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截至12月8日,辽河油田公司引进的原油管式预脱水新工艺在曙光采油厂曙五联合站已成功运行半月时间。该工艺每日可脱出原油中50%的游离水,使每升污水含油率小于500 mg。管式预脱水装置由3根长约10 m的管子,加上1个卧式脱水罐组成。这3根粗管子就相当于一个“小联合站”,可以把油“洗净”,把水“漂清”。新工艺可以大大减轻联合站后期的原油脱水压力,经过新工艺处理后的原油符合外输标准,污水达到稀油外掺标准。新工艺排出的合格污水可有效减轻后端加热炉负荷,将加热温度提高6~9℃,解决了联合站进液加热难的问题;可降低采油站进液压力0.3 kPa,确保安全生产;减少联合站后端需处理液量,节约破乳剂用量,提高原油脱水效果。 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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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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LNG接收站BOG处理技术优化 总被引:2,自引:0,他引:2
LNG接收站BOG处理工艺分再冷凝和高压压缩两种,均有其不足。就再冷凝工艺而言,接收站无外输时BOG只能采取放空或火炬燃烧等措施进行处理;就高压压缩工艺而言,接收站外输期时无法回收LNG的冷能。为此,分别采用静态模型、动态模型等计算方法分别计算无外输期和有外输期间最大BOG产生量,弄清各种工况下BOG的产生量。在此基础上,从BOG产生的机理出发,分析降低接收站产生BOG的措施。结果表明,优化BOG压缩机组合可有效回收产生的BOG。建议在接收站设计、建设过程中,应综合考虑再冷凝工艺和直接压缩机工艺,采取措施降低BOG的产生,实现BOG的有效回收利用。 相似文献
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《油气田地面工程》2021,(3)
目前塔河油田B区块已进入中高含水阶段,现有地面集输系统处理工艺存在流程长、运行负荷大的问题,注水井所用处理合格污水往返输送能耗高,难以满足油田效益开发需求。西北油田通过技术创新,研发就地分水工艺并在塔河油田B-3计转站成功应用。该工艺主要由一体化预分水装置、多介质过滤器、反冲洗装置、储水罐、输水泵等组成,所分离处理污水含油质量浓度≤10 mg/L,含悬浮物质量浓度≤10 mg/L,悬浮物粒径中值≤10μm。现场应用结果表明:该工艺可实现产出液在计转站就地分水、就地污水处理、就地回注,减少污水往返量,降低外输管网运行压力及后端联合站处理负荷和能耗,经济效益显著。 相似文献
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基于混合冷剂外冷的分输站压差液化天然气研究 总被引:1,自引:1,他引:0
为了提高利用分输站压差制冷液化天然气工艺的液化率,该工艺增加了混合冷剂外冷,其液化流程可分为膨胀前预冷液化天然气流程和膨胀后外冷液化天然气流程。对两种工艺流程建立最大年均利润总额目标函数,并对其自由度敏感性进行分析。通过实例分析计算得出,分输站利用压差液化天然气工艺采用膨胀前预冷比膨胀后外冷经济效益更高。 相似文献
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《油气田地面工程》2017,(2)
针对气田污水与油田污水混合处理后,对污水处理系统的工艺及设备造成腐蚀及外输水质不达标的问题,采用气浮预处理工艺对气田污水进行预处理后再与油田污水混合处理。通过优化气浮预处理工艺的加药浓度、气水比、回流比,保证污水处理系统外输水质达标。优化结果表明,在有机絮凝剂加药浓度30 mg/L、回流比20%、气水比7%条件下,气浮处理气田水效果最佳,出水含油浓度为8.08 mg/L、悬浮物浓度为10.99 mg/L,达到预处理外输指标要求。气田污水气浮预处理系统投产后,有效改善了油田污水处理系统效果,含油污水站外输含油和悬浮物平均浓度为2.54 mg/L和3.19 mg/L,可满足污水站外输水质要求。 相似文献
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张春生 《石油石化物资采购》2021,(3)
