北三台联合站原油处理系统的改造

北三台联合站原油处理系统改造前工艺复杂,设备老化,处理稳定性差,能耗高,无法保证原油处理系统安全、高效运行.通过节能降耗方面的技术改造,优化处理工艺,将原油处理系统中三相分离器、加热炉和电脱水器3种处理设备改造成集油气水分离和热电化学脱水为一体的高效多功能原油处理器.改造后的原油处理系统处理规模为每年20×10 4t,能耗降低了53.8%,破乳剂费用降低了11.6%,年节约成本229.5万元.     

板桥联合站原油脱水工艺优化研究

为了解决大港油田板桥联合站"油气分离器+沉降罐+热化学脱水器"三段脱水处理工艺存在的处理流程长、能耗高、设备腐蚀严重的问题,运用三种成熟的二段原油处理工艺对板桥联合站的原油处理工艺进行优化研究对比,最终优选出"三相分离器+沉降罐"的二段原油处理工艺。该工艺方案相对投资最少,可节约工程改造投资约200万元,因原油脱水的加热负荷大幅降低,运行成本降到最低。改造实施后,不仅缩短了工艺处理流程,节约了设备占地面积,而且降低了加热燃料天然气的消耗,年节约天然气218×104m3,约为原耗气量的1/5,达到了联合站提质增效的目的。     

冀东油田老爷庙联合站建设工程工艺技术

老爷庙联合站建设工程是冀东油田目前集油、气、水处理和原油储存、外输为一体的功能最全、自动化程度最高的油气处理工程,工程总投资6．53亿元。老爷庙联合站的油气分离脱水工艺、原油稳定及天然气处理工艺、污水处理工艺技术先进,装置间充分利用了原油稳定装置和天然气处理装置的热量和冷量,总能耗为558．3MJ/t．领先国内先进水平。文章详细介绍了上述工艺流程及其技术特点。     

三相分离器现场试验及应用评价

现有原油处理流程烦琐 ,能耗大 ,成本高。试验表明 ,采用高效油、气、水三相分离器优化原油脱水工艺流程 ,可以达到简化流程、降低原油处理成本的目的。经在八里庄油田里一联合站应用 ,单站年效益达 70万元。     

老君庙油田地面集输注水系统优化技术

以老君庙油田集输注水系统改造工程为例,根据老君庙油田现状及实际存在的问题,介绍了老油田调整改造的简化优化方案。老君庙油田集输注水系统改造工程充分利用油品性质好、原油含水高、地形南北高差大的特点,通过综合应用树状串管不加热集油工艺、单干管稳流配水工艺、无线遥测技术、非金属管材、油气混输泵、高效柱塞泵等先进技术,实现了集输、注水站场一级布站,原油损耗、吨油能耗大幅度降低,用工降低明显,其经验可供老油田借鉴、参考。     

扶余油田调整改造优化简化工艺技术研究与应用

扶余油田综合调整改造工程是中国石油老油田调整改造的重点工程,通过采用不加热集输技术,低温原油脱水和低温污水处理技术,优化总体布局,3座联合站合为1座,26座接转站减少为5座;优化站内平面布局,在原站内保证老系统正常生产的同时完成工程改造;通过调整改造,优化简化了工艺,降低了投资和运行成本,达到了节能降耗的目标.     

辽河油田开发后期稠油脱水工艺的改进

随着稠油开采进入中后期,辽河油田脱水工艺主要存在加热能耗需求大、工艺系统抗干扰能力差、老化油产生量大处理困难、加热系统热效率低、成本高等诸多问题。针对上述问题,开展了稠油常温破乳脱水工艺、燃气相变加热炉替代燃煤锅炉、研发老化油处理工艺等技术改进。现场实施工艺改进后,油田加热能耗降低了65%;加热成本由5.09元/吨降至2.51元/吨;污水系统老化油日产生量由120 m3下降到60 m3,污水含油量由2 451 mg/L降至290 mg/L;脱水后老化油含水由50%降至3%~5%。     

原油脱水站工艺技术改造及节能效果分析

针对两座脱水站存在工艺不完善、设备负荷率低、设施老化、运行能耗高等诸多问题,以解决生产运行问题、降低生产能耗及运行成本为目的,依据开发预测,以"统一布局、合理缩减处理规模,简化工艺、降低系统生产能耗"为技术改造原则,将脱水站A改造降级为放水站,简化工艺,减少了运行设备数量及劳动定员人数,同时充分利用了脱水站B的工艺设备,提高了区块脱水系统设备运行负荷。改造后,确保了两座脱水站低耗、高效、安全、平稳运行,节能降耗效果显著,提质增效突出。     

