特高含水期地面工艺配套技术.docx

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特高含水期地面工艺配套技术

特高含水期地面工艺配套技术

国内外油田开发都经历着产油量上升阶段、油量达到高峰稳产阶段和油井见水、产量递减三个阶段。

由于我国油田开发采取的是注水强化采油模式，因此油田含水上升速度快，我国东部主力油田大部份已进入了高含水采油期，一些油田含水已达90％以上。

1国外油田特高含水期集输系统配套工艺

1.1高含水期流程改造

七十年代末,国外（主要是前苏联）对高含水期如何对原有的流程进行改造和研制适应高含水期油田生产需要的高效游离水脱除器进行了大量的研究,在调查研究取得试验数据的基础上对现有的流程进行大规模的改造。

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目前,前苏联80％的主力油田已处于高含水期和特高含水期,原油含水率高达80～95％。

现有流程已不适应油田发展的需要,脱除地层水已成为最主要的任务。

针对高含水油田日趋增多的必然趋势,前苏联各油田采取了以下行之有效的方法和措施:

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1．1．1在高含水油田建立独立的预脱水系统,由大站集中脱水改为在各井场分散脱水

前苏联油田广泛使用压力密闭系统收集油井采出物,现有系统中的油气水中心处理站是按照低含水原油处理设计的,担负着相距100km以上的几十个油田或区块的来油预处理。

许多油田已处于开发晚期,油井产品中含水率较高,中心集油站的设备多数已成为脱水设备。

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秋明、鞑靼、巴什基里亚和古比雪夫等高含水油田总结出的大量实践经验表明,在油田开发的各阶段,应根据油井原油产量的增减和原油含水率更换油气水集输和预处理设备。

秋明油田是位于西西伯利亚地区的一个大型油田,油田进入高含水期后,原油含水率高于80％以上。

秋明油田采取在相互距离不远的丛式井井场（井组）装配具有独立生产处理能力的原油预脱水设备的措施,将原有的大站集中脱水改为在各井场脱水,并采取了直接在丛

式井组向井下投加表面活性剂,充分利用井底液体的高温,使油水有效分离的方法,将在井场

已部分脱水的（可脱除掉98％的地层水）原油送往中心集油站。

每个丛式井井场（井组）上均设有加药罐和加药泵,表活剂的投加量为10～15g/t。

加药泵将药剂经加药管线、过滤器、针阀添加到油井的环形空间。

井下液体（油、水）的温度一般高于70℃,表活剂是防止形成呈聚集状态的稳定乳状液,使油井采出物在进入沉降装置时迅速分为纯净的油、气、水层。

井场上设有《卫星》式油气水自动计量装置、密闭保温三相分离器、容积为800～1000m3储油罐和小型注水泵站;三相分离器内的压力为1.2MPa。

从三相分离器中分离出的油气混合物,经油气汇集管线进入计量站的Ⅰ级分离器,分别计量各丛式井井组的油气产量。

Ⅰ级分离器分离出的气体经计量后进入天然气汇管送往气体处理厂,汇管内的压力为0.7～0.8MPa。

分离出的部分脱水原油经计量后进入原油汇管送往中心集油站;中心集油站设有Ⅱ级和Ⅲ级（末端）分离器、配有憎水滤网（层）的沉降罐和输油泵等。

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从Ⅱ级分离器中分离出的天然气（压力为0.5MPa）进入喷射器,在Ⅲ级分离器中减压（降至0.09MPa）后,输送到气体加工厂。

Ⅱ级分离器中分离出的少量地层水在沉降罐中处理后,排入排污井。

从以上分离器中分离出的脱水脱盐原油输送到Ⅲ级分离器中进行深度分离,然后泵输到中心集油站的成品油库。

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古比雪夫石油管理局的油田进入高含水期后,将原油预脱水系统的改建工作（由集中管理改为分散管理）分为两个阶段进行:

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第一阶段的工作在一些独立的油田（区块）上进行,在井场上使用三相分离器预脱地层水,充分用油井采出物的自然温度（18～25℃）,经部分脱水后的原油（含水率为10～50％）输送到中心处理站。

