大庆外围油田实现热化学脱水的可行性

大庆外围油田是指大庆长垣以外的油田.经过20多年的开发建设和技术攻关,目前已经形成了技术配套、全过程简化的油气集输脱水工艺技术.为解决高含水开发后期,油田综合含水率逐年上升,油田产量逐年递减,部分联合站二段脱水设备负荷率下降,设备利用率降低等问题,探索热化学脱水技术在外围油田应用的可行性,开展了原油热化学脱水现场试验.     

扶余油田原油脱水系统改造方案及效果

扶余油田在已开发几十年的高含水老油田中有一定的代表性。奉文在对该油田原油脱水工程现状分析研究的基础上，找出工程中存在的主要问题，通过站场“抽稀”调整布局，实现原油集中脱水，减少原油外输点；采用热化学沉降、大罐抽气等工艺技术措施简化原油脱水工艺和减少油气损耗，取得比较好的经济效益，对其它老油田的改造有一定的借鉴意义。     

影响马岭油田原油热化学沉降脱水效果的因素

结合现场生产实际，讨论了影响马岭油田原油热化学沉降脱水效果的因素：破乳剂的选择与使用，含水原油的温度，原油沉降时间，沉降罐中间乳化层，沉降罐油水界面，脱水工艺的操作与管理。     

尼日尔Agadem油田原油脱水工艺设计

原油脱水工艺流程是油田生产的重要部分,通过对比国内外油田主要脱水工艺流程,根据尼日尔Agadem油田原油物性、开发状况、地面环境等因素,确定新建联合站采用三相分离器+沉降罐的二段原油脱水工艺,该工艺具有适应性强、脱水效果好的优点。根据系统来液参数,确定三相分离器分离压力0.4~0.5MPa,分离温度35~40℃,以及三相分离器各出口指标要求。通过室内热化学沉降脱水试验,从常用的16种破乳剂中优选出DCP-1作为脱水药剂。确定了沉降罐脱水工艺参数,当沉降温度65℃、加药量100mg/L、沉降时间7h时,脱出原油含水小于0.5%,符合脱水指标要求。     

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     

原油沉降脱水设备设计计算新方法

目前，沉降脱水设备的设计计算通常采用实验室取样分析法，这种方法有它的局限性，设计计算是根据原渍粘度－水滴粒径分布关系来确定沉降脱水设备规格，而设计计算所需的全部参数在油田开发期就可以从地质部门获得，沉降脱水器的设计计算可采用多种方法，沉降脱水器的设计计算法适用于在油田开发建设的初期或没有条件进行沉降脱水实验的情况下，其优点在于：无需进行原油沉降脱水实验及计算更为精确。     

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。     

影响马岭油田原油热化学沉降脱水效果的因素

结合现场生产实际，讨论了影响马岭油田原油热化学沉降脱水效果的因素；破乳剂的选择与使用，含水原油的温度、原油沉降时间，沉降罐中间乳化层，沉降罐油水界面，脱水工艺的操作与管理。     

微波脱水技术

我国油田大多采用掺水流程,特别是油田开发到中、后期,原油含水巨增。原油脱水历来就是油田生产中最重要的环节。目前国内油田普遍采用热化学脱水和电化学脱水工艺。大港油田设计院经一年多的实验室攻关,完成了微波脱水的可行性试验研究。阐述了微波破乳脱水机理,论证了微波脱水技术的可行性,介绍了微波破乳脱水的工业中试方案。室内试验表明,微波脱水速度之快、效果之好,是重力沉降、化学脱水和加热脱水方法所不能比拟的。尤其对稠油和矿化度高、油水相对密度差小、粘稠的聚合物井液,微波化学脱水可大幅度地提高脱水效率。     

辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向

由于辽河油田稠油品种繁多,物性较差,相对集输处理的难度较大。辽河油田以降低稠油粘度来解决稠油集输问题,通常采用的方法有:加热降粘、掺轻质油或掺稀油稀释、掺活性水以及乳化降粘等。稠油脱水工艺流程主要采用两段热化学沉降脱水工艺流程;热化学沉降加电化学脱水两段脱水工艺流程;一段热化学静止沉降脱水流程。主要运用的稠油处理设备有卧式三相分离器、电脱水器、加热炉、泵等。     

吉林油田脱水流程简化新工艺

联合站密闭脱水流程是国内同行业长期研究和探索的新工艺流程 ,该流程在吉林油田的试验投产成功 ,为油田密闭脱水 (一段脱水 )提供了理论依据和实践经验 ,解决了以往油田三段脱水、开式流程存在的能耗高、油气损耗高、耗电量大、多次加温造成原油乳化严重、脱水不合格等问题。吉林油田采用的一段脱水密闭流程 ,具有流程短、能耗低、运行费用低、油气损耗低等优点。1 传统脱水流程的缺点( 1)传统的脱水流程容器设备多 ,占地面积大 ,脱水炉加温使原油乳化程度高 ,脱水困难 \.( 2 )传统的脱水流程耗热量大、能耗高、耗电量大。( 3 )传统流程为…     

