出水含大量Ca2+和HCO-,结垢类型主要为钙镁垢和二氧化碳腐蚀结垢.采取地层模拟方法,建立地层组成和井筒条件变化的各种模型,研究地层和井筒结垢的机理和动力学因素,找到了抑制无机垢结晶和减缓无机垢沉积速度的...     

油田采出水结垢趋势及工艺优化技术研究

针对留17水处理站目前处理水质无法满足断块注水水质要求的问题,利用Scale Chem结垢预测软件对注水井筒和采出水处理设备中的结垢量进行了预测,结果表明采出水与浅层地下水混配后井筒底部的CaCO_3结垢量为488 mg/L,BaSO_4结垢量为154 mg/L。对4种阻垢剂进行了室内筛选,发现当EDTMPS与PASP以2∶1质量比进行复配,添加总质量浓度为40 mg/L时,阻垢效果较好。对絮凝剂的添加方式进行了优化调整,当PAC与CPAM的质量浓度分别为70 mg/L和1 mg/L时,搅拌时间和加药间隔分别为5 min和30 s时,处理后采出水透光率最高。最后通过药剂筛选和工艺优化,出水水质达到SY/T 5329中的推荐水质指标,岩心渗透率下降幅度为21.7%,处理后采出水可以进行回注。     

草舍-陶思庄集输流程除垢工艺应用研究

草舍-陶思庄油田长输流程管线采用复合管技术,管线设计承压能力低（4MPa）,但由于产出液结蜡结垢非常严重,流程管线严重缩径、压力上升难以控制,管线堵塞时有发生,既增加了原油输送能耗,又降低了原油输送能力,为解决管线堵塞问题,井队每月均需进行热洗作业,热洗后流程压力由2．3～2．5MPa下降到1．7MPa,堵塞程度稍有减轻,很快压力又会回升,影响油田正常生产。通过研究采用弱有机酸溶解碳酸盐垢的骨架,将流程管线中的块状垢转化成极为松散的豆腐渣状,随水排出,除垢后流程压力由2．3MPa下降到0．6MPa,从而解决了困扰多年的管线除垢问题。     

国外炼厂结垢问题和控制方法

几乎所有的炼厂装置部存在着不同程度的结垢问题,但结垢的严重程度的变化范围很大。随着炼油装置的大型化和操作周期的延长,结垢问题已成为一个主要的限制因素。结垢发生的条件和范围很广,对38～530℃的镏份来说,操作温度130～480℃,金属壁温204℃～538℃的范围内都可能发生结垢。炼厂结垢大多数发生在原油蒸镏,催化重整,加氢精制,焦化,烷基化和催化裂化等装置,结垢设备主要是换热器,     

陆梁油田原油处理工艺的优化

20 0 0年新疆油田公司先后在陆 9井区发现多个层位的油藏 ,并决定对 3个不同层系同时进行开发 ,陆梁油田原油具有凝固点高 ,含蜡、沥青质、胶质高的特点 ,采出水矿化度高 ,具有较强的腐蚀性 ,在温度大于 4 0℃下易结垢。针对陆梁原油和采出水的特性 ,为克服常规处理设备易被水垢沉积堵塞 ,处理设备效率下降 ,结垢物不宜消除的缺点 ,通过室内实验和不同处理方案的综合对比 ,提出原油掺蒸汽直接加热的脱水工艺。1 原油加热方式的论证( 1)原油处理加热方式的选择。目前 ,原油处理过程中原油加热采用的主要方式有蒸汽间接加热、管式加热炉直接加…     

多层系原油合采集输及配套工艺技术

长庆油田进行多层系合采开发时,采出水水型不配伍,集输、注水管线出现腐蚀结垢,导致地面系统管线堵塞,泵、加热炉堵塞,生产系统压力高,集输系统无法运行.通过对不同层位采出水进行离子组成分析,认为两种及以上不相容离子的地层水相混,就会产生易于沉淀的液体,这是管线结垢的主要原因.为了防止不相容的地层水混合,对地层水的配伍性进行了试验:配伍性较好的层系,集输系统采用合层集输、除垢防堵;配伍性不好较易结垢的层系,集输系统采用分层集输,双流程顺序输送,污水处理及回注系统采用分层处理,清污水分段、分层智能注水流程.     

某联合站采出水水质分析及阻垢技术研究

受地质条件和注水水质的要求,某联合站接收来自不同Y1和Y2层位的采出水,在采出水处理设备、管线和井筒中出现大量的结垢产物,影响了联合站水处理系统的正常运行。为避免这种情况,在采出水水质分析的基础上,通过Scalechem结垢趋势模拟软件,考察不同层位采出水的配伍性、结垢趋势、结垢量和结垢类型,结合室内实验验证了模拟结果的准确性,随后对不同类型的阻垢剂进行筛选,将化学阻垢法和工艺阻垢法结合,实现复合式清垢技术。结果表明：在Y1∶Y2=0.6∶0.4时,结垢量最大为366.46 mg/L,结垢产物为CaCO₃和BaSO₄;随着温度上升,CaCO₃和SrCO₃的结垢量有所增加,BaSO₄的结垢量有所减少;随着压力上升,CaCO₃和BaSO₄的结垢量有所下降;当DTPMPA∶PASP的复配比例为1∶1时,阻垢率为94.2%,该配方最大程度发挥了阈值、螯合增溶、晶体错位作用;距离油区出口20 m后的管段是流速较低、容易结垢的区域,可安装械清管器...     

