回收油对复合驱原油脱水的影响及处理技术

三元复合驱回收油性质复杂,乳化程度高,且含有铁的硫化物等机械杂质,进入电脱水器后,可造成电场强烈放电,甚至垮电场,影响电脱水的平稳运行。针对污水沉降罐回收油对脱水系统的不良影响,在回收油性质研究的基础上,开发了污水沉降罐回收油热化学脱水工艺及配套设备,在加药浓度200 mg/L、沉降6 h、加热温度70℃条件下,复合驱污水沉降罐回收油经单独处理后,油中含水率在0.5%以下,实现了回收油的达标处理。     

提高油田脱水系统脱水质量

1.大庆油田脱水工艺现状目前,大庆油田油气集输脱水部分在用的主要工艺流程是:来液加药后先进入游离水脱除器,脱后含水油(含水15%左右)进入电脱水器,游离水脱除器、电脱水器脱后污水进入污水沉降罐,污水经沉降后去污水处理站。2.影响脱水水质的因素分析影响脱水水质的因素很多,     

联合站沉降罐收油新方法探讨

目前大庆油田联合站污如沉降罐顶部浮油的回收主要是采用人工定时收油的方法，这样易造成收水过多、对电脱水器冲击较大等结果，浪费了大量电能、破乳剂等。本文提出采用控制污水沉降罐液位和油水界面，实时回收污油的方法，具有较大的经济和社会效益。     

降低硫化物对原油脱水系统影响的措施

在联合站脱水系统中,相继出现了因黑过渡层引起电脱水器运行不稳,引发脱水变压器可控硅硅板穿硅和控制柜电源保险烧坏等事故,影响原油的输送和设备的正常工作,甚至导致全站停输。采用容器内油水界面控制、加强容器放水、控制好脱水各段含水、改进污水沉降罐老化油回收方法等措施可消除硫化物的影响。     

外围油田简化原油脱水工艺

简易电脱水器外壳与地连接,形成电脱水器的外电极,中间的钢管或平板电极作为电脱水器的内电极,在内外电极之间施以高压电场。当含水原油通过此电场时,在电场力的作用下,原油乳状液得以破乳,被电破乳后的含水原油进入沉降罐进行聚结沉降,使含水原油的脱水过程分两步进行,即含水原油先在简易电脱水器内进行短时间的电破乳,再进行沉降脱水,使脱后油含水在0．5％以内。这样不但减少了脱水设备的投资,同时简化了脱水工艺流程。     

通过自动控制方式提高油田污水水质

随着油田开发的逐步深入,目前大庆油田已进入水驱、聚驱同步开发阶段,采出液成分复杂,污水处理难度加大,经济有效而又合理地处理污水资源并实现原油高效回收,是油田发展需要重点研究的课题。为有效减少老化油形成,改善沉降出水指标,保证系统安全平稳运行,通过工艺改造、控制改进、参数整定等方式,开发出一套基于游离水脱除器、电脱水器单罐界面与压力的双参数智能控制脱水系统,以确保脱水、沉降系统压力平稳,同时实施沉降罐全过程自动连续收油。自动控制系统以集中监控为基础,兼顾原油脱水和沉降除油单元的协调控制,可有效降低员工劳动强度,提高系统稳定性,为数字油田向智能油田迈进提供技术支撑。     

污水沉降罐过渡层组分分析与治理方法

大庆油田聚喇360污水站沉降罐过渡层厚度不断增加,占据了沉降处理空间,造成沉降罐放水含油量和悬浮固体含量超标,影响回注水水质。对沉降罐内不同液位高度介质进行取样和测试,确定沉降罐内的油水过渡层除含有原油和水外,还含有大量硫酸盐还原菌和硫化亚铁微粒。采取在沉降罐进水中投加杀菌剂压缩沉降罐油水过渡层,在沉降罐上游的三相分离器和游离水脱除器进液中投加油水分离剂降低沉降罐进水含油量,在污水处理站回收沉降罐上部污油期间增加脱水站游离水脱除器进液中的油水分离剂剂量,并在电脱水器进液中临时投加可抑制电脱水器油水过渡层的二段破乳剂的措施,将沉降罐内油水过渡层的厚度从3 m降低到1 m,沉降罐放水含油量降低到100 mg/L以下。     