水力旋流器在油田高含水生产中的应用

水力旋流器按工作方式和结构可分为固定式和旋转式两种，介绍了固定式和旋转式水力旋流器的结构及工作原理，主要介绍两种水力旋流分离技术及共在高含水油田生产中的应用，水力旋流器结构紧凑，处理量大，效果好，试验证明，在高含水油田地面建设中，可以水力旋流器为主要设备，构成采出液预分离、原油脱水和采出水处理一条龙工艺流程，可替代常规的一次沉降脱水设备。     

转相点对稠油预脱水工艺的影响

稠油大都采用注热蒸汽的方式开采，采出来的稠油含水率在40％-80％之间。由于稠油密度与水的密度接近，油水分离非常困难。联合站原油脱水工艺从实现热化学沉降脱水替代电脱水以来，采用的一直是热化学沉降脱水工艺。针对采用热化学沉降脱水工艺脱水温度高、脱水时间长等问题，进行了稠油回掺高温底水预脱水工艺实验研究。     

超稠油掺稀释剂脱水试验研究

方法根据辽河油区曙光油田曙一区超稠油密度大、粘度高、油水密度差小，胶质、沥青质含量高的特点，采用超稠油掺不同比例稀释剂进行不同条件下热化学沉降脱水。目的选择适合于超稠油脱水的工艺条件，解决超稠油脱水的难题。结果超稠油掺入一定比例（8：2，7：3）的稀释剂，加入一定量的（200～300mg／L）破乳剂LH－2或RS－2，在沉降12h和8h时，超稠油脱水可达到油净水清。结论曙一区超稠油掺不同比例的稀释剂进行脱水，能够满足脱水生产的需要。     

冀中南部油田脱水工艺优化研究

为了优化冀中南部油田脱水工艺,进行了冀中南部油田原油性质分析和脱水工艺实验。研究结果表明:一段原油电脱水工艺适用于处理含水<30%的原油;热化学—电脱水工艺适用于处理含水30%～70%的原油;预脱水—电化学脱水、高效三相分离器脱水等工艺适用于处理高含水原油。文章阐述了这些脱水工艺的脱水机理、特点及优缺点。     

渤海稠油脱水工艺试验研究

本文简要介绍了渤海稠油脱水工艺的基础试验研究,指出对于埕北原油,在电潜泵生产条件下稳定的W/O乳状液含水最高(40％左右);海水配制的W/O乳状液稳定性较差,脱水较容易;磁处理后脱水效果提高20％以上;污水回掺工艺可改善热化学沉降脱水效果;类似埕北稠油的热化学沉降脱水工艺,一段比两段脱水流程优越;埕北油田应选用比现用的AE8031和SP169更好的破乳剂。     

集中加药破乳脱水工艺在安塞油田的应用

1．端点加药脱水工艺存在的缺陷安塞油田是一个特低渗透油田，最初的原油脱水工艺为端点加药，管道破乳，集中处理站大罐沉降脱水。这种工艺在安塞油田开发初期运行较正常，处理后的原油含水率基本上低于0．5％（重量），脱出污水含油量也低于30mglL。但随着安塞油田的不断发展，原油井站数不断增多，分布范围不断扩大，这种工艺的不足之处逐渐暴露出来，表现为：（l）处理后的原油含水率忽高忽低，严重扰乱了集中处理站内各项生产的正常运行（外销原油合格率降低，原油稳定系统因进入过多水份经常出现故障等）。（2）加药地点多分布广，不…     

低温高稠高含水采出液旋流预脱水试验

为解决随着油田生产进入中后期，采出液中含水率逐年上升，采出液量逐年提高，给电脱水设备运行带来极大困难的问题，利用旋流器将采出液进行预脱水处理，以除去采出液中大部分的水，缓解脱水设备的压力。为获得可用于生产的工业数据，在高含水采出液预脱水试验成功的基础上进行了低温、高稠采出液预脱水先导性试验。试验表明，低温、高稠、高含水采出液经预脱水处理后，能减轻后续处理设备的负荷，减少来液含气量和含水率波动对脱水效果的影响。方案可行，能节省投资和运行费用。     

油田含油污泥处理及利用技术探讨

对油田含油污泥的处理和利用技术以及污泥脱水机械进行了分析，比较和讨论，认为离心脱水机是目前较理想的含油污泥脱水设备，污泥回灌调剖技术变废为宝，经济效益和社会效益显著，具有广阔的应用前景。     

降低萨南油田原油脱水温度

萨南油田开发后期高含水原油的脱水流程能耗很大。通过对脱水温度的理论分析，提出了最佳的原油脱水温度。在该温度下使用合适的破乳剂进行原油脱水，既能保证脱水质量，又能达到降耗的目的。