古比雪夫石油管理局自建立该系统后,进入中心处理站的含硫化氢地层水量减少了62％,含铁离子地层水量减少了40％,每年可减少进入中心处理站的地层水量2.3×106m3,与此同时,向排污井注入的水量减少了60％以上,注入淡水量减少了44％。

西西伯利亚地区的塔什金诺沃油田的原油平均含水率高达90％以上,该油田在各丛式井井场或增压泵站上配备了两根直径1020mm、长250m的末端分相管（用于取代三相分离器）,液体处理能力为30000～32000m3/d,每天可脱除7800～9000m3的地层水,脱出的污水进入ОВ-0.6-100（200）型压力净水沉降罐（罐体容积100～200m3,液体处理能力4000～8000m3/d,工作压力0.6MPa,净化后的污水中的含油量50mg/L,机械杂质含量20mg/L）中净化处理后泵入保持地层压力系统,脱除了部分（地层水脱除率约为60％）地层水的原油送往中心处理站。

1．1．2在转油站和大站推广适用于高含水期油田原油预处理新流程

前苏联在完善原油预脱水流程的过程中,对如何使脱出的污水达到回注地层的标准进行

了大量的研究,该问题对一些断块和边际油田具有特别重要的意义。

简化原油预处理、预脱水流程和水净化流程是解决断块油田和边际油田油气集输工艺的关键，为此，前苏联各油田根据具体情况作出了规定:

污水净化质量是决定性因素,污水含油应保持在5～15mg/L,悬浮固体含量为2～10mg/L,各项指标应满足回注地层的标准。

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1．1．2．1可使污水达到回注标准的原油预脱水流程

全苏石油集输与预处理科学研究所研制出并在各油田推广使用了一种新流程,用于高含

水期油田的转油站预脱地层水,并使脱出的污水达到回注地层的标准。

该流程的技术特点是利用气浮净化污水的原理,把分离器中分离出的部分天然气不断地、均匀地引入到排往污水接收罐的管线中,污水和气泡在管线中一起流动时,携带污水中悬浮的油滴浮到管道的上部,油滴相互聚结,进入污水接收罐后很快分离。

采用该技术后,污水的沉降时间减少了50～66％,即污水在沉降罐中的停留时间不超过15～20min;净化水剩余含油量为5～9mg/L,悬浮固体含量7～9mg/L;所需的沉降装置数量相应减少,而污水处理量却大大增加。

1．1．2．2处理高含水原油的同时回收破乳剂的流程

前苏联托姆斯克石油管理局的科图尔-捷别油田处于高含水采油期,原油含水已达85％左右,在处理高含水稳定乳状液时添加了大量的破乳剂,使原油处理费用大幅度增长。

该局的科研人员进行了为期五年的研究。

结果表明,破乳剂在破乳过程中有相当一部分药剂进入水相中随污水流走;进入水相中的水溶性破乳剂的剂量要比油溶性破乳剂的剂量高,破乳剂的水溶性越好,污水中破乳剂的含量越大。

研究结果还表明,破乳剂分子的表面活性不仅表现在液-液相界面上,也存在于气-液相界面上。

添加到油水乳状液中的水溶性破乳剂实际上是在气-液界面上降低了水相的表面张力。

在分散相饱含气泡的溶液中,破乳剂的分子会吸附在气泡表面,随气泡浮到液相表面形成稳定的或不太稳定的泡沫层。

该层中表面活性剂的浓度要比整体溶液中的药剂浓度高若干倍。

水溶性非离子型破乳剂在改变了油水乳状液的表面张力后,破乳剂的分子按一定比例分布在油相和水相之间,分子的分布系数取决于破乳剂的分子结构和油水乳状液的物化特性。

脱水后的原油与新鲜水（例如淡水）再次接触时,破乳剂分子的分布系数值不变。

根据研究结果,可用不含破乳剂的水冲洗脱水原油,将原油中所含破乳剂冲洗到污水中,然后用气浮的方法将破乳剂萃取出来重新加以利用。

压力气浮装置是该流程中的主要设备。

浮选气采用天然气或伴生气。

该油田使用以上流程后,在保证原油预处理质量的同时,大幅度地减少了破乳剂的投加剂量;提高了破乳剂的利用率;降低了原油处理的费用,每处理1吨原油的费用仅为0.05卢布,收到了明显的经济效益。