提高原油脱水质量的认识及措施

曙光油田曙一联合站的脱水部分,有一座5000米~3的沉降罐,3台规格为φ3000×15300毫米的电脱水器。1号电脱水器试投产使用后,净化油和污水的质量都不合格,处理量也很低。为了解决这个问题,由曙光油田采油单位和辽河设计院组成试验小组,深入现场调查研究。结果发现,影响曙一联合站原油脱水质量的主要因素,是电脱水器的电极层数和沉降罐的内部结构。本文就这两个因素谈点认识,介绍所采取的措施。     

稠油脱水过程中热能的综合利用

稠油采用二次加热的脱水方法，脱出的污水温度较高，为了充分利用污水热能，将电水器脱出的高温污水回掺至沉降罐的回掺脱水流程，和回掺至维温沉降罐的维温流程，经计算可以分别节省燃料油５００ｔ／ａ３０００ｔ／ａ。     

对电脱水器进口含水要求的不同看法

一些有关油气集输的文献都认为,电脱水器的进口含水应控制在１５％～３０％为宜,含水过低,不利于电泳聚结和偶极聚结。笔者从事现场脱水管理工作１２年,实践证明这一理论至少不是普遍成立的。笔者管理的脱水工艺为电化学两段脱水,一段脱水为大罐沉降脱水,二段脱水为直流电脱水。１９８７年以前,电脱水器的进口含水较高,在２０％～２５％之间,电脱水器运行不正常,经常跳闸,常发生交不出合格油和重新回脱的现象。１９８７年,笔者对一段脱水工艺的缓冲罐进行了改造,提高了出油日,底部能够放水,使电脱水器的进口含水、加热炉耗气…     

电容液位计在原油脱水沉降罐油水界面上的应用

一、原油脱水沉降罐油水界面控制的意义及方法高含水原油在集输过程中,大量的水份将在沉降罐中沉降下来,从而形成油和水的界面。自动放掉污水并使油水界面稳定在需要的范围内,是保证电脱水器正常工作,生产合格产品即净化原油的一个重     

延迟焦化乳化废水破乳工艺研究

通过大量试验，选择了合适的破乳剂和破乳工艺路线，避免了产生回收油成分变化，形成了大量凝聚体的问题，较好地解决了乳化含油含硫污水的预处理，不确保了后道处理工序正常运行，同时最大可能地回收了废水中的油，取得了很好的经济效益。     

污水收油装置的改进

1．问题的提出 孤岛油田孤一联合站污水站目前担负着日均20000m^3的污水处理任务，管理着4座2000m^3污水沉降罐和2座1000m^3污水缓冲罐。近年来，注聚面积的扩大，使进入联合站的油品品质发生了变化，油水分离过程需要的时间越来越长。油站的几个沉降罐虽然能处理大部分的油，但是输入污水站的污水含油比以前增加很多，由于收油不及时，致使大量的原油积聚在污水罐中，不仅对外输污水水质产生不良的影响，也不利于油水分离，白白损失不少原油，以前的污水罐收油系统已不能满足生产要求，因此需要进行一些改进。     

污水沉降系统污油处理工艺

目前,大庆老区油田脱水站中电化学脱水段负荷率普遍较低,一般可以利用其中1台电脱水器作为污油热化学脱水器,污油经加热炉升温后可进此电脱水器,但不通电,实际上电脱水器仅作压力沉降罐用,可降低设备投资而且减少电量消耗。采用热化学处理工艺可节约大量能源,根除带来的环境隐患,同时解决了原油脱水后净化油含水超标问题,减轻了集输系统压力。     