由于某无人平台属于井口保护架,结构设施简单,只有井口设施,无加热器和流程处理等关键设备,油井产出液温度较低,日产液和日产气刚满足海管最低外输量,而原油属高凝点含蜡原油,在冬季生产时温度下降较大,原油结蜡严重,易凝固,流动性变差,极可能造成海管凝管,影响油气生产。通过某无人保护架所属平台流程进行优化,通过子管加入原油降凝剂,防止海管凝管。该综合方案在渤海无人保护架尚属首例,可为海上类似无人平台提供借鉴。 相似文献
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以大庆油田有限责任公司天然气分公司浅冷装置为例,分析浅冷装置轻烃和外输干气冷量回收现状,提出存在的问题及改进措施。在通过HYSIM软件进行模拟计算的基础上,对各种改造方案进行分析和比较,最终提出采用多股流换热器的冷量回收工艺。在浅冷装置上采用该优化工艺时,按轻烃和外输干气回收温度达到10℃计,回收热量263.6MJ/h,富天然气温度由5℃降到-1.94℃,氨蒸发器的负荷降低20.4%,年节电6.061×105kWh,年节约生产成本47.7万元。 相似文献
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高压吸收塔工艺回收天然气凝液的模拟分析 总被引:1,自引:0,他引:1
传统的天然气凝液回收流程中吸收塔的压力设置受分馏塔(脱甲烷塔/脱乙烷塔)压力的限制,当所处理的原料气压力高于6MPa,CO2量分数超过5%时,膨胀机的膨胀比很大,导致天然气凝液回收装置的能耗较大、膨胀机出口及吸收塔塔顶塔板处容易发生CO2冻堵。高压吸收塔工艺中吸收塔与分馏塔的操作压力可单独设置,吸收塔的操作压力较高,降低了外输干气的再压缩功率,膨胀机出口及吸收塔塔顶塔板处的操作工况远离了CO2固体的形成条件。研究实例表明:与传统的凝液回收流程相比,高压吸收塔流程中外输干气的再压缩功率降低了26.1%、吸收塔的CO2冻堵温度裕量升高了19.45℃、主换热器的热利用率提高了7.7%、丙烷回收率高达99.3%。 相似文献
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A油田中心平台负责处理和外输8个油田、19个平台、350余口油井的产出原油,高峰期原油外输量超过原油外输系统的设计处理能力.同时,原油外输量的日益增加对于原油外输系统的安全稳定性以及异常工况下的应急处理能力也提出了更高的要求.通过评估校核外输能力、优化应急置换泵流程、增加应急置换泵供电模式、细化三级关断逻辑等措施,有效... 相似文献
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原油长输管道低输量工艺是长距离输油管道在油田开发早晚期所普遍面临的问题。结合马惠宁线采用热处理及降凝剂处理方法,对原油长输管道的低输量问题进行了试验研究和工艺分析。其研究结果主要有:①马惠宁管输原油经50×10~(-6)降凝剂(C8806+C8361)处理后,凝点由16℃降至—7℃,5℃、11.5s~(-1)下的粘度由1363mPa·s 降至53.2mPa·s,反常点由24℃降至12℃;与室内试验结果相比,现场试验降粘率减少2%~4%,凝点增高3~5℃,反常点增高2~3℃。②采用降凝剂进行准常温输送,可使马惠宁线管输临界输量由加热输送时的130m~3/h 降至55±5m~3/h。此工艺可满足低输量要求,既节能.又提高管输弹性。③临界输量Q_(CP)随原油流变性改善幅度的增大而减小,当两种处理条件下的粘度(5℃、11.5s~(-1))变化率Δu<30%时,所采用的工艺才对马惠宁线低输量运行产生实际价值。④采用在热输基础上添加降凝剂处理工艺能够进一步降低管输临界输量。 相似文献
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天然气低温分离工艺中汞的分布模拟 总被引:1,自引:0,他引:1
掌握汞及其化合物在天然气处理过程中的分布规律对含汞气田的合理开发具有重要的指导作用。为此,利用稳态流程模拟VMGSim软件模拟了某含汞气田天然气的低温分离处理工艺流程,研究了汞在天然气脱水脱烃工艺流程中的分布规律。结论指出:含汞天然气经过低温分离后,汞可能进入乙二醇富液、外输干气、凝析油和三相分离器闪蒸气等物流中,各物流中汞浓度随原料气汞浓度增加而增加的趋势依次减弱,乙二醇富液中汞含量增加趋势最显著,闪蒸气中汞含量增加趋势最弱;天然气低温分离工艺能有效降低外输干气的汞浓度,可使外输干气中的汞含量达标,从而提高外输干气在输送和利用过程中的安全性;在含汞天然气低温分离过程中,三相分离器闪蒸气、凝析油、乙二醇富液再生塔塔顶未凝气及污水中的汞含量偏高,需要加强防护和净化处理。 相似文献