温米油田原油脱水工艺技术研究和设计

1 简况温米油田属注水开发油田 ,目前生产油井 137口 ,水井 10 5口 ,共建 11座选井站 ,2座中心计量站 ,2座计量接转站 ,2座计量注水站和 1座联合站。原油处理能力 70× 10 4t/a,处理液量 14 0× 10 4t/a ,综合含水 5 3% ,随着油田的进一步开发 ,预测最大产液量将达到 2 6 6× 10 \+4t/a。原设计联合站原油脱水系统主要工艺流程为 :站外来油气水混合物 (温度 15～ 2 5℃ ,压力 0 3～ 0 35MPa) ,进换热器升温至 5 0℃ ,进 3台一级三相分离器 (0 6MPa 30 0 0× 14 80 0 ) (温度 5 0℃ ,压力 0 2 5MPa) ,完成一次热化学沉降后 ,经脱水泵…     

孤东3号联合站节能降耗改造配套技术

1 概述孤东 3# 联合站位于孤东油田的东部 ,距孤东 1# 号联合站 5km ,始建于 1992年 ,是目前一座大型综合性油气水集中处理站 ,处理液量约 4 8× 10 4m3 /d ,污水处理量约 4 5× 10 4m3 /d ,外输原油约 2 30 0t/d。随着孤东油田开发进入特高含水期 ,该站所处理的采出液的含水比开发初期有了大幅度上升 ,目前原油综合含水已达 95 % ,含水的上升致使该站采出液处理系统的一些工艺和设备已不能满足油田生产高效、低耗要求 ,主要表现在以下几方面。(1)投产初期设计的低含水采出液进站先加热后沉降的集输工艺 ,到高含水开发期后 ,造成站内处理…     

原油交接过程中含水自动在线监测系统

在原油交接和贸易结算过程中,原油的含水化验和监测,越来越引起交接双方的重视。原油含水在线自动监测系统能有效地控制和捕捉瞬间含水率的变化,其对高含水监测的实时性可解决含水频繁变化带来的误差,保证交接计量的准确性和公正性,解决计量交接纠纷。     

新疆油田原油含水在线监测技术应用跟踪评价

基于射线法的FGH-S型原油含水分析仪是新疆油田公司采油一厂第一集中处理站实现原油含水率在线监测最重要的方式。通过回顾长达十四年(2002-2016)的监测数据,对其进行全寿命周期的应用效果跟踪评价。结果表明:FGH-S型原油含水分析仪适用于采油一厂第一集中处理站的在线含水计量。     

胡庆油田W#站外输管线防垢技术

1 .结垢原因分析Ｗ#站所辖油井共 10口 ,平均日产液 2 5 1ｔ,日产油 4 3ｔ ,综合含水 83% ,属胡七南块、胡十块和胡十三块三个区块 ,全站产出液经Ｗ#站外输、1#站阀组、 11#站阀组、 2 8#站阀组到胡二注集输站。1995年以来 ,Ｗ#站输送压力高达 1 0～1 8ＭＰａ ,输送压力高导致油井回压高 ,严重影响油井正常生产 ,同时对设备、管线、泵安全运行造成严重影响。经监测表明 :Ｗ#— 1#站— 11#站干线结垢是导致Ｗ#站干线输送压力高的主要原因 ,该段管线规格 φ114× 4ｍｍ ,长度 12 0 0ｍ。对Ｗ#站各油井及混合样、 1#站阀组混合样介质中离子成份…     

应用三相流数据进行产量核实

目前采油队原油计量一直依靠分离器人工计量气、液量, 人工取样化验含水的方式。该方式计量误差高, 给采油队原油产量考核带来很大不便。本文创新性地提出一种基于联合站三相流量仪计量数据的采油队分队产量核实方法, 进行分队产量核实。     

原油含水分析仪在线检定装置研发及应用

针对原油含水分析仍然采用蒸馏化验方法,需要现场采集原油试样,在实验室进行含水率分析,化验时间长,耗费人力、物力较多,不安全环保等现象,研发出的原油含水分析仪在线检定装置,可以快速、安全、准确地检测出原油含水率,并能检定多种类型的插入式原油含水分析仪的准确度;也可携带到现场用于检定工作中的原油含水分析仪,同时能配制0~100%各点的标准原油含水油样,模拟油田现场输油管线原油含水分析在线连续测量方式。根据目前现场的实际应用情况,该原油含水分析仪在线检定装置满足了油田发展的要求。     

