长庆油田脱水站油气集输工艺的优化简化

脱水站是油气田地面集输系统的核心处理场所。长庆油田传统脱水站运行不平稳、流程不密闭,不满足环保要求、流程复杂、占地面积大。2012年对长庆油田脱水站脱水流程进行了优化、简化,引入新型两室分离缓冲设备,经现场应用,效果较好,工艺流程完善,生产运行稳定,达到油田原油脱水要求,实现了节约占地,缩短建设周期,降低投资成本的目的。目前已在全油田范围内进行推广。     

长庆油田高含水期原油脱水工艺探讨

长庆油田开发进入高含水开发期后,原油综合含水率高达90%以上,液量高、系统效率低等问题造成站场系统用热功率高、能耗高、油田生产成本加大,原油含水过高还给生产过程造成诸多危害。文章分析了目前常用的一段脱水及二段脱水工艺的优异,通过优化原油脱水流程,开发新型脱水设备,选用设备结构简单、分离效率高,适应性强的脱水设备,减少了油气损耗,解决了长庆油田高含水油区脱水系统能耗高的问题,保护了环境,降低了站场运行费用,确保了油田站场安全生产。     

欢四联合站高含水稠油脱水工艺改造

随着稠油含水率的升高,稠油进入高含水开发期,其脱水工艺费用大幅度升高,导致稠油脱水处理成本增长,针对此情况,辽河油田采用了进站预脱水和热化学沉降脱水工艺,取消了一段加热炉和电脱水器,降低了稠油脱水的费用.该工艺在辽河油田的稠油联合站得到推广应用,每年可节约稠油脱水处理运行费用5000万元以上.     

长庆油田数字化升级改造标准化设计

在长庆油田数字化进程中,迫切需要对老油田进行数字化改造。老油田站场规模系列多、建设现状差异大、工艺参数多样化,改造难度大。为此,采取优化简化的方法,以标准化为切入口,对种类繁多的老油田站场进行整合,推广应用撬装化数字化设备,规范各采油厂数字化升级改造的流程和标准,对各类型井、站进行标准化设计,并将标准图广泛应用于老油田数字化改造中,统一了老油田数字化改造标准,使边远井场、站场全面实现数字化管理。     

罐区密闭脱水技术改造及经济性分析

罐区安全直接威胁石油天然气的储存和运输,所以如何利用现有技术做好罐区密闭脱水处理具有重要意义。本文主要分析罐区密闭脱水技术的改造,并且对其经济型做一分析,目的就是要指导罐区的安全实践。     

长庆油田标准化增压点的设计特点

论述了长庆油田标准化增压点的设计特点,通过应用效果分析,总结了标准化增压点设计的推广意义。长庆油田标准化建设遵循“标准化设计,模块化施工,数字化管理”的理念,目前已在各区块广泛推行,提高了长庆油田地面工程设计及建设的效率和质量,为长庆油田产能建设任务的顺利完成提供了技术保障。     

浅谈轻质原油脱水工艺

本文简要介绍了国内某油气田轻质原油的化学、粗粒化脱水工艺及其流程筒单、运行可靠的特点。应用此工艺对轻质原油进行脱水处理后,含水率小于0.5％,水中含油率小于100ppm。可为同类原油脱水提供借鉴。     

油气密闭工艺在王家岗集中处理站的应用

胜利油田于20世纪80年代开始广泛地推广使用油气密闭处理工艺,针对不同的油品投产运行了多种密闭流程.王家岗集中处理站开始按开式流程投入生产,三相分离器分水效果比较好,出油含水降到10％左右,污水含油300～500 mg/L;投产一年后,天然气凝液回收装置投产,原油处理由开式流程转为密闭流程,电脱水器出口原油含水≤0.5％.该站油气密闭处理系统运行平稳,操作和管理方便,是胜利油田比较成功的密闭流程之一.     