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1．1．2．3热采高粘原油的预脱水与深度处理流程

前苏联卡腊然巴斯油田使用热法（层内燃烧法、注蒸汽）开采高粘原油。

该油田热采高粘原油的动力粘度为938.4～5657×10-6m2/s（20℃时）,经Ⅰ段脱水后处理的原油动力粘度为1193～1764×10-6m2/s,油相中的机杂含量为53.6（机杂多为地层砂）,原油含水60～80％,油井采出物趋于高度稳定,给原油破乳带来极大困难。

为提高原油破乳处理的效率,脱除地层水并实现原油深度脱水,鞑靼石油科学研究所与全苏石油热采工艺研究所和卡腊然巴斯石油热采经济联合体的专家们共同研制并推广使用了一种新工艺流程,解决了卡腊然巴斯油田的高粘原油的预脱水、原油深度处理和除砂问题。

该流程中使用的设备包括:

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（1）在原油进入沉降罐之前使用组合管段式成滴器,以加快游离水的聚结和油水乳状液的破乳过程;

（2）流程中使用了ОГХ-200型配有新型内部结构的卧式罐,以消除相间层的聚结;（3）流程中使用了配备着新型内部结构的储罐,以加快油水分离过程。

热采高粘原油脱水、除砂新工艺流程经过矿场工业试验后,已在卡腊然巴斯油田中心集油站正式投产使用。

1．1．2．4推广油气水集输标准工艺流程

鞑靼自治共和国石油科研设计院和石油工业联合公司研制和设计的油气水集输标准工艺流程，在鞑靼油区得到全面推广，并逐步推广到其它油田，该流程的特点如下：

（1）在集油管线起始段加破乳剂，实现管道破乳，破乳率可达70～80％。

乳状液中水珠聚结其直径可增大到100～200μm;

（2）在泵站和中心处理站的预脱水装置前安装末端分相器，把乳状液流分为油、气、水层；

（3）在沉降罐前使用线性分段成滴器，沉降罐内设置分层液流装置；

（4）沉降罐排出的污水返回末端分相器前的预脱水装置入口；

（5）在预脱水装置和沉降罐内安装辐射状配流器，以避免油水稳定乳状液中间层的聚集；

（6）在净化设施中安装管式装置，利用集肤效应和浮选法对污水进行深度处理；

（7）在预脱水装置内部安装亲水和憎水装置等。

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1.2高含水期油水处理设备的工艺改造

1.2.1中东巴林油田油水处理设备工艺改造

巴林油田处于沙漠干旱地区，油水处理站排出的污水被排到210ｍ深的含水层，该含水层将是该地区用水的潜在水源。

按照环保管理规定注入水中含油不得超过20mg/L。

由于巴林油田含水的不断上升，原建油水处理设备已满足不了实际要求，尤其是油水分离后的污水含油量已达200～2168mg/L，为了解决产液量升高后油水处理工艺中污水含油超标问题，对原建设备进行了挖潜改造。

改造的具体办法是将原建的游离水分离罐中放入聚结器。

油水脱气液进入游离水分离罐，该罐中装有聚结组合件，聚合器的分离工艺分为“分散”和“聚结”，分散是不连续相过程，是把油分成小油滴，而聚结是把小油滴结合成大油滴的过程。

油分离的最佳设计是在聚结器内产生充分的聚结，在给定的时间内，压降越大，最大油滴的直径就越小，夹在喷嘴、控制阀、套头及渐缩管中，在短的距离会产生很大的压降，会影响小油滴聚结效果。

