海上平台用静电聚结原油脱水设备试验研究

基于静电场水滴聚结和沉降分离机理,进行静电聚结脱水试验,研究含水量、电压等因素对脱水效果的影响。在海上平台试验研究的基础上,优化静电聚结工艺流程和设计参数,提出海上高含水油田的原油脱水技术方案。试验结果表明,施加静电场作用后,原油含水率显著降低;原油脱水率会随乳化液含水量增加而逐渐降低,并随电压的提高和沉降时间的增加而不断增大。静电聚结原油脱水技术可简化原油处理流程,提高油水分离效率并减小设备尺寸。     

静电聚结原油脱水试验研究

针对目前高含水原油采出液采用传统三相分离与热化学分离和电脱水方法存在分离级数和设备多、油水分离效率低、电脱水运行不稳定等问题,在静电预聚结研究基础上,采用自制绝缘电极和乳化液,开展静电聚结脱水研究,使水滴预聚结和沉降分离同时进行。通过静态聚结脱水试验考察了乳化液水含量、电压、温度和沉降时间等因素对静电聚结脱水效果的影响,结果表明乳化液脱水率随温度升高、电压增大和沉降时间延长而提高。其中温度影响最大,电压和沉降时间影响较小。在动态静电聚结原油脱水试验装置上进行验证,同时对不同分离器结构和不同电极结构及进料方式进行了对比,对试验条件进行了优化。动态试验结果表明,在电压2 kV,温度65～70℃,停留时间不大于10 min的条件下,高含水乳化液的脱水率均可达95%以上。     

高含水乳状液静电聚结脱水研究

随着原油重质化、劣质化、高含水时期的到来,原油静电聚结脱水出现了电弧及短路现象,造成静电聚结脱水电流增大,甚至造成变压器跳闸、烧损,致使常规电脱水器的稳定运行出现问题。为了解决这些问题,采用改性Teflon绝缘材料,通过热缩工艺制备复合电极。使用制备的复合电极进行了高含水乳状液静电聚结脱水研究,首先制备不同乳化状态乳状液并考察其脱水效果,然后采用不同含水量乳状液考察了静电聚结温度、停留时间、电压等因素对脱水效果的影响。结果表明,该复合电极对高含水乳状液静电聚结脱水不会产生电弧、短路等问题,并且有很好的脱水效果.对于40%含水量乳状液,当电压为1800 V,温度为80℃,停留时间10 min时,脱水效率可达85.8%。     

平板绝缘电极静电聚结器脱水研究

随着原油重质化、劣质化,原油脱水变得更加困难,造成常规电脱水器的极板之间会产生电弧及短路、电脱水电流大,甚至造成变压器跳闸、烧毁现象发生.尝试采用氟塑料设计制造平板绝缘电极静电聚结器,并进行室内实验.通过分析实验结果,总结绝缘材料、电极结构和电场作用时间等因素对聚结效果的影响规律,评价该结构的静电聚结器及制作工艺的优缺点.实验结果表明,对含水特高的原油乳化液,该静电聚结器的脱水效果非常理想.对含水率为70％和80％的原油乳化液,脱水效率可达95％以上.     

海上油田稠油原油物性实验分析研究

海上稠油油田具有黏度高、密度大、硫含量高、凝固点低、蜡含量低的特征,其原油物性与普通黑油物性有较大差异。本文对渤海稠油的高压物性进行了实验分析研究,认为海上稠油油田表现出油藏埋藏浅,地层原油黏度随密度增大而增高,饱和压力低的特点,因考虑到海上作业条件环境,经济效益等因素,更适合于油田注水开发,并在开采中,注意油嘴压力和油井保护。     

静电聚结原油脱水技术现场应用

随着原油劣质化趋势和大部分油田进入高含水开采阶段,传统三相分离手段存在分离级数和设备多、油水分离效率低、电脱水运行不稳定等问题。针对此现状研究开发了静电聚结原油脱水技术并进行现场应用。该技术适用于高含水原油,采用复合电极、气液分离和油水分离分开进行的结构设计,应用连续可调的电压控制技术和各种安全保障技术,研制出新型静电聚结原油脱水设备,现场应用结果表明,静电聚结原油脱水技术对高含水原油有很好的脱水效果,对进口含水量超过80％的原料,一级脱后含水小于2％,最低可达到0．7％,有效提高了油水分离效率,并且当含水量在80％-98％时亦可适用,将其应用于陆上或海上油田采出液脱水,可减少设备级数和占地面积、节省设备投资、提高分离效率,有较好的应用前景。     