凝析气井综合含水计算方法

凝析气藏综合含水计算目前沿用油藏开发的计算模式,是通过化验液相含水来进行的,未考虑天然气含水,气田的累产水则是这种方式计算下的累计值。从雅克拉凝析气田开发生产中发现,化验产水与实际产水数据存在较大的偏差,也导致后期动态数据的引用不符合实际情况。通过理论计算和高压物性实验数据推导,结合1998年四川石油管理局天然气研究成果认为,不能忽略天然气内的水,即凝析气田综合含水应该包括两个方面,液相含水和天然气含水,液相含水通过化验确定,天然气含水可以采用高精度的湿度测量仪器来测试。     

OWG-1000型三相流量分析计量仪在孤五联的应用

1.基本情况及存在的问题 孤五联合站担负着孤五区和垦利管理区的原油综合处理任务。随着油田的开发,综合含水不断上升,伴生气逐年减少以及稠油区块的开采,使得原油计量难度越来越大。部分稠油区块,含气量小,甚至无法计量。传统的原油计量方式一直依靠计量分离器人工计量气、液量以及人工取样化验含水,该方式存在着两大弊病:①人工化验工作量     

微波法油井含水在线监测技术研究与应用

信息化油田建设已成为大趋势,作为油藏开发关键参数之一的油井含水率,仍有依靠人工取样化验的情况,成为全面建成信息化油田的瓶颈。研究微波法油井含水在线监测技术,设计了一种油井含水监测装置,实时在线监测传输含水率数据,测量范围0～100%,绝对精确度在5%以内,在SD、ZC、NH、CX区块68口井成功应用。该技术清洁、安全、高效,对于油田开发具有重大意义,具有广阔的应用前景。     

含聚污水给普通含油污水处理带来的影响

聚合物驱油是油田进入高含水后期提高采收率的主要技术措施。萨北油田自 1995年开始注聚合物 ,已先后在北二西、北三西等 5个区块进行了聚合物驱油的开发和生产 ,目前聚驱产量已达到191 87× 10 4 ｔ/ａ。由于目前采用的聚合物配制技术 ,使采出的含聚污水不能回注原层系 ,只能回注到水驱基础井网和一次加密井网层系 ,这导致水驱井采出液均不同程度含有聚合物。 2 0 0 0年 10月 ,对195口水驱采油井进行抽样化验 ,平均见聚浓度为4 2ｍｇ/Ｌ ,最高见聚浓度达到 4 84 7ｍｇ/Ｌ ,严重影响了普通含油污水处理站的处理效果。1 普通含油污水处理站…     

特高含水井常年单管不加热集油技术

目前,萨南油田采出液综合含水为86·9%,已进入高含水开发阶段。随着井、站数量的增加,集输系统的总能耗也在上升。油田进入高含水开发期后,集输条件发生了变化,为进一步挖掘集输系统的节能潜力,提高企业经济效益,同时,为了获得特高含水阶段的最优集油方式,并确定合理的技术界限参数,萨南油田开展了特高含水井常年单管不加热集油现场试验,以探索特高含水期集输系统节能降耗的新途径。1·现场试验情况截止2004年底,大庆油田采油二厂已实施降温集油的转油站共34座,降温集油的油井2438口,分别占全厂转油站和油井总数的53·9%和53·2%。目前含水8…     

高含水后期采出液原油破乳剂评价方法

1 高含水开发后期采出液的油水分离特性对大庆油田六个联合站或中转站的来液现场取样 ,进行了采出液油水分离过程及稳定性试验。试验方法是将样品装入 5 0 0ｍＬ脱水瓶中 ,置于 4 5℃恒温水浴中静止沉降。试验结果表明 ,大庆油田高含水后期采出液的油水分离特性是 :(1)油水分离速度快。样品取出后 ,很快分为两层 ,上层是油相 ,下层是水相。(2 )采出液中油相含水率大都在 10 %～ 4 0 %之间 ,随时间变化不大 ,比较稳定 ;水相含油量变化较大 ,随着沉降时间的延长 ,水相含油量大幅度降低。2 高含水后期采出液原油破乳剂评价方法加入到高含水后…     