另外温度和油水密度差也是影响分离的重要参数，温度越高，油的粘度越低，油的垂直速率就越大，密度差越大，分离就越容易。

在使用新型FWKO（游离水分离罐）的整套工艺中，应按照油品的性质，确定适当的油水温度，再者就是尽量减小聚结器内压降，为此，在采用新的聚结器中已将器内碳素钢管改为玻璃纤维管，纤维管内压降小，也避免管内固体沉积和严重腐蚀。

该装置的主要设计参数：

采出水处理量…………………………………………………………………………………………………63000b/d（420m3/h）

进水含油量………………………………………………………………………………………………………500mg/L

添加剂，mg/L

破乳剂:

夏季:

……………………………………4～5,冬季:

…………………8～10

防垢剂:

夏季:

……………………………………2

比重°API

油…………………………………………………………………………………………………………………30（0.875）

水……………………………………………………………………………………………………………………1.07（1.0675）

粘度Cst油水

最低设计温度15℃-9.4-16.57

最高设计温度60℃-15.2–17.78

夏季平均温度26.5℃-14.0-17.5

脱出污水含油………………………………………………………………………………………………………20mg/L

为提高油水处理能力和降低污水含油指标，在油水处理工艺中，除采用新型FWKO装置外，还在脱出污水的工艺中安装了聚结器，使含油污水的除油率大大提高。

使污水含油达20mg／Ｌ以下。

巴林油田油水处理工艺中着眼于脱出污水的质量，为保障脱水质量在工艺中采用了污水质量自动监测系统。

1.2.2英国北海油田油水处理工艺的改进

Statfjord油田横跨挪威和英国北海，位于挪威海岸西约100英里处。

该油田有三个平台。

三个平台原油产量约125000Sm3/d,伴生气28×105Sm3/d，用于保护Brent油藏压力。

Statfjord平台生产靠两个油藏采油，Brent和Statfjord用64口井生产石油。

该油田现产水约30000～35000Sm3/d。

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根据巴黎委员会准则规定，水中含油20mg／Ｌ。

由于产水量增加，原来处理设备限制着除油量。

1988年以前，采出水是通过一个压力生产汇管得到处理的，或者通过试验分离器中的试验管汇办法选择试验单井的采出水，采出水从主处理管汇的油中分离出来，管汇包括４个压力分离器，５个容器和试验分离器。

约90％的水是从一级分离器中分离出来。

分离的水通过采出水闪蒸罐（脱气容器和气浮室处理），油田接收系统和排放系统的含油污水也是通过采出水处理系统处理。

来自气体处理设施的冷凝液和水又泵入处理系统或采出水闪蒸罐。

气浮室除油率是根据不同因素而变化，当操作状态最佳，而无干扰时，气浮室的出水水中含油量平均20mg／Ｌ左右。

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Statfjord油田平台采出水装置的主要改进措施是采用了旋流器和采出水闪蒸罐，在目前使用的污水排放系统中增加了离心机，用于处理排放系统的含油污水，以防止旋流器暂时的故障。

旋流器产生的重力离心力大于常规的重力分离设备，采用旋流工艺，无需加化学药剂，可有效地将水中的含油量保持在≤20mg／Ｌ以下。

2国内油田特高含水期集输系统配套工艺

我国东部油田，如大庆、胜利、辽河等油田自60年代陆续开发以来，其主力油田含水率已>90％，由于油田产水量不断上升，地面建设系统中普遍存在着脱水能力不足，以及由于产油量的递减，原油集输与处理系统运行效率和设备效率下降的问题。

“八五”期间，油田地面工艺技术的发展主要围绕着高含水期产液量不断增加的课题，开展了对油水分离工艺、含油污水处理和油田管道、容器的防腐等技术的研究，以及如何提高油气综合利用率、节能降耗、降低工程投资等课题的技术攻关。

各油田根据本油田的特点，采取了各种措施发展地面技术和完善地面工艺设备，取得了一定的成效。

大庆、胜利、辽河等油田虽然地理位置、原油性质不尽相同，地面工艺建设大体相同。

油气集输采用加热方式，油水分离采用游离水预脱除和低含水原油电脱水净化的两段脱水工艺，含油污水处理采用沉降、混凝、过滤三段处理工艺。

当油田进入高含水期，各油田对新建的油气集输和处理工程采用经过实践和较为完善的新技术、新设备；对老区和老站建设中立足于挖潜，利用原有设备和推广高效设备，千方百计地扩大脱水能力和含油污水处理能力。

