降低钟市联合站原油外输含水率的控制措施

2011年江汉采油厂钟112井区的产液量进入集输系统,由于该区块油藏油品性质非常特殊,高胶质高沥青质,导致系统外输原油含水一直居高不下,严重影响到正常交油。为此,技术人员将降低原油含水率作为重点生产难点,采取一系列措施,成功达到降低原油含水率的目标。

大型原油站库控制外输原油含水措施

华北油田任一联合站日外输量6000 t,总储油能力22.5万m 3,负责接收处理冀中地区原油,是华北油田公司规模最大的储油站库。随着原油外输交接质量日益严格,之前降低原油外输含水操作不能满足生产运行要求。为此,对大型原油库平稳生产运行和外输原油质量把控进行了研究分析。针对冬季任一联合站出现的高含水采取了应对措施,实施后取得了良好效果,外输净化油质量得到提升,日外输平均含水下降了0.2%,降低了生产成本,实现了安全平稳输油。

泄压对集输系统含水影响及控制研究

外输原油含水需控制在0.5%以内。2012年打井泄压造成站内集输系统各节点含水持续居高不下,极大的影响原油正常外输,影响时间长达35天。2013年,通过对各节点含水因素分析,找到了影响各节点含水变化的主要因素,有针对性的开展措施调控,取得了一定的效果。2014年在打井泄压期间控制集输系统各节点含水不上升,保证了外输原油正常外输。

扶余油田二次开发地面工艺流程研究

扶余油田地面系统经过整体改造后,形成了以多口油井串联常温输送流程为主体,部分油井串联掺输,集油支干线、干线掺输的高效原油集输系统,并成为全国老油田改造优化、简化地面流程的典范。但由于二次开发导致产液量、产油量、注水量均不断变化,热采、调剖,注聚等采油工艺的应用,导致原地面站场和管网设计依据的开发指标和油品性质等都发生了变化,逐渐体现出制约开发上产的瓶颈问题。必须通过科学调整地面系统来满足开发需求。

自动切水器在伊拉克米桑油田的设计应用

伊拉克米桑油田中心处理站拥有9座30000m3原油储罐,每座储罐安装有采用"液柱谐振"原理的自动切水器。为保证外输含水率达标,自动切除储罐底部沉降出的游离水。该类型的切水器通过检测水中含油量来控制指标,利用双传感器设置方式和独特的外型构造,避免常规自动切水器过度切水的问题,达到了较好的现场应用效果。

原油蒸汽相变混掺提温技术在海上采油平台的应用

渤海某平台原油系统电脱水器无法达到设计操作温度95℃,导致电脱水器脱水效果不佳。开展原油蒸汽相变混掺提温先导性试验,验证蒸汽提温效果,解决现场提温难题。项目实施后,外输含水由11%,逐步下降至9%左右,并保持稳定,流程脱水情况得到改善,并取得良好的经济效益。

老化油回收方法的优选

在脱水转油系统运行过程中,油水乳化液由于长时间存放,使脱水更为困难的现象称为乳化液老化,老化的乳化液就是平时所说的老化油。老化现象是因原油中那些起乳化剂作用的胶质或沥青质随时间的延长,较为均匀分布到油水界面上,形成牢固的乳化膜而引起的。随着油田不断的开发,进入中后期的油田开采方式多,采出的原油成分也相应的复杂,老化油的成分就更复杂,其中除含硫化亚铁(FeS)外也含很多其他的胶质成分,如聚合物等。这些复杂的成分与原油牢牢的结合在一起,随油流进入脱水器后沉积在油水界面之间,当油水界面间含FeS油水过渡层升高时就进入脱水电场,这种胶态的FeS颗粒沉积在油水界面间,形成紧密排列的刚性界面膜,阻止水珠之间的聚集,使油水过渡层趋于稳定化并不断加厚,从而导致脱水电场不稳,电流上升,电场被破坏,严重影响生产的平稳运行。