孤东油田降低原油外输含水的措施及设想

孤东油田原油生产已进入特高含水生产期,原油综合含水逐年上升,目前综合含水已达到94％,原油的乳化程度越来越高;近年来,随着孤东油田三次采油工艺的应用,其产出液严重影响原油沉降分离和电脱水处理工艺的正常运行,造成了孤东原油外输含水逐年上升,本文重点讨论降低孤东油田外输油含水所采取的措施。     

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     

广利站净化油罐底水排放流程的改进

1 生产概述胜利油田广利联合站始建于 1983年, 担负着整个广利管理区的原油处理及外输任务, 年处理液量 200×104m3。随着广利油田开发时间的延续,原油含水逐年上升, 加之设备、管线腐蚀严重, 给生产管理、成本控制带来很大的困难。净化油罐作为联合站的主要生产设备, 其功能是     

聚驱采出液电脱水技术

采油三厂聚北十三联合站是第1座为处理聚合物驱采出液而建的联合站,该站采用单独处理工艺流程,设计规模为5206t/d。一期工程建有4×16m平挂电极复合电脱水器3台,经过几年的现场试验、摸索、改造和研究,经历了由平挂改为竖挂,由交流改为直流运行的过程,使聚合物驱采出液电脱水技术基本成熟。电脱水是处理采出原油净化处理的一个重要环节。当一段脱后原油含水满足竖挂电脱水器的进液要求时,竖挂电脱水器比较适合于聚合物驱采出液的处理,并且直流供电方式优于交流供电方式。     

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。     

新型低温高效破乳剂的研制与应用

以多胺、多元醇聚醚为主要成分,用交联剂进行交联扩链,研制出适合孤东#联合站原油物性和油水处理工艺的低温高效破乳剂SLDE-01.室内评价表明,SLDE-01破乳剂在脱水率、脱水速度、油水界面等指标均明显优于MPR-2.矿场试验结果表明,SLDE-01破乳剂对孤东4#联合站原油破乳沉降脱水效果显著,加药量由250降至200 kg/d,外输油含水基本控制在10%左右,满足现场要求,解决了孤东4#联合站原油脱水难题,并且年节约资金79.38万元.     

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。     

含聚合物采出液三相分离器的研制

针对油田开发进入高含水期含聚合物采出液分离处理难度大的问题,介绍了采用迷宫整流板结构在三相分离器内进行整流,使油气流动平稳,消除了紊流。利用微涡流原理,加速油气、油水及油砂的分离;采用不锈钢波纹板填料,对原油中的水滴和污水中的油滴进行聚结;采用斜板聚结分离填料缩短油水的迁移距离,提高分离效率。新研制的含聚合物采出液三相分离器在孤四联合站进行了不同处理量和不同药剂以及不同加药量下分离效果的现场试验。试验表明含聚合物采出液三相分离器可以满足高黏、起泡、含聚合物稠油的分离处理要求。     

不加热集油技术在大庆高含水油田中的应用

大庆油田已经进入高含水采油期,导致原油集输热力系统自耗天然气呈上升趋势.为最大限度地节约能源,降低原油生产成本,开展了喇萨杏水驱高含水油田不加热集油节气技术研究.2007~2011年,在现场试验取得较好效果的基础上,低温集油技术在大庆油田大规模推广,先后有42座联合站系统、392座转油站系统和37200口油井实施了采出液低温集输处理工艺技术,累计节约天然气6.57×108 m3,取得经济效益10.58亿元.     

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。     

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…     

孤东小井距复合驱采出液预处理试验研究

复合驱采出液的处理是复合驱油工艺的配套技术，本文分析了孤东小井距复合驱采出液对孤东一号联合站原油脱水的影响，介绍了孤东小井距复合驱采出液顶处理工艺流程，化学处理剂评选及预处理现场试验中取得的明显效果，复合驱采出液预处理是有效的，可行的。     

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.     