联合站应用低温预脱水工艺节能潜力分析

随着油井综合含水的上升,油田面临着水、电、气等所用能源紧缺的局面。由于油水比例的变化,使联合站进站原油的集输系统工艺不适应现有的发展,导致进站提温效果差、能耗高等问题。联合站借助于原有工艺设施进行低温预脱水工艺改造,实现进站来液加热前的油水初步分离,减少进站加热炉加热负荷,每年可降低生产运行成本150万元以上。     

联合站脱水问题分析

本篇主要针对刘陆联合站实际生产中分离器的运行状况进行分析，找出影响分离器脱水的因素，并进行相应的调整，力求改善其脱水效果，使整个系统处于良好的运行状态。     

天然气厂站污水密闭收集系统设计思路

天然气厂站常规排水收集系统是以市政工程排水规范为基础,采用“来水一排水检查井＋排水管道一污水处理装置”的敞开式排水系统,天然气厂站排放污水中有毒、有害物质的挥发,造成安全生产和职业健康隐患。随着安全环保和职业卫生要求的不断提高,传统厂站的有毒、有害污水收集系统模式已不能适应气田的发展需求。应进一步研究和改进污水收集系统技术,不断提高污水收集系统的设计水平,在保证生产的同时,关注生产操作环境、保护生产人员的身心健康,对厂站有毒、有害污水收集系统进行密闭化设计。通过对国内外天然气厂站生产污水收集和排放系统设计工艺的分析,提出了较为合理、便于实施的有毒、有害污水收集系统的设计思路。     

敖一联合站脱水工艺优化及经济效益分析

1、引言 敖一联原设计脱水工艺为两段流程,但存在电脱水器电极易老化．运行不稳定．影响脱水效果。 敖一联正常进站液量8000m^ 3/d,高峰期间波动达到10000m＾３/d,其中测量4000m＾３/d,最高时200m＾３/d,最低时公100m＾３/d,综合含水率55％。     

密闭装车技术在轻烃储备站中的应用

密闭装车鹤管是为适应人们对环境质量要求而发展起来的新的装车技术,它在普通装车鹤管的基础上,增加了密封盖子、回气管线、密封盖压紧装置、高液位报警控制装置等。在装车过程中,能将罐车内的气体引到油气处理场所,大大降低了排放至大气中的所装介质的蒸汽。鹤管适用于易挥发性液体和毒性液体（如原油、汽油、苯、甲苯、甲醇等）的装车。密闭装车鹤管在东营轻烃站经过一年时间的应用实践,情况良好。从而证明了密闭装车技术可以在轻烃储备站得到推广和应用,并可取得良好的经济效益和社会效益：①使所相挥发得到了有效的控制并回收,降低了轻烃外销损耗率;②保证易爆场所安全,减少事故隐患;③改善工作环境,保障了劳动者的身体健康。     

超稠油脱水工艺设计研究

介绍了辽河油田超稠油物性和开采方式，重点阐述了超稠油室内脱水试验评价和现场试验结果分析，提出了超稠油脱水工艺流程，并在实践中加以应用。通过对杜84块和杜32块二个超稠油集中处理站的超稠油脱水生产运行分析，证明该项脱水工艺可以实现超稠油脱水的目标要求。     

长庆油田地面系统数字化设计研究

阐述了长庆油田地面系统数字化设计的特点,及在工艺技术中应用的数据采集技术、数据判识技术、智能巡护技术和远程控制技术。通过对井场实施数字化设计前后的对比分析得出,长庆油田地面系统数字化设计节约了人力资源、降低了建设投资、提高了生产效益。并提出了长庆油田地面系统数字化设计今后需要解决的问题。     

影响联合站脱水质量的因素分析及处理方法

针对实行聚驱采油后冷输过程中联合站脱水系统出现游离水脱除器及电脱水器放水水质严重超标,电脱水器出现电场不稳定,不能正常工作的问题进行分析和研究,提出影响脱水质量的因素是多方面的:有原油开采环节的影响,也有生产过程中操作控制、加药、沉降、分离、电脱水、污水处理等环节的影响.为了保证安全平稳生产,就要及时分析并解决这些问题,为进一步促进油田可持续发展提供技术支持和基础保证.     

标准化注水站在油田地面工程建设中的应用

为适应长庆油田快速发展的要求,对注水规模和压力进行分类统一,总结标准化注水站的特点及优点,确定注水站的建设标准,为满足油田超前注水,降低建设投资,提高建设质量提供了技术保障.     

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：…