洼38稠油高温脱水现场试验

以室内试验数据为基础，对洼３８稠油进行了纯化学高温脱水现场试验。现场试验结果表明，油中含水为１９％－２０％，加入３０ｍｇ／ＬＫＹ－６高温破乳剂，脱水温度９５－９８℃（停运电脱水器）的条件下，可使净化油含水达到０．２％－０．８％，污水含油小于０．３％。并找出了最佳脱水温度下的原油粘度范围是５０－６０ｍＰａ．ｓ。最后，还对影响稠油高温脱水的主要因素：脱水温度，破乳剂类型及用量进行了分析研究。     

用于排放沉降罐底部污泥的负压排污器

针对目前油田污水沉降罐罐底沉积污泥排放效果差 ,含油污泥影响污水处理质量及污水净化系统的正常运行 ,造成污水回注污染注水井地层等问题 ,研制出了能有效排放污水沉降罐沉积污泥的负压排污器。经 12 3套负压排污器在 13个沉降罐的现场应用证明 ,采用负压排污器排放罐底沉积污泥 ,能增加罐底沉积污泥的排放压差 ,增大排出液流速 ,提高排泥效果。安装时不用改变污水沉降罐内部结构 ,也不需另加设备 ,投资费用少 ,安装简单 ,操作方便 ;使用负压排污器 ,可提高油田污水处理质量 ,减轻过滤系统的处理载荷 ,减少污水回注对地层的污染     

孤东油田东一联合站原油脱水设施内油水过渡层的分析与处理

采用离心法和汽油-水联合洗涤法分析了孤东油田东一联合站罐底回掺油油水过渡层的含量及组成。罐底回掺油油水过渡层体积分数为4.4%,杂质体积分数为1.0%,这两种物质具有稳定原油乳状液的作用。对回掺油进行了温度为60、70、80、90℃破乳脱水试验,试验结果表明,增大药剂量、提高温度、延长沉降时间均不能使油水完全分离。针对回掺油的性质,研制了9-19复配破乳剂,在温度为60℃,单级沉降6 h时,原油含水率小于30%,满足了污水进入电脱水器含水率不大于30%的要求,保障了电脱水器的正常生产。     

胶态硫化物和杂质的产生原因及祛除方法

大庆油田北二联是胶态硫化物含量较高的一座联合站，目前日处理采出液量30000m^3，日输原油3000t左右。多年来，北二联电脱水器一直不稳定，经常出现电场电流过大的现象，系统中采出液稍有波动即出现电脱水器电场被冲跨现象。长期以来由于电脱水器的不稳定，大大增加了员工的工作强度和正常的原油外输。影响电脱水器正常工作     

头台油田老化油回收处理工艺技术

随着大庆头台油田开发进入高含水阶段,开采及输送方式改变,老化油量逐年增多,处理难度不断加大,制约着油田正常、高效生产。为解决大庆头台油田老化油处理工艺不够完善的问题,在对头台油田老化油进行物化分析的基础上,通过实验研究影响老化油乳化稳定性的主要因素,并根据其稳定机理以及头台油田老化油处理工艺技术现状,对头台油田原有的老化油回收处理方式进行了改善:以污水沉降罐内安装浮动式收油装置代替原有的收油槽式固定收油工艺,将脱水器工作压力提高到0.25 MPa,脱水温度提高到60℃,破乳剂加药量控制在230kg/d以及合理控制收油量。经过现场实际应用,取得了较好的效果。     

油田污水沉降罐收油工艺改造技术

据统计，大庆油田采油八厂每天有1875m^3的污水外排，随着含水的上升，污水外排问题日趋严重。增加污水处理系统缓冲能力，将多余的污水消化在站内，是治理油田污水的重要手段。针对立式污水沉降罐在生产中存在高液位运行缓冲能力小和不连续收油造成污油老化影响收油效果和水质等问题，