海上稠油高温脱水方案研究

稠油的油水分离十分困难,陆上油田一般采取大罐沉降的方法,但是沉降时间较长,设备尺寸大。海上平台空间紧张,海上稠油处理无法沿用陆上的处理经验,必须考虑大幅降低设备尺寸。针对稠油高温脱水处理方案开展了室内脱水实验,通过实验验证,认为通过适当提高处理温度,可以有效地降低稠油处理所需的停留时间,从而减小工艺处理设备的尺寸,并根据实验结果推荐了目标油品的工艺处理参数。     

三相分离器内置静电聚结原油脱水技术研究

为了满足高含水油田、边际油田、深水油田及绿色油田开发对高效紧凑原油脱水装置的需求,提出了三相分离器内置静电聚结原油脱水技术。分析了三相分离器内置安装静电聚结模块后的总体结构布局、工作原理以及VIEC静电聚结模块的制造工艺。采用自主研制的三相分离器内置静电聚结分离中试装置在冀东油田高尚堡联合站进行了现场试验。试验结果表明:在静电聚结模块的作用下,原油经中试装置最短停留时间11.8 min,即可使出口含水体积分数降至0.03%左右,与联合站三相分离器需停留时间1 h以上才能使出口含水体积分数降至1.00%左右的结果相比,油水分离效果显著,并确定了较优的电场频率范围为600~1 000 Hz和1 900~2 500 Hz,较优的设定电压范围为250~300 V。研究成果对该技术今后的工业化进程有重要的参考价值。     

稠油超声波脱水实验研究

由于稠油黏度高、密度大,常规脱水方法所需的脱水容器体积庞大,基建投资及运行费用高,所处理的原油有时还难以达到商品原油的含水指标。以实验为基础,论述了超声波频率和声强(电压)、超声波辐射照时间和沉降时间对稠油脱水的影响,确定了稠油超声波脱水的合理工作参数,为今后稠油超声波脱水的现场应用提供了工艺参数和技术依据。     

稠油脱水的实验研究

对于高粘原油产量较高的辽河油田来说,稠油(指高粘油)脱水工艺的好坏对原油预处理工艺的成功与否占有举足轻重的地位,为此进行了大量的实验研究,以期找到最适于辽河油田高粘原油的脱水工艺.本文从稠油性质、脱水温度、破乳剂的种类及加药浓度等影响因素出发,讨论了各种情况下的稠油脱水效果.同时,对稠油脱水工艺和加药方式的设计所应满足的各项要求都做了具体的规定.当然,除上面提到的几种主要影响因素外,诸如稠油含水量的多少、水在油中的状态、操作人员的技术水平等也会在不同程度上起作用.     

油田稠油污泥脱水技术

在含油污水深度处理系统中,沉降罐产生的污泥以及气浮工艺产生的浮渣形成了污泥,对于一般的含油污泥脱水处理,大都从污泥末端治理为出发点,通过投加化学药剂实现含油污泥的机械脱水。而对于油田含油污泥,尤其是稠油污泥,其脱水技术存在很大难度。由于稠油粘度大,项变温度拐点高,含胶质和沥青质,油水密度接近,产生的污泥含水率在98%以上,并且含油量高达20%以上,污泥粘度大,流动性差,泥、油、水相互包裹在一起,三相分离困难,一方面造成原油资源的浪费和生产成本的提高,另一方面带来了二次污染,因此,需要提出一个合理的技术来解决这个难题。稠…     

新型静电聚结脱水技术在分离器中的应用

针对海上某油田井液含水高、乳化严重、性质复杂,常规油水分离器分离效果下降,导致分离设备尺寸增大和数量增多,造成平台或处理系统的造价和运行能耗大等问题,采用新型静电聚结脱水技术,将其与常规分离技术相结合,在保留常规分离器功能的基础上,增加静电聚结相关设施,提高分离器分离效率。该技术在实际应用中表明,增加静电聚结设施后,处理含水质量分数30%～40%的原油,分离器出口原油含水质量分数约1%,排水含油质量浓度下降至100 mg/L。     

