新型原油破乳剂SH-3的研制

陆梁原油是新疆油田公司2001年新开发的百万吨级沙漠整装油田,原油集中处理站采用蒸汽直接掺入含水原油的加热技术,与传统的火筒加热及热媒炉加热的方式比较,该加热工艺取消了缓冲罐、提升泵、换热器等工艺设备,解决了传统原油加热工艺中,原油脱水加热设备因结垢和     

某油田联合站污水余热利用研究

原油集输系统中的热化学沉降脱水,需要将原油温度升高,这一过程将消耗大量能源,其燃料主要为天然气,加热产生大量的CO₂。文中通过对某油田联合站生产流程研究分析,同时结合站内用热情况,确定采用压缩式热泵替代现有燃气加热炉技术路线,用于冬季采暖和一段原油加热。项目实施后,每年可节能源8 932×10⁴MJ,折合标煤减少3 481.8 t,减少CO₂排放2 024.5 t,每年可节省能源消耗费用651.8万元,节能减排效果显著,该研究对油田联合站清洁能源替代,减少CO₂排放具有重要意义。     

小型稠油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.     

试析绥靖油田集输加热系统工艺改进

现阶段,绥靖油田已经进入高含水开发期,开发出的原油含水率和稠油比例逐渐增加,这就增加了原油脱水的难度,相应的费用也显著增加,而集输加热系统对于原油的脱水至关重要,因此应进行油田技术加热系统的工艺改进,保证绥靖油田原油生产工作的顺利推进。     

新疆油田原油常温集输脱水技术

根据目前新疆某油田原油脱水技术,研究出一种不需要加热(或微加热)的低温脱水技术,既简化了处理流程,又节约了成本。该技术实现了原油常温脱水处理,较好地解决了系统易结垢及运行成本过高的问题,在国内处于先进水平。     

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。     

尼日尔Agadem油田原油脱水工艺设计

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。     

稠油高压高频电脱水技术试验研究

稠油脱水普遍采用两段热化学沉降脱水工艺,该工艺运行稳定,脱水效果好,但存在脱水时间长,占地面积大、加药量大、热能消耗高等问题。为降低稠油脱水成本,辽河油田开展了高压高频电脱水技术试验研究,采用高压高频电场代替化学药剂破乳,其技术路线为两段电脱水工艺,一段为不加热电场破乳,二段将加热与电场破乳相结合。经现场中试试验得出:原油进口含水率为50%～90%,一段脱水温度为50～60℃时,一段原油出口含水率为6%～12%;二段脱水温度75～80℃时,原油出口含水率≤1.5%。试验结果证明,高压高频电脱水技术应用于普通稠油脱水效果较好,与热化学沉降脱水工艺相比,吨液处理成本降低50%。     

微波脱水技术

我国油田大多采用掺水流程,特别是油田开发到中、后期,原油含水巨增。原油脱水历来就是油田生产中最重要的环节。目前国内油田普遍采用热化学脱水和电化学脱水工艺。大港油田设计院经一年多的实验室攻关,完成了微波脱水的可行性试验研究。阐述了微波破乳脱水机理,论证了微波脱水技术的可行性,介绍了微波破乳脱水的工业中试方案。室内试验表明,微波脱水速度之快、效果之好,是重力沉降、化学脱水和加热脱水方法所不能比拟的。尤其对稠油和矿化度高、油水相对密度差小、粘稠的聚合物井液,微波化学脱水可大幅度地提高脱水效率。     

塔河油田稠油集输处理工艺优化研究

塔河12区油田原油属高含硫、高粘度、高凝点的重质稠油,属于特超稠油系列,原油物性比较差。针对塔河12区油田的这一特点,经过优化分析认为,稠油集输系统推荐采用将乳化降粘和掺稀降粘2种集输工艺技术结合起来使用;原油脱水采用热化学沉降脱水的方法,解决了稠油脱水问题;同时为协助塔河12区的处理工艺提供了一种高粘稠油计量技术作为优化参考。     

立式罐常压预脱水工艺改造技术分析

预脱水工艺在稠油油田开发中后期高含水阶段得到了广泛的应用,其目的在于脱除高含水原油中的游离水,现场试验证明,在采用热化学沉降处理工艺的场站,采用预脱水工艺,使得一段加热负荷大幅度降低。经济效益十分可观。同时,预脱水工艺在某些条件下推广,还存在着一定的风险。     

孤东油田原油脱水工艺

孤东油田现有联合站4座,原油脱水基本上采用热化学沉降、高压交直流电脱水和污油回掺工艺。孤东油田综合含水达到94%以上,已进入特高含水期,原有的脱水工艺已难以适应要求。1孤东集输系统现状孤东油田原油脱水处理工艺整体设计是以一号联合站为中心,东二、东三、东四联合站为卫     

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…     

王庄油田稠油高效低耗处理工艺研究

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。     

油气集输系统能量综合利用

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。     

油气集输系统能量综合利用

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。     

通过自动控制方式提高油田污水水质

随着油田开发的逐步深入,目前大庆油田已进入水驱、聚驱同步开发阶段,采出液成分复杂,污水处理难度加大,经济有效而又合理地处理污水资源并实现原油高效回收,是油田发展需要重点研究的课题。为有效减少老化油形成,改善沉降出水指标,保证系统安全平稳运行,通过工艺改造、控制改进、参数整定等方式,开发出一套基于游离水脱除器、电脱水器单罐界面与压力的双参数智能控制脱水系统,以确保脱水、沉降系统压力平稳,同时实施沉降罐全过程自动连续收油。自动控制系统以集中监控为基础,兼顾原油脱水和沉降除油单元的协调控制,可有效降低员工劳动强度,提高系统稳定性,为数字油田向智能油田迈进提供技术支撑。     

影响马岭油田原油热化学沉降脱水效果的因素

结合现场生产实际，讨论了影响马岭油田原油热化学沉降脱水效果的因素；破乳剂的选择与使用，含水原油的温度、原油沉降时间，沉降罐中间乳化层，沉降罐油水界面，脱水工艺的操作与管理。     

影响马岭油田原油热化学沉降脱水效果的因素

结合现场生产实际，讨论了影响马岭油田原油热化学沉降脱水效果的因素：破乳剂的选择与使用，含水原油的温度，原油沉降时间，沉降罐中间乳化层，沉降罐油水界面，脱水工艺的操作与管理。     

高频电聚结原油脱水工艺研究

随着油田开发深度的增加,石油开采方式不断变化,以解决联合站进站来液物性变化范围增大,原油含水率升高,脱水难度增大的问题。以辽河油田曙五联合站为例,首先介绍了联合站简况、站内已建工艺流程,并对站内原油脱水不合格的原因进行了简单分析;而后较为详细地介绍了室内脱水试验、高频电聚结脱水方案、一段动态沉降+二段静态沉降脱水方案、方案比选等工艺优化内容。现场中试表明,采用高频电聚结技术进行原油脱水,相对于传统工艺,具有效率高、占地小、运行成本低、投资低等优势,该工艺适用于辽河油田的稠油脱水。