吉7稠油电脱密闭处理解决方案与应用

吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,原油处理采用“两段热化学大罐沉降”工艺,存在处理工艺不密闭、处理流程长,油气损耗大的问题。吉祥联合站原油处理系统额定功率10 000 kW,油气损耗率达0.02%,年耗损油气约900 t。为优化简化原油处理工艺,减小油气损耗,实现密闭处理和在线动态交油,进行了联合站原油电脱密闭处理现场试验。油水界面调节技术和竖挂极板组合电场脱水技术的成功应用,确定了吉7稠油电脱处理最佳时间为1.6 h,电脱水处理可将脱水温度由85℃降低到75℃,破乳剂投加量由240 mg/L优化到160 mg/L,年节约药剂成本46万元。电脱橇处理后原油含水率可稳定控制在2%以内。吉7电脱处理工艺为同类型稠油短流程密闭处理提供了技术支撑,为降低稠油脱水处理能耗和成本,减小VOCs排放提供了技术思路。     

联合站应用低温预脱水工艺节能潜力分析

随着油井综合含水的上升,油田面临着水、电、气等所用能源紧缺的局面。由于油水比例的变化,使联合站进站原油的集输系统工艺不适应现有的发展,导致进站提温效果差、能耗高等问题。联合站借助于原有工艺设施进行低温预脱水工艺改造,实现进站来液加热前的油水初步分离,减少进站加热炉加热负荷,每年可降低生产运行成本150万元以上。     

油田联合站工艺创新及技能创效探讨

联合站作为油气集输系统的一部分,是油田生产的重要环节。随着S油田进入开发后期,采出液含水率上升,驱油工艺多样,采出液成分越来越复杂,导致联合站油水处理难度不断加大。为此,对S油田联合站处理工艺进行全面分析,通过精准地控制工艺参数,精细设备设施现场管理,优化用能。即利用现有设备设施、工艺流程,改造二次沉降油罐工艺流程;研制加热炉配风比例阀降低能耗;在油罐浮动出口增加原油沉降次数;利用闲置分离器提高天然气净化水平。通过上述措施可优化联合站处理能力,完成联合站生产指标,同时能够节能创效。     

集输系统耗能冈素分析与节能技术

介绍了孤岛采油厂集输系统联合站原油处理工艺,对联合站能耗分布及影响能耗的因素进行了分析,对采取的各项节能措施及效果进行了总结,为工艺相似的联合站的节能改造起到了借鉴作用.     

集输系统耗能因素分析与节能技术

介绍了孤岛采油厂集输系统联合站原油处理工艺，对联合站能耗分布及影响能耗的因素进行了分析，对采取的各项节能措施及效果进行了总结，为工艺相似的联合站的节能改造起到了借鉴作用。     

SUPCON JX-300X控制系统

1·工程概况塔里木油油田轮南联合站400万吨原油稳定处理装置于1997年投产,原装置主体设备是从美国德莱赛兰公司引进,该装置主要由六台离心泵和两台螺杆式压缩机等设备组成。400万吨原油稳定装置是将联合站来的原油进行原油稳定,把分离出的轻质和天然气进行压缩、分馏处理,生产     

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.     

西北油田三号联合站外输气量突破10亿立方米

<正>建厂十年,西北油田采油三厂三号联合站已累计处理原油达4479万方,外输气量达到10.2亿立方米,实现连续4965天零污染、零伤害、零事故的HSSE目标。三号联合站位于塔克拉玛干大沙漠北部边缘,建成投运后原油年处理规模360万吨。先后获得中石化"四星级站库"等荣誉,也是拥     

降低南堡联合站运行能耗分析

冀东油田油气集输公司南堡联合站装置运行的高能耗、低效率成为制约厂站推行精细化管理进一步发展的瓶颈,开展能耗分析、调整运行模式、进行工艺改造,提高运行效率势在必行.通过对南堡联合站整体能耗情况的研究,在保证厂站正常生产运行的基础上,提出了调整压缩机运行模式、降低原油外输温度、停运火炬长明灯系统等6项节能合理化建议,并在此基础上做出了节能分析.通过全面推行合理化建议,进行能耗对比,节能效果显著.     

老化油离心分离技术在油田联合站的应用

针对XM油田联合站老化油物性差,热化学处理难度大,严重影响联合站正常运行的问题,开展了老化油离心分离技术的试验和应用。操作流程为:投加100mg/L破乳剂后升温至65℃的老化油经卧螺离心机和离心分离机二级处理,在高速离心和破乳剂的作用下,实现老化油中的固体杂质、油和水分离。老化油经处理后原油水含量为0.2%、污水油含量为286.9mg/L、污泥含水率为32.2%,废渣含水率为1.9%,各项指标均能达标,满足生产需求。离心分离装置现场运行综合费用为9.8元/t,且系统稳定性好,提高了原油商品率,有利于环境保护,经济效益显著,具有广阔的应用前景。     

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。     

浅谈王场联合站注水系统优化改造

在江汉油田原油开采过程中,注水是一项非常重要的工作,对原油产量起着至关重要的作用。王场联合站于2007年改造投产运行,担负着江汉油田60%的污水回注任务,注水系统有大功率注水机泵及配套设备十三台,年回注量230多万方,全站采用先进的微机监控、工艺等技术,是江汉油田规模最大、技术含量最新的注水站。从优化工艺运行方面提出了一系列改造措施,以达到降低系统能耗的目的,在实践中取得了较好的效果,为其他区域优化改造提供了宝贵经验。