海上特稠油掺水集输方案

以渤海某特稠油油田输送管道工艺设计为研究对象,在分析稠油管道降黏管输技术的基础上,对加热管输方案及掺水管输方案进行优选。利用PIPEFLO多相流模拟软件对掺水管输方案工艺指标进行优化设计,推荐掺水管输的技术指标及外输方案。     

海上稠油油田除砂工艺技术探讨

在海上稠油开采生产中,通过控制地层的出砂或有限地排砂,能够最大限度地发挥产油潜能,但是,需要将砂携带到地面进行处理.因此,含砂原油除砂和含油砂除油净化是稠油生产需要解决的关键技术之一.通过对某海上稠油油田的原油除砂和含油砂净化的相关试验,分析了温度、含水率和含砂浓度等因素对含砂稠油除砂的影响,以及温度、流量、压力和含油率等因素对油砂除油和净化效果的影响.介绍了目前海上油田正常生产的砂处理流程,对其他油田具有一定的参考意义.     

海上稠油油田投产初期产能评价研究

近年来渤海海域新投产的几个稠油油田,投产初期的产能与ODP设计值有一定差距,如何合理确定油气井的产能,经济有效地开发好海上油田,以海上某稠油油田为例,通过对油田投产初期产能再评价,对比投产初期与ODP阶段产能的差异,剖析了储层物性、流体性质、生产压差、表皮系数、层间干扰以及DST测试时间等因素对产能评价的影响,研究成果对在建设油田产能评价具有一定的借鉴意义。     

海上稠油油田井网密度与采收率关系研究

海上油田开发的核心目标是在平台寿命期内实现最大经济采收率,需要尽早确定合理的井网密度。在借鉴中国石油勘探开发研究院根据中国144个油田或开发单元的资料回归的井网密度与采收率关系式基础上,考虑稠油水驱规律及特点,对前述关系式的驱油效率项进行了校正,进而形成了适合海上稠油油田特点的井网密度与采收率关系式。海上稠油油田验证结果表明,校正后的井网密度与采收率关系式能够准确描述不同井网加密阶段的标定水驱采收率的变化趋势。     

海上稠油油田投产初期产能评价研究

近年来渤海海域新投产的几个稠油油田,初期产能与整体开发方案（ODP）设计值有一定的差距,如何合理确定油气井的产能,经济有效地开发好海上油田,已迫在眉睫。文中以海上某稠油油田为例,通过对油田投产初期产能再评价,对比投产初期与ODP阶段产能的差异,剖析了储层物性、流体性质、生产压差、表皮系数、层间干扰及DST测试时间等因素对产能评价的影响,研究成果对在建设的油田产能评价具有一定的借鉴意义。     

单家寺油田稠油矿场脱水工艺试验

方法采用原油脱水电容调压补偿供电装置进行稠油脱水试验。目的解决一般供电装置经常出现的跳闸问题，提高脱水效果。结果稠油电脱水器内应采用少电极结构（设两层电极），既能降低耗电量，又能保证脱水效果。结论这是一种“永不跳闸”的脱水供电装置，不仅可以确保脱水质量和速度，还可大量减轻现场操作人员的劳动强度。     

海上稠油油田层间干扰变化研究

X油田为海上多层稠油油田,为了保证单井的经济产量,实行多层合注合采。但是随着开采的进行,层间差异增大,层间干扰变严重,一个显著的特征就是高渗层的产液量和吸水量越来越多,低渗层的产液量和吸水量却越来越少,导致高渗层大量产水,而低渗层的原油无法有效采出。如何预测层间干扰增大到一定程度时的层系细分时机,是X油田面临的重要问题。文中推导了预测高渗层与低渗层产液干扰的公式,从机理上说明开采过程中层间干扰变大的原因是高渗层的含水饱和度上升速度大于低渗层。在此基础上,定义了米产液指数比和米产液指数倍增比,定量描述层间干扰程度的变化情况,得到了预测分层开采时机的图版,并与实际产液测试结果进行了对比。该图版具有较高的预测精度,可以避免X油田为了层系调整而做大量的产液测试工作,节约了大量开发成本,对稠油多层合注合采油田后期层系调整和层系细分具有指导意义。