联合站带压通堵器的研制与应用

油田采出液在游离水脱除器进行初步油水分离，在电脱水器进行脱水转油处理。处理后高纯度原油外输至油库储存。在原油处理过程中，原油中含有的蜡质、淤泥、滤料丝袋等杂质堵塞看窗放水阀门，无法观察游离水脱除器油水分离、电脱水器脱水情况，不便于观察药剂破乳情况，易造成电脱水器无法正常工作，难以保证外输原油含水率低于0.3%的企业标准，影响正常生产。通过研制带压通堵器，并与实际生产中常采用的工艺进行对比，确定带压通堵器的优越性和实用性。     

原油脱水系统问题探讨及对策

联合站脱水系统是油气集输的重要环节,原油脱水系统性能的好坏直接影响到原油外输的质量,对整各系统的正常生产起到重要作用。本文主要针对现阶段原油的性质对脱水系统方面的影响进行探讨与分析,阐述了中十四联合站脱水系统容器原油中间层对脱水工艺的影响及如何应对,实现外输原油的脱水质量。     

热化学脱水稳定性初步探讨

大港油田板一联合站二期工程改造于1999年11月投产，原油脱水采用两段脱水工艺，即沉降脱水和热化学脱水。前者旨在脱除大量游离水，使前原油含水低于20％；后者旨在脱除乳化水，使脱后含水低于1％。原油脱水采用两段脱水工艺从工艺设计构想上是100％合理，但在实际运行过程中，脱后含水经常出现阶段性含水超标问题，这不仅影响了后继工艺一一原油稳定及外输生产，而且给交接油双方带来了诸多不必要的争执，是一个比较头疼的老问题。     

浅议提高原油含水检测准确率的方法

在采油生产单位的生产和管理过程中,原油含水率的精确测量是一项十分重要的经济技术指标,而含水检测精确性直接关系到原油外输计量的准确性。随着油田开采过程中的各种措施的增加,对高含水检测精确度、在线连续性、稳定性的要求也越来越高。本文主要就如何提高原油含水检测准确率的方法进行了探讨。     

如何降低地面脱水系统的外供污水含油量

一、前言近年来,由于大庆油田进入高含水后期,随着油田采出液含水率的上升和三次采油技术的实施等原因。地面脱水系统中出现新的问题,外供污水出现含油量升高,甚至出现黑水现象;电脱水器运行不稳,收油时垮电场等问题。     

油田基层设备标准化管理的实施

油气集输大队二首站地处滨州市滨城区于1975年3月建成投产,主要承担滨南采油一矿、纯梁二矿及胜兴、胜凯,东胜、中胜和胜丰五个油公司的原油处理外输任务.期间经历了两次较大的改扩建工程,现生产工艺主要包括油气水分离、原油加热、热化学沉降脱水、原油储存及原油计量外输等环节.     

影响单井原油含水录取准确率的因素及对策

油田生产过程中,单井原油含水率是原油生产数据中重要的资料之一,因此含水率的准确确定是一项非常重要的工作。而在实际工作中原油含水率是极难准确确定的,原因在于油井原油含水率是不断变化的,从整个取样到化验结果都受多方面因素的影响,一般单井原油含水率的录取,要经过取样、运送、含水化验三个过程,其中不论哪个环节出了问题都会直接影响到单井含水率的准确性。本文通过试验对比的方法,确定影响单井含水准确率的因素,并结合实际,提出和实施提高单井含水录取准确率的对策及建议。     

宣城污泥深度脱水项目调试小结

介绍了采用深度脱水技术处理城市污水厂污泥,利用板框压滤机在高压(35MPa)下将脱水污泥含水率降至60%以下的调试过程。该污泥较同类污泥难处理,先后使用3种药剂配方,最后确定氯化铁得到预期处理目标,满足污泥填埋含水率在60%以下的要求。调试中采用一次进料、二次进料、三次进料进行对比,得到二次进料为最佳进料次数。药剂添加量在5%左右,分析运行成本在100元以内,可为同类污泥处理调试提供参考。     

自动连续取样仪在管输原油交接中的应用

华北油田采油四厂对泉古线、务古线等管输原油含水测定采取1小时1取样，连续4个小样混合成一综合样，综合样含水率作为取样4小时内所输原油的平均含水值。由于输送原油含水波动大，取样间隔时间长，所取油样代表性不强，这不仅容易造成原油交接纠纷，而且无法为工程、地质技术人员分析产量提供精确平稳数据，不利于油田健康发展。因此，引进了在线多功能全自动连续取样仪，以提高原油计量精度。     