高矿化度油田采出水生物处理技术

针对石南13#站采出水特点,筛选出了相应的优势菌种,提出了一套完整的生物处理流程,并对生物处理油田废水进行了实验。处理后水质满足出水COD<100 mg/L、出水石油类<10 mg/L、挥发酚<0.5 mg/L的排放标准。通过生物采出水处理装置达标处理石南13#站边缘井站原油采出水,解决了采出水排放环境污染问题,每年约可实现减排采出水131.4×104m3。     

站外集输系统运行温度的优化

1.存在的主要问题随着英台油田开发,老区已进入高含水阶段,综合含水已达到90%以上,新区含水上升较快,综合含水已超过60%,集输热耗明显上升。2002年原油产量为100×104t/a,消耗燃料气量约4735×104m3,单位集输热耗为42.6m3/t,而国内先进水平为6.3~8.3m3/t,平均水平为17.9m3/t。从数据对比中可以看出,英台油田的集输热耗与国内先进水平和平均水平相比差距很大。分析其原因,主要有以下几个方面问题:(1)集输系统流程大部分为三管伴随流程,集输工艺落后、能耗大。(2)站外集油运行温度高、热水量和掺水量大、能耗高。(3)部分高产液、高含水油井没…     

高含水原油旋流预脱水及污水除油试验与研究

为处理含水率≥ 90 %的高含水原油 ,将两级液 液旋流器串接 ,在东辛采油厂辛二接转站进行了旋流预脱水和污水除油一体化现场试验。通过改进旋流器结构和优化试验参数 ,在处理量为 4～ 6m3/h的小型改进装置上初步达到了预期目标。随后开展了一体化工艺的工程应用及配套研究 ,通过在辛二接转站一期和二期示范工程的实施 ,最终实现了中石油集团公司提出的技术攻关目标 :两级旋流器处理后的原油含水率≤ 30 % ;污水含油≤ 30mg/L     

浅谈高含水期油气集输处理工艺技术

油田进入高含水期生产后，原油综合含水率逐年上升，普遍存在流量高，系统效率低，能耗大，采出液中含沙严重等问题。针对这些情况中，对中原油田地面工程设施进行了一些改造，通过不加热常温输送，干线端点加药，联合站油气密闭等工艺，解决了液量增加所带来油气集输处理困难的问题，以较少的投资和较小的基建工程量，取得了较好的经济效益。并对如何提高中原油的油气集输处理工艺技术水平，节能降耗，保护环境提出了一些建议。     

分体式相变加热装置的应用

1 应用背景孤四联合站始建于 1982年 ,是由原油沉砂试验站改造而成的 ,设计能力 15 0× 10 4t/a。目前进站总液量 2 7×10 4m3 /d ,综合含水 90 1% ,脱水处理量 35 0 0m3 /d。该站担负着中一区注聚单元 ,孤北一热采区的原油加热、脱水、脱气、外输等任务 ,加热系统建有 175 0kW水套加热炉 7台 ,主要用于进站和脱水原料油的加热 ,同时还供燃油加热和部分采暖使用。加热站投产于 1989年 ,由于炉体保温层、内部加热盘管、烟囱等部件损坏严重 ,于 1996年曾对所有炉子进行了大修 ,更换外部保温层 ,对炉膛及部分烟管进行了修补和更换 ,并对其中…     

用短波界面仪控制立式分离器油水界面效果好

胜利油田原油平均含水85％以上，油田原油脱水采用进站加热，大罐沉降脱水方式，燃料消耗很大。在孤东联合站设计中，减少加热炉和沉降罐数量，应用短波界面仪控制立式分离器油水界面，实现自动放水，满足了生产需要，效果良好。油水界面控制采用单回路，由DBJ－1型短波界面仪、ICE调节器、NRE记录仪和气动薄膜调节阀组成。孤东联合站IO台v4000X1400O立式分离器油水界面自动控制，于1993年2月投产运行，单台分离器处理进站液量26Om‘／h，原油含水gO％，液量进站温度48～50C，进站压力O，56～O．6OMPa，液量在分离器内停留时间25分…     

微生物驱后油田采出液地面增殖技术

利用微生物驱后油田采出液中的有益菌群,在室内开展了微生物驱采出液地面增殖技术研究。该方法可使回注的采出液菌数由6.4×105个/m L增至3.6×108个/m L;采出液中的有益菌群烃氧化菌、发酵菌、反硝化菌菌数增加3率4个数量级,有害菌硫酸盐还原菌菌数降低1个数量级;向微生物驱采出液中添加营养剂和油田混合油,乳化液表面张力降低35.4%,原油黏度降低43.0%。通过整体提高注入液菌数,可使采出液菌数增至107个/m L,采收率在原微生物驱的基础上增加10.67百分点。利用现场污水处理流程中的处理容器开展了现场试验,措施后回注采出液菌数提高到5.8×108个/m L,采出液菌数达到3.0×106个/m L,阶段累计增油2.005万吨,投入产出比为1∶3.2。