2.1大庆油田油气系统的建设和改造

2.1.1大庆油田油气集输流程

大庆油田油气集输流程随着油田开发井网的不断调整和开采方式的不断变化而相应进行了调整和改造。

油气集输流程由开发初期的多井串联单管密闭流程（萨尔图流程）逐渐发展为单井进站集中计量的三管热水伴随流程、掺液流程等，为了适应油田开发方式和油田含水率的不断变化，目前广泛采用双管掺活性水流程。

该流程井口至计量站有两条管线，一条为出油管线，另一条为掺水管线，由大站供水。

油田在低含水期掺入活性水达到降粘保温输送的目的，还定期向油井内注入高压热水洗井清蜡；在中、高含水期可掺入常温水，或利用掺水和出油管线双管出油实现常温集油。

该流程适应了油田不同含水采油期的变化，解决了大庆高寒地区高凝原油的集输保温和洗井清蜡的问题。

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双管掺活性水流程主要技术参数：

集油半径2～5kｍ，集油泵站管井数50～150口，自喷井回压不大于0.4MPa，机采井回压小于1.0MPa，热水出站温度为70℃，热水洗井出站温度为80℃，单井掺热水量0.5～1.0m3／h，集输油自耗气10～15m３／t。

2.1.2．大庆油田高含水期区块建设现状

大庆喇萨杏油田采用三级布站方式，共建计量站1487座，转油站277座，脱水站45座。

原油集输由萨尔图流程、三管热水伴随流程，逐渐改为双管掺水保温热水洗井工艺流程，“八五”期间建的转油站实现了就地放水回掺工艺；对于产液量较大，含水较大的油井实现了常温集油工艺，目前不加热集油的油量，约占生产总油量的23.1％，降低了生产能耗及原油集输自耗气，原油脱水为了适应油田高含水期的生产，由三段逐渐过渡到游离水脱除—复合电脱水两段脱水工艺,使电脱水温度由原来的55℃降为45℃，使电脱水器的进口由原来的含水20％提高到50％，为了适应产液量的大幅度增加对游离水脱除设备进行了改造，三相分离器采用了波纹板网填料，提高了游离水处理能力及效果。

2.2胜利油田油气集输系统的建设和改造

胜利油田有59个断块油田,到“八五”后期，主力油田如胜采、临盘、孤东、桩西、孤岛等采油厂原油含水大于89％，由于油田产液量的增加和产油量的逐渐递减，许多区块的地面建设系统已不适应高含水的要求，油水分离和沉降超负荷，而原油外输系统运行效率下降。

“八五”期间胜利油田对高含水的五个采油厂和纯梁、河口二个地区，以及王家岗、广利、利津、东辛等四个油田的地面系统工程、集输系统、处理系统进行了工艺技术改造，主要做法是根据油田的具体情况调整地面系统总体布局，充分利用高含水期的特点，推广不加热输送技术，实施老站工艺改造挖潜，使油田建设水平有了明显的提高。

2.2.1调整总体布局的具体措施

2.2.1.1对较为偏远地区的接转站改为沉降放水站。

“八五”期间由于油田含水率的不断提高，宁海地区和孤东地区有八座接转站改为沉降放水站，实现了污水就地处理、就地回注，从整体上增加了原油沉降脱水能力和含油污水处理能力，减少了外输量，减轻了脱水转油站的负担。

2.2.1.2改造脱水转油站为沉降放水站。

如胜坨油田产液量的不断增加使脱水负荷加大，产油量的不断递减使原电脱水设备和外输系统利用率降低，“八五”期间对胜坨区块从总体上进行了调整，将原有八座脱水转油站中的七座改为沉降放水站，其中坨二站和坨四站的电脱水装置停运，实施了站内沉降脱水，将含水10～20％的原油输往102站进行集中电脱水，这样既节省了电耗，满足了外输的热力条件，减少了管理环节，又节省了建设投资和管理成本。