吉林油田模拟CO_2驱采出水性质研究

利用PVT装置,对吉林油田CO2驱试验驱采出水采用CO2与水作用来模拟采出水性质变化,探讨了20℃温度下不同压力采出水性质及离子组成的变化规律。结果表明:通入CO2后采出水的pH值降低值为1,随着压力的增加,pH值有先减小后增大的趋势;电导率变化趋势与pH值类似。通入CO2产生的固体颗粒是Fe(OH)3,并伴有其他的杂质;压力的突变可使得钙、镁等离子沉淀,结垢现象严重。随着CO2压力的增加,产生的固体颗粒粒径先由小变大,出现两极分化,后均匀化;分散度先减小后增大。固体颗粒的含量及大小直接影响油水的乳化程度及乳状液的稳定性。     

玻璃钢原油管线结垢特性实验分析

红山嘴油田注采联合站至采油一厂稀油处理站输油管道(简称红—克线)将红山嘴稀油井区含水原油转输至采油一厂稀油处理站进行处理,该管道采用玻璃钢管。红山嘴油田原油采出水矿化度较高,水中成垢离子含量较高,混合后结垢趋势明显。投产使用后由于对管道结垢现象认识不足,管线在投产8个月后首次清管,因管道结垢严重导致清管球堵塞,严重影响红—克线的正常运营。有必要对红—克线结垢特性进行实验分析,得出红—克线的结垢速率、结垢临界温度、沉积系数,为红—克线常温输送温度的确定提供依据,减少管道结垢量和能耗,保证红—克线的安全运营。     

吉林油田模拟C02驱采出水性质研究

利用PVT装置,对吉林油田CO2驱试验驱采出水采用CO2与水作用来模拟采出水性质变化,探讨了20 ℃温度下不同压力采出水性质及离子组成的变化规律.结果表明:通入CO2后采出水的pH值降低值为1,随着压力的增加,pH值有先减小后增大的趋势;电导率变化趋势与pH值类似.通入CO2产生的固体颗粒是Fe(OH)3,并伴有其他的杂质;压力的突变可使得钙、镁等离子沉淀,结垢现象严重.随着CO2压力的增加,产生的固体颗粒粒径先由小变大,出现两极分化,后均匀化;分散度先减小后增大.固体颗粒的含量及大小直接影响油水的乳化程度及乳状液的稳定性.     

天外天气田结垢趋势预测

气田结垢是影响气田正常生产的重要原因。天外天气田在生产过程中已见水,为了防止气田水结垢影响生产,在对天外天气田储层流体特征研究的基础上,选取天外天气田典型水样进行了结垢趋势预测。通过采用实验分析、饱和指数法和scale chem3．0垢化学分析系统,对天外天气田采出水进行了垢物类型的判断和结垢趋势的定性和定量预测,结果表明：天外天气田井简的井底部分结垢最严重,垢物主要为碳酸钙垢。由于温度升高、总压力减小、CO2分压减小、pH值增大、溶解盐量减小等因素可增加碳酸钙垢的生成量,流速下降也会逐步加重结垢现象。图1表4参4     

高氯原油加工情况总结

2013年5月多个石化企业连续发生管输油氯含量严重超标事件,导致部分换热设备结垢,从而造成装置停工.对近两年某石化企业加工高氯原油情况进行了总结,有机氯主要集中在204 ～ 260℃馏分段,原油中总有机氯质量分数高达40 μg/g.加工高氯原油时发现:常减压装置装置压力升高及设备结盐;Ⅱ套汽油加氢装置反应系统压差较高;Ⅲ套柴油加氢装置结盐严重;Ⅱ套柴油加氢装置结盐及设备腐蚀等.逐步完善优化高氯原油加工方案,并对以上问题采取了处理措施:严格控制氯离子质量分数不大于10 μg/g;尽量将结盐点控制在第3台高压换热器后;严格控制高温不锈钢段的注水次数与注水时间;建议装置停工前48 h切换为不含氯原油,降低加工高氯原油对全厂影响程度.     

含聚合物油田采出水的结垢规律研究

传统的标准方法用于评价含聚合物油田采出水的结垢行为会出现较大误差,这是由于聚合物与EDTA竞争螯合水溶液中的钙离子的结果。本文提出了一种评价含聚合物采出水结垢情况的新方法,相对传统方法通过测定成垢前后溶液中钙离子浓度间接反应溶液中结垢情况,该方法直接测定了结垢的质量。另外,结合了原标准中的络合滴定钙离子的方法,对含聚污水中聚合物对污水结垢行为的影响进行了系统研究。结果显示,聚合物浓度和分子量对水体结垢影响很大,这与聚合物中酰胺基能够与钙离子发生螯合作用有关。     

长庆油田C致密油层采出水水质特性分析

长庆油田C致密油层为近年来新开发油层,为充分了解该层开发过程中产生的油田采出水的水质特点,通过多次现场取样、实验室分析检测,结合Scalechem化学分析软件对水质结垢趋势的模拟,明确长庆油田C致密油层采出水的水质类型、离子含量、结垢趋势及最大理论结垢量。同时分析运行温度、压力、pH值等工艺参数对采出水结垢趋势的影响,为后续采出水处理及回注工艺的确定与优化提供基础依据。     

姬塬油田集输系统工艺法防垢模式的评价

姬塬油田的樊学区块,由于各层系地层水配伍性差,加之混层开发及混合处理的集输模式,导致集输系统结垢严重,直接影响到原油正常生产,存在严重的安全隐患。为保障系统平稳运行,采用以工艺法防垢为主,化学、物理法防除垢为辅的综合清防垢体系,逐步形成了"原油分层集输、分层处理、净化油合层输送、采出水分层回注"的工艺模式,结垢治理取得了较大成效。针对近两年工艺法防垢的现场应用情况及效果分析,评价工艺法防垢的应用效果。