原油电脱水工艺设计的简述

在对原油电脱水目的、标准及原理的解析和描述的基础上,重点分析了在设计时确定电脱水工艺参数应考虑哪些方面和设备选型的一般步骤。     

解决热化学沉降脱水瓶颈的方法与措施

热化学沉降脱水是各油田联合站原油处理的中心环节,热化学沉降脱水系统运行是否正常,直接关系到联合站能否外输合格原油,原油处理的合格率问题。长庆油田采油六厂杨井作业区联合站和长二转油站热化学沉降脱水,频繁出现乳化层增厚现象,破乳剂药量加倍,但仍难以处理,造成沉降罐溢油出口原油含水超标,成为制约原油脱水的瓶颈。我们通过现场调研,利用沉降罐自身结构特点,进行参数合理调整,药品调剂配方,规范操作制度,使瓶颈问题得到较好的解决,从中积累了一些经验,值得推广。     

埕东联合站原油脱水工艺优化改造技术应用

介绍了埕东联合站原油脱水工艺及运行中存在的问题,结合生产实际,有针对性地开展了提高沉降温度、优化热力系统配置、优化原油脱水工艺等技术改造,提高了原油脱水沉降脱水效果,降低了运行能耗.     

集输加热系统问题分析及对策

如今，采油进入高含水开发期，原油含水率逐渐升高，稠油比例递增，稠油脱水所用的稀油比例减少，由此造成脱水难度加大，吨油处理成本特别是吨油耗燃油增加。针对此情况，滨南输油大队对生产运行有重要影响的加热系统进行了深入分析，找出了其中存在的主要问题，并提出了改进方案。方案实施后，节能效果明显，取得了较好的经济效益和社会效益。     

浅谈PLC控制系统在污泥处理系统中的应用

文章介绍了PLC控制系统在污泥深度脱水中的应用技术,景津高压隔膜压滤机使用PLC控制系统把含水率95%以上的污泥脱水至含水率60%以下,进一步为污泥资源化综合利用创造了条件。     

EMT-299高效广谱原油破乳剂的合成与性能评价

本文针对吉林油田扶余采油厂原油脱水工艺的特殊性,根据经典的Mannich反应原理,首先制得酚胺树脂起始剂,并通过环氧丙烷和环氧乙烷的嵌段聚合制得聚醚,再用交联剂1,3-二氯-2-丙醇对聚醚分子进行"扩链",最后用三苯基氯硅烷在部分羟基位"封端",得到了适合扶余采油厂原油脱水用EMT-299高效广谱破乳剂,经三个站同时使用该型号破乳剂做现场放大实验,并与使用通过配伍性实验筛选出的破乳剂AES-7相比,使用EMT-299破乳剂时中心站3#脱水罐溢流口平均含水下降4.1个百分点,4#脱水罐溢流口平均含水下降3个百分点,总加药量由使用破乳剂AES-7时的100ppm下降到80ppm且外输净化油含水无波动,满足了扶余采油厂比较特殊的原油脱水工艺,达到了净化原油稳定外输的要求。     

优化工艺精细管理不断提升王岗外输系统的运行效率

1前言 王岗联合站原油外输线担负着现河采油厂采油二矿采油4队、16队、17队、23队进站来液集中处理和原油外输的任务,目前外输油量530t/d,外输含水≤0.25％,原油外输经一条全长约27km的Φ219泡沫黄夹克净化油外输管线输送至现河首站.     

辽河油田外输系统调整研究与应用

文章针对辽河油田原油外输管道在粘度跨度大、凝固点跨度大、区域跨度大、自然条件不同的情况下,对其进行了分析、对比、细致分类,应用先进软件进行大量的理论计算,并与目前实际相结合,研究出适应辽河原油特殊性,满足生产的最优原油外输系统。此次研究具有整体优化、顺序调整、降温输送的特点,并选出适合稠油管道用的先进防腐保温材料。对复杂的辽河油田外输系统进行大规模的优化调整,保证辽河油田的原油正常输送,降低投资,提高经济效益。     

试析原油集输脱水处理工艺优化

对原油集输脱水处理工艺的原理以及原油集输脱水处理工艺的优化措施两个方面的内容进行了详细的分析和探讨,从而详细的论述了如何做好原油集输脱水处理工艺的优化工作。     

原油破乳降低外输干压

随着油井数规模的不断增加,外输量也大幅增长,尤其在2010年投产21口新井以来,在外输过程中因原油乳化问题导致该站在生产过程中时常出现外输干压偏高、外输泵空转烧密封,甚至因外输困难被迫采取罐车拉油等不利情况,给井站正常生产及生产成本带来了很多不利影响。采取措施解决了乳化问题。     

原油外输管线深穿运行评价

针对东辛采油厂某联合站原油外输管线途经地段环境复杂、原油被盗严重、外输温降大、占压多的状况,实施了外输管线深穿工程并成功投产.该项目的实施,解决了诸多问题,确保了联合站原油的平稳输送.本文主要阐述了原油外输管线存在的问题,管线深穿的必要性、以及深穿管线运行后取得的经济效益.