2.2.1.3大力推广高效三相分离器胜利油田老站挖潜改造的主要措施是对接转站，将分离缓冲罐改为三相分离器，实现了油气分离和游离水的预脱除；对脱水转油站则新建三相分离器，扩大脱水能力。

在对原为开式流程的脱水转油站的改建中，新建了三相分离器，将油井来液首先进三相分离器，分离后的含水油进入大罐进行热化学沉降处理，采用热化学沉降的方法，使净化油和含油污水指标达到了合格标准，取消了电脱水器。

为实现密闭，采用了大罐抽气装置，使开式流程的站实现了密闭。

“八五”期间有１１座站采用了三相分离技术，大罐热化学沉降，配合大罐抽气。

2.2.1.4对集中处理站流程进行了改造

在集中处理站流程中进站阀组至一段加热炉之间增加了游离水脱除器，先将原油中的部分游离水脱掉后，再进行加热，节省了能耗。

2.2.1.5积极开展地面工艺技术攻关结合胜利油田地面集输工艺上存在的亟待解决的问题，近年来，有针对性的分别在原油除砂、高含水原油的常温分离、污水常温除油、油井计量方面开展了技术攻关工作，并取得了一定的技术突破。

１９９５年，又将以上几个方面的单项技术成果在孤东2#接转站开展了高含水集输系统配套技术先导试验。

该试验成果对于提高胜利油田高含水期地面集输工艺技术水平和经济效益有着重要意义。

2.2.2胜利油田油气集输流程

2.2.2.1单管集输流程胜利油田根据油田各区块开发方式和油品性质不同，油气集输流程主要有单管集油流程、双管掺活性水流程和掺油流程等。

其中胜采、临盘、孤东等油田均采用单管集输流程。

该工艺流程在采出液经井口两相分离变压控制计量装置进行计量，进站后再由旋流四相分离装置进行油气水砂的分离，分出低含水油进沉降罐外输至联合站，含油污水经水力旋流器处理后外输回注，天然气进气网外输。

2.2.2.2高含水原油水力旋流除砂流程

该工艺流程采用水力旋流除砂器，对高含水原油进行除砂。

工艺流程为井口采出液计量后，进站利用两相分离先脱气，然后经水力旋流除砂器除砂后进沉降罐沉降。

2.2.2.3高含水原油水力旋流预分水和污水除油工艺流程

该流程为井口采出液计量后，进站经两相分离器脱气，经缓冲罐由离心泵提升后，进入水力旋流分水器和污水除油水力旋流器处理，分离出低含水原油进沉降罐外输，处理后的含油污水进水罐外输。

2．3辽河油田地面建设和改造辽河油田有17个断块，大部为稠油和高粘油，稀油约占总产油量的30％。

稠油和高粘油的开采采用水力活塞泵、井下热水、注蒸汽等方法，油气集输采用单井加热和掺稀油等流程，沈阳油田偏卜子油区高粘油采用不加热单管投球集输取得了成功，通过多年的实践的验证，对于原油凝固点低于40℃，油气比大于20m3／t的高粘油是可行的。

辽河老油田大部分是70年代初投入生产，如欢喜岭、曙光油田和兴隆台油田。

大都是稀油，目前含水在90％左右。

这些油田的油气集输流程都采用单管加热流程。

2.3.1辽河油田高含水期油田建设和改造

辽河油田“八五”期间新建的集输系统根据稠油的物性采用双管掺油集输方式，在油气水处理系统中采用三相分离技术、大罐沉降、大罐抽气和电脱水净化工艺。

1993年10月建成投产的洼38块油田是稠油油田，代表了辽河的设计水平。

全油田兴建计量接转站12座、掺稀油计量接转站4座，联合站1座，热注站2座，油气集输采用掺油流程，地面建设的特点是采用了橇装定型站，井口设有套管气回收系统，联合站采用三相分离技术，大罐沉降配套大罐抽气和高温高压电脱水工艺。

2.3.2辽