井口原油含水率在线直测装置研发及应用

针对油井井口原油含水率人工取样化验方式可靠性差、工作量大、不能实时反映井口原油含水率的变化趋势等弊端,研制出井口原油含水率在线直测装置。该装置采用电磁波透射法,通过传感器采集瞬时含水信号,经信号处理电路综合处理传输后,实现井口原油含水率的实时监测。经现场试验表明:该装置适用于含水率0~100%的油井,稳定性强,可靠性高,能够准确反映井口原油含水率的变化趋势,满足了油田单井生产精细化管理与数据动态分析的需要。     

大庆油田含油污水水质控制方法

大庆油田采油八厂现有水质处理站 2 4座 ,其中 ,污水处理站 4座 (其余 2 0座为清水处理站 ) ,建设规模为 0 5 8× 10 4m3 /d ,运行负荷为 0 5 1× 10 4m3 /d ,水质处理采用两级沉降、两级过滤工艺。2 0 0 0年以来 ,全厂污水水质不合格主要表现为悬浮物和腐生菌、铁细菌超标 ,     

稠油区块油井取样流程改造

孤岛油田西区、南区稠油油藏开发管理难度大,油井取样位置和方式较多,含水化验数据波动范围大,影响了基础资料的准确分析与应用.通过技术攻关,在计量站分离器进口立管上安装静态混合器后,油水充分混合,取样分析含水化验数据稳定,客观反映了油井的生产状况,为改善稠油井的资料录取探索出了一条新思路     

小型溢流沉降脱水罐脱水工艺技术

长庆油田进入高含水开采期后，所产伴生气量已不能满足油田各接转站、区块输油站和中间热泵站的燃料供应，而改用柴油做燃料，仅吴一华输油管线的4座热泵站，每天需17Zt柴油做13台加热炉的燃料烧掉，造成很大浪费。由于原油含水高而不能直接作加热炉的燃料油，因此研制了小型简     

科威特28号集油站工艺及公用工程系统分析

科威特西部ＧＣ2 7、ＧＣ2 8和传输管线生产设施扩建项目 ,是中国石油工程建设公司通过投标的方式 ,在国外承包的最大的ＥＰＣ总包合同 ,合同金额近 4× 10 8美元。包括原油处理能力为 90 0〔10 6 ｔ/ａ ,110 0〔10 6 ｔ/ａ的两座集油站和配套的各类站外管线 2 5 1ｋｍ。科威特西部生产设施扩建项目 ,投资巨大 ,设计要求高 ,难度大 ,代表了当今国外油田地面建设的技术水平。ＧＣ2 7、ＧＣ2 8两站相距2 0ｋｍ ,两站的平面布置及工艺流程基本相似。以下主要对ＧＣ2 8的工艺及公用工程系统进行介绍和分析。1 工艺流程分析(1)集输流程。单管密闭…     

不举升更换储罐下部壁板和底板的施工方法

1　旧罐腐蚀状况与大修施工准备东黄输油管线 (老线 )全长 2 5 1ｋｍ ,设东营首站、黄岛末站各一座 ,中间设寿光、丈岭两热泵站 ,各设旁接油罐 (2 0 0 0ｍ3)一座。该线于 1 974年 7月建成投产 ,1 986年 7月随着东黄复线的建成投产而停输封存 ,1 989年根据中国石化集团公司的布置 ,调整胜利原油流向 ,接收进口油上岸 ,决定东黄复线反输进口油 ,东黄老线重新启用输送胜利油至黄岛 ,这样寿光、丈岭两站的旁接油罐也同时重新投入运行 ,但由于在封存的 1 2年间并未进行过大修保养 ,经专业人员对其腐蚀情况进行全面检测 ,发现油罐底部腐蚀严重 ,并…     

玻璃钢管道在胜利油田采出水中的应用

胜利油田已进入高含水采油期，原油综合含水率越来越高，采出水量成倍增长，且采出水属高矿化度强腐蚀性水，矿化度一般为（0．6～5）×104mg／L。如辛三站污水矿化度高达48×104mg／L，氯离子含量达3×104mg／L。因而广利污水站投产两个月管道就出现腐蚀穿孔，平均每四天就有一处穿孔。广利、辛三两座污水站采用玻璃钢管道后腐蚀穿孔得到缓解。现河污水站的污水矿化度高达3×104mg／L，采用钢管投产后3个月穿孔，运行1年不得不停产；而改换玻璃钢管后运行2年仍无穿孔。玻璃钢管具有耐腐蚀性强、水力特性好、重量轻、使用寿命长等特点。