老 化 油 回 收 方 法 的 优 选
黄家孝 (大庆油田建设集团工程公司工程一处 )
任艳杰 李 华 王丽莉 黄勇智 (大庆油田采油一厂 )
摘要 : 对于老化油影响脱水的问
题
快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题
一直
是人们研究的课题 ,到目前还没有一个快速
的、彻底的解决办法。通过对生产操作过程
精心摸索 ,采用不同的收油方法 ,进行精细研
究 ,总结经验 ,运用数理统计分析原理优选出
一种按比例控制排量回收老化油的方法 :即
老化油与外输净化油的配比 ≤11%。运用这
种收油方法后脱水器电场稳定 ,外输含水不
超标 ,脱水效果好 ,其操作方法方便可行。
关键词 : 老化油 ; 脱水器电场 ; 含水
1 关于老化油回收方法的探讨
(1) 老化油的来源。回收的老化油主要来自
以下三个渠道 : 一是污水站斜板罐内回收的老化
油 ; 二是矿回收点从各地回收的落地原油 ; 三是污
水沉降罐内的含水污油。
(2) 老化油影响脱水电场的原因。从大庆油
田采油一厂聚 413站收油记录、矿化油点收油记
录、中七联外输岗收油记录来看 , 每当回收这些老
化油时 , 经常出现脱水电场分离不好、含水超标、
脱水器电流上升及频繁放电 , 最终导致电场瘫痪的
现象。从实际生产操作及监测看 , 人为操作的因素
完全可以排除 , 脱水电场不稳、脱水效果不好的主
要原因是进入电场的老化油没有破乳造成的。没有
破乳的原因有三方面 : 一是温度低 ; 二是破乳剂用
量低 ; 三是原油的油品差。
2 应对
措施
《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施
(1) 针对温度低采取措施。提高脱水温度 ,
由 52 ℃提高到 5517 ℃, 但脱水效果没得到好转。
(2) 针对乳剂用量低采取措施。增加破乳剂
用量 , 药量由 200 kg/d增加到 550 kg/d, 采取措
施后没收到好效果。温度从 52 ℃提升到 55 ℃没有
起绝对作用 , 药量从 200 kg/d增加到 550 kg/d也
没起绝对作用 , 说明目前的温度、药量不是影响脱
水电场的主要因素 , 影响脱水电场的主要因素是原
油的油品差。
(3) 针对原油的油品差采取的措施。原油的
油品差主要是胶态的硫化压亚铁 ( FeS) 影响老化
油的破乳 , 对于硫化亚铁影响脱水电场的问题曾用
不同的方法进行研究 , 中七联采取的收油措施为改
造加药流程 , 使用化学药物、改造收油流程 , 间接
回收老化油、按比例控制排量 , 回收老化油。
3 回收老化油方案的对比
(1) 改造加药流程 , 使用化学药物。为了驱
除老化油中的 FeS以利于回收老化油 , 中七联配合
设计
领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计
院从 2005年 2月 25日 ~2005年 3月 25日进
行老化油回收实验 , 实验方案如图 1所示。
图 1 老化油田回收方案
在 2#罐加油水分离剂 , 在 1#罐加 FeS驱除剂 ,
加药后观察含水超标及外输水质情况。
(2) 改造收油流程间接回收老化油。为解决
老化油的回收、缓解中七联罐存 , 3月 26日从中
七联外输岗收油泵出口接一条去聚 413队 2#计量间
出口干线 , 使回收的老化油进入聚 413站 , 如图 2
所示。
该流程 3月 26日开始运行 , 由于初期没有掌
握好合适的收油量 , 使去聚 413站收油量过大 , 导
致 413站收油次数多、瞬时量过大 , 致使中七联多
次垮电场 , 外输含水多次超标。仅 4月份就收油
19次 , 收油 3 760 t, 平均每次收油 198 t, 该流程
62 油气田地面工程第 26卷第 12期 (2007112)
在初期阶段没有达到预期目的。
图 2 改造后的收油流程
(3) 按比例控制排量 , 回收老化油。从以上
探讨的各种方法中 , 总结失败的教训 , 收集整理正
常收油时的数据进行分析研究 , 确定出合理的收油
量 , 同时找到老化油与净化油的合理配比 , 按照配
比进行控制收油量 , 实施后效果很好 (见表 1)。
从实际收油统计表及收油量、电场、含水之间
