江河联合站原油密闭处理工艺的改进

江河联合站担负着河南油田60%原油的密闭集输处理任务和90%原油的稳定外输任务。随着原油含水的不断升高,传统的二段加热原油密闭脱水工艺已满足不了生产的需要。1987年虽对脱水工艺进行了改进,实现了低温脱水,但到1989年,整个原油密闭处理系统仍处于超负荷运行(原设计处理能力为100×10~4t/a,实际已达到135×10~4t/a,综合含水达到     

稠油脱水工艺技术研究与应用

油田开发到中后期,原油黏度增加,采出液含水上升,进入联合站液量增加,造成地面工艺设施超负荷,油水处理效果差,不达标;原油脱水能耗高、运行成本高等问题。开展稠油脱水工艺技术研究,采用进站原油预脱水,一段热化学脱水,二段电脱水工艺,解决了上述问题,取得了较好效果。     

古一联原油脱水工艺简化优化技术研究

通过对古一联原油进行物性分析、室内沉降脱水模拟试验、站及站内用能设备的能源利用率测试,分析出了古一联运行能耗低的原因,制定了满足生产需要、能源利用率高的原油脱水工艺方案。     

分区低温化学沉降脱水工艺研究

高升采油厂3个作业区采用原油混合进联合站加温加药的热化学沉降脱水生产工艺.随着原油含水的不断升高,出现油品性质不稳定及脱水困难,加热混合原油时天然气浪费大等问题.提出了分区进站加药,低温化学沉降脱水的工艺,通过实内实验,并在合作开发区进行现场应用,见到了很好的效果.     

稠油采出液管式预脱水工艺技术研究与应用

随着油田开发到中后期,采出液含水逐渐上升,进入联合站液量增加,造成地面工艺设施超负荷,油水处理效果差;原油脱水能耗高、运行成本高等问题。开展稠油采出液预处理技术研究,采用管式预脱水工艺技术,解决了上述问题,节能降耗效果明显。     

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。     

文一联合站分线计量工艺

分线计量工艺技术的研究与应用，一是为了满足采油队对原油产量承包进行考核的要求；二是因为文一联合站沉降脱水设备超负荷运行，分离效果差，自动化仪表不能长期平稳地运行，且能耗大，处理后产品质量不稳定。因此，对文一联合站及所辖油气集输系统进行技术改造。经过几年的现场实践。探索出一条既能满足油气密闭处理要求，又能实现分线计量。流     

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。     

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.     

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。