坑含水稠油脱水工艺的经济分析

高含水稠油脱水工艺采用二次加热的脱水方法,一段脱水能耗浪费严重为了降低生产成本,提高经济效益,在室内脱水试验的基础上,提出了一般预脱水,二段热化学沉降脱水工艺。该脱水工艺已于１９９６年在辽河油田欢四联合站实施应用。文中以鸡四联合站为例,就其热负荷进行计算,并对热化学沉降脱水,电化学沉降脱水与预脱水的脱水工艺进行了经济分析。     

原油脱水优化方案设计研究

针对砂岩油藏在高含水期间古一联合站超负荷运行状态下原油脱水工艺问题,重点研究了含超细泥砂原油的脱水工艺。研制了低温破乳剂,并进行了现场沉降应用试验,总结出了适合古一联合站原油低温(50℃)脱水的工艺条件。结合古一联合站的生产实际和存在的问题,对两种不同处理方案进行了对比,提出了利用现有原油沉降脱水废油罐、增设三相分离器、取消电脱的分开处理工艺,彻底解决了含泥砂原油处理和超负荷运行的难题。     

原油脱水工艺的合理组合

原油脱水工艺有化学脱砂、聚结沉降、电脱等多种工艺，在简要阐述了这些工艺的内在基本原理以及相互之间的合理组合之后，从中得出与“ＪＤ－Ｉ型机电脱水器”［１］一文的两点商榷意见：①聚结沉降脱水不应设计在电脱水之后；②高含水原油的分段脱水以两段为宜     

稠油高压高频电脱水技术试验研究

稠油脱水普遍采用两段热化学沉降脱水工艺,该工艺运行稳定,脱水效果好,但存在脱水时间长,占地面积大、加药量大、热能消耗高等问题。为降低稠油脱水成本,辽河油田开展了高压高频电脱水技术试验研究,采用高压高频电场代替化学药剂破乳,其技术路线为两段电脱水工艺,一段为不加热电场破乳,二段将加热与电场破乳相结合。经现场中试试验得出:原油进口含水率为50%～90%,一段脱水温度为50～60℃时,一段原油出口含水率为6%～12%;二段脱水温度75～80℃时,原油出口含水率≤1.5%。试验结果证明,高压高频电脱水技术应用于普通稠油脱水效果较好,与热化学沉降脱水工艺相比,吨液处理成本降低50%。     

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。     

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。     

93#处理站加药工艺改造

重油开发公司集输联合站原油脱水采用热-化学沉降脱水。在原油脱水处理过程中,正相破乳剂的加药工艺是影响原油脱水效果的重要因素之一。目前,集输联合站主要采用一段加药方式,这种加药方式正相破乳剂在一段沉降罐的浪费多,为了降低破乳剂的消耗,集输联合站提出加药工艺改造方案,将93#处理站原来一段加药工艺改为二段加药工艺,提高正相破乳剂的利用率,降低药剂单耗,达到控制生产成本的目的。     

高含水稠油脱水工艺的经济分析

高含水稠油脱水工艺采用二次加热的脱水方法,一段脱水能耗浪费严重。为了降低生产成本,提高经济效益,在室内脱水试验的基础上,提出了一段预脱水、二段热化学沉降脱水工艺。该脱水工艺已于１９９６年在辽河油田欢四联合站实施应用。文中以次四联合站为例,就其热负荷进行计算,并对热化学沉降脱水。电化学沉降脱水与预脱水的脱水工艺进行了经济比较。采用预脱水和热化学沉降脱水工艺,每年可节的燃料油近８０６７ｔ,则可节约资金８８７．３７万元,取消了电脱水器并减少了脱水泵的运行台数。经计算,每年可节约人民币 ８８７． ３７ 万元。     

高频聚结油水分离技术装置在油田生产中的应用

针对油田联合站来液含水高、乳化严重、性质复杂、导电性强和稳定性差,常规分水器油水分离效果下降,油出口含水上升,导致外输原油含水指标达不到设计要求,油田联合站油水处理系统综合能耗升高等问题,提出了采用高频聚结油水分离技术装置这一新型原油脱水装置,介绍了高频聚结油水分离技术工作原理、技术特点、现场应用情况,并对应用效果作了分析。实践证明,高频聚结油水分离技术装置具有原油处理流程简化、处理时间大幅缩短、油水分离效果好、节能减排效果明显等优点,它完全能满足高聚合物含量、高含水率、高乳化原油、高导电性等油井采出液的高效低耗原油脱水技术要求,具有良好推广应用价值。     