的关系曲线上分析 , 当净化油与老化油的比例为小
于或等于 11%时 , 电场比较平稳 , 脱水效果较好。
当收油时间短、瞬时量大 , 净化油与老化油的比例
大于 11%时 , 含水高。正常生产时加药量为 350
kg/d, 加药比 015 /10万 , 收油时加药量可以增加
到 400~500 kg/d, 加药比 017~018 /10万时电场
稳定 , 脱水效果好。当各单位在同一时间集中收油
瞬时量过大时 , 电场不稳 , 脱水效果不好。
表 1 实际收油统计结果
报表收
油时间
(月 1日 ) 收油量 / t·d - 1中七联站 聚 413 矿收油点 收油泵排量 / t·h - 1 外输瞬时量 / t·h - 1 收油量之比 /% 收油具体时间 脱后最高含水 /% 加药量 /kg·d - 1 脱水电场情况 备注
1114 120 60 36 249 14 12∶17、10∶15 0141 200 一段时间分离不好 收油时间重复
1118 98 359 41 260 16 9∶18、13∶02 015 200 一段时间分离不好 收油时间重复
1122 50 110 169 47 243 19 10∶15、12∶17、
8∶19 0158 300 一段时间分离不好 收油时间重复
2119 318 24 232 10 8∶21 0128 350 分离好
2124 100 25 262 10 8∶12 0128 300 分离好
3128 186 21 185 11 4∶19 0127 400 分离好 收油去 43
3129 94 319 37 129 29 8∶08、8∶21 015 400 电场垮停输、回罐 收油时间重复
415 550 152 74 202 37 8∶08、13∶16 0143 500 电场相继垮、回罐 收油时间重复
416 400 36 227 16 5∶18 0142 500 电场相继垮 停输回 3#
418 90 327 31 255 12 16∶08、8∶21 0134 550 电场相继垮 收 1#去 412
4110 375 176 27 238 11 8∶08、12∶19 013 550 部分电场垮 收油时间重复
4111 200 175 32 273 12 8∶19、12∶18 0133 550 电场分离不好 收油时间重复
4112 400 115 28 213 13 9∶08、12∶23 0131 500 部分电场垮 收 3#去 413
4115 429 17 234 7 0∶08 013 500 部分电场垮 413油水混输 5小时
4117 100 10 233 4 8∶18 0122 500 分离好 收 1#去 413
4120 50 6 224 3 8∶16 0127 400 分离好 小排量去 413
4125 101 30 21 214 10 8∶02、13∶15 0129 500 分离好 413收油
4130 158 14 227 6 8∶08 0126 500 分离好
515 200 67 33 217 15 8∶19、13∶17 0131 400 部分电场垮 收油时间重复
5110 35 128 34 224 15 10∶14、12∶17 0132 400 电场分离较好 收油时间重复
5114 280 28 218 13 38582 0134 400 电场分离较好 瞬时量大
5115 120 230 46 234 20 8∶08、13∶17 0132 400 部分电场垮 收油时间重复
5119 200 24 228 11 10∶18 0128 300 分离好
5122 150 65 38 220 17 8∶08、13∶15 0133 300 一段时间分离不好 收油量大
6112 27 67 22 220 10 16∶19、13∶18 0129 350 分离较好
6115 114 76 42 226 19 8∶08、13∶15 013 350 一段时间分离不好 收油量大
612 24 34 47 212 22 8∶13、12∶14 0131 350 一段时间分离不好 收油量大
6125 75 91 53 217 24 10∶20、13∶15 0133 350 一段时间分离不好 收油量大
6127 60 95 38 218 17 8∶18、16∶19 0132 350 一段时间分离不好 收油量大