高粘稠油脱水工艺新流程

冷家油田的原油由中粒、低粘、高粘稠油和特粘稠油组成，高粘稠油占总量的63．8％，混合后的原油粘度（50℃）仍在1500InP·8以上，属高粘稠油范围、辽河油田的稠油处理站脱水方式大部分采用稠油掺稀油加热降粘二段脱水工艺，一段为热化学沉降脱水，二段为电脱水。针对冷家油田高粘稠油的实际特点，辽河油田设计院进行了反复的室内试验，提出了一套高温电化学二段加热一段脱水的工艺流程。其要点是高温，二段加热后的脱水温度为85℃，以降低原油粘度和增大油水密度差。其流程概要如下：原油进一段加热炉升温后，进入脱水缓冲罐，使破乳剂充…     

欢四联合站高含水稠油脱水工艺改造

随着稠油含水率的升高,稠油进入高含水开发期,其脱水工艺费用大幅度升高,导致稠油脱水处理成本增长,针对此情况,辽河油田采用了进站预脱水和热化学沉降脱水工艺,取消了一段加热炉和电脱水器,降低了稠油脱水的费用.该工艺在辽河油田的稠油联合站得到推广应用,每年可节约稠油脱水处理运行费用5000万元以上.     

锦16块二元驱原油脱水集输系统研究

为确保辽河油田锦16块油藏持续有效开采,已转变开发方式,开展二元化学驱三次采油工艺试验。转变开发方式后,原油物性发生变化,原地面集输系统无法适应新的开采模式。通过大量室内实验研究,确定出新集输系统的脱水技术,即二段大罐热化学沉降脱水技术和二段电化学脱水技术,并确定相应关键技术参数。现场试验表明,两种脱水技术均可满足化学驱原油脱水工艺需要。同时,提出3个原油脱水工艺方案,通过对比分析,优选方案3为最佳脱水系统。     

立式静电聚结器在油田联合站的试验应用

近年来,三次采油和酸化压裂等增油措施导致某油田FY联合站进站原油乳化严重,造成传统的重力沉降分离工艺脱水困难,外输原油含水经常超过0.5%的指标要求,严重影响了油田生产。因此,开展了新型静电聚结器室内试验及现场试验,探讨新型静电聚结器现场工业应用的可行性。介绍了试验流程、试验过程及试验结果,现场试验结果表明:立式静电聚结器最优电场强度为386.3k V/m,且当入口含水率低于30%、温度为60℃、沉降时间为2h时,装置油出口含水率≤0.5%,满足外输要求。     

克拉玛依油田81号集中处理站技术改造

介绍了克拉玛依油田最大的联合站——81号原油集中处理站的不断更新改造过程。原设计系统流程不完善，原油脱水不合格；设备严重老化；站内存在诸多不安全因素。对站内的问题进行了原因分析，并提出改造前流程框图，对该站进行了彻底改造。采用大罐沉降脱水除砂，新建大罐抽气装置，采用热能回收、无级变频调速等多种技术。经技术改造后效益明显，增强了流程可靠性，提高了自动化水平，并降低了能耗。     

孤岛油田采出液处理工艺的改进

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。     

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。     

管道破乳热化学脱水工艺应用研究

对吉林油田乾安采油厂中心处理站(联合站)脱水系统实行的远程加药、管道破乳、热化学沉降脱水工艺方案效果进行了总结及分析,提出了对管输含水油进行处理的配套技术,论证了这一工艺方案在油田地面产能建设和工程改造中应用的可行性。另外,对行业标准《原油热化学沉降脱水设计规范》的个别条文规定提出了修改意见和建议。     

孤东油田原油脱水工艺

孤东油田现有联合站4座,原油脱水基本上采用热化学沉降、高压交直流电脱水和污油回掺工艺。孤东油田综合含水达到94%以上,已进入特高含水期,原有的脱水工艺已难以适应要求。1孤东集输系统现状孤东油田原油脱水处理工艺整体设计是以一号联合站为中心,东二、东三、东四联合站为卫     

孤东油田集输系统技术分析及提高效益策略

孤东原油处理系统现有联合站4座,目前原油处理生产工艺以东一联为中心处理站,其它3座联合站为卫星站.即经过其它3座联合站初步沉降处理以后的原油再进东一联进行集中处理,污水经过各联合站多级处理合格后就地回注.从长远角度考虑,对于像孤东油田等导电性较强的原油进行高频电脱水,有必要以4个联合站为依托,建立4座老化油处理站,对全厂的老化油进行集中处理,杜绝其在原油脱水工艺中进行循环,从而降低油气处理费用,提高经济运行质量.     

油田原油脱水工艺技术(三) 第三讲 原油脱水的主要设备

原油脱水设备在原油脱水生产过程中占有重要地位,设备结构的合理与否直接关系到脱水装置的建造费用和产品质量,以及生产运行成本,进而影响原油脱水生产总的经济效益。原油脱水所需的设备多种多样,诸如增压设备、加热和换热设备、加“药”设备、搅拌设备、沉降分离设备、电聚结设备及供电设备等。这里仅简明介绍专业性较强的沉