4 结论
对影响脱水电场稳定的各项原因进行分析后 ,
提出回收老化油的最佳方法如下。
(1) 收油时小班工人要严密监视外输仪表的
瞬时排量 , 及时调整 , 使老化油进入油系统的比例
72 油气田地面工程第 26卷第 12期 (2007112)
井间互联排水气举恢复产能
何光智 王卫东 金鸿弼 (华北油田采油四厂 )
李新萍 张 斌 (塔里木油田分公司开发事业部 )
摘要 : 针对苏桥潜山气田苏 49气藏气
井含水上升、气井产量锐减的开发形势 ,开发
了井间互联气举排水采气恢复气井产能的工
艺技术原理与工艺流程。重点介绍了苏 49
气藏实施井间互联气举排水采气恢复气井产
能的工程实践情况和效果 ,总结了技术特点 ,
为同类气藏实施高效低耗的排水采气增产稳
产工艺技术提供了一个典型的工程实例。
关键词 : 井间互联 ; 排水采气 ; 产能
苏桥潜山气田承担了向北京日常供气与应急供
气的任务 , 苏 49气藏是苏桥潜山气藏的主力气藏
之一。由于单井的采气强度较高 , 气藏整体的采气
速度较快 , 直接导致了气藏潜山底水的活动加剧 ,
气井含水上升 , 气井产量锐减的局势 , 稳产形势严
峻。在此形势下 , 开展了对国内外各类排水采气工
艺的调研 , 以求延长气藏稳产时间 , 改善气藏开发
效果。在广泛调研与充分论证的基础上 , 提出了井
间互联气举排水采气工艺技术。
1 技术原理与流程
(1) 技术原理。井间互联气举排水采气工艺
技术的基本原理是把两口或多口需相邻气井的井口
间用高压管线相连 , 选择压力高、产气量大、生产
正常的高压气井或排水采气井完毕转入正常的生产
排水气井作为气源井 , 不经过加压直接为一口或多
口需要排水的气井提供气举排水回复生产的高压气
源 , 排水井生产正常后可以为其他需要排水采气的
气井提供气举气源。气源井可以是正常生产的高压
气井 , 实现 “一对一 ”或 “一对多 ”地进行气举
排水采气恢复生产 , 也可以用恢复正常生产后的气
井 , 利用 “多对一 ”的方式来对目标井进行气举
排水采气恢复产能。
(2) 工艺流程简介。井间互联气举排水采气
的工艺技术在工程设计中只需要把单井间用高压输
气管线相连接 , 在管线上安装高压气液分离器 , 把
气源井产出的液相分离出去 , 留下干净的天然气作
气举排水采气的气源 , 为防止天然气在管线中形成
水化物造成管线堵塞 , 在管线上安装注醇系统以满
不超过 1111%。
(2) 各单位收油时间尽量错开 , 以免同时收
油 , 造成老化油瞬时量过多。
(3) 根据老化油的收油量适当增加加药量。
正常生产时加药比为 015 /10万 , 当收油时加药比
可以增加到 017~018 /10万。
经紧密与 413站、收油点联系 , 协商将泵排量
控制在 30 m3 / h以下 ( 25 t/h) , 错开收油时间 ,
收到较好效果 , 脱水电场平稳、含水不超标。
5 经济效益评价
采用定量控制方法回收老化油 , 既方便又经
济 , 方便是指根据来油量大小随时调解收油量 , 保
证配比小于或等于 11%。
(1) 节约加药量。经济是指不用机械的增加
药量。此前分离不好时最高加药量 550 kg/d, 目前
正常生产时来液量 70 000 t/d, 加药量 350 kg/d,
收油时加 400~450 kg /d, 平均每次少加 150 kg/d,
每月按 15次加药可节约 2125 t。每吨药按 8 000元
计算 , 每月节约折合人民币 118万元 , 每年药量节
约 2116万元。
(2) 避免净化油量的损失。电场不稳 , 外输油
不合格 , 平均每年回罐 15次 , 平均每次回罐 225
t/h, 回收率只有 90% , 每年将损失 338 t净化油。
每吨净化油按 800元计算 , 将挽回损失 27万元。
(3) 节约能耗。少回罐也避免重复收油 , 平均
每次回罐按 225 t/h计算 , 用收油泵回收时间至少
10 h, 每小时耗电 814 kW ·h, 每次收油耗电 84
kW ·h, 每度电按 015元计算每年可节约 630元。
因此采用定量控制、合理配比回收老化油是一
种非常实用的创效方法。
(栏目主持 杨 军 )
82 油气田地面工程第 26卷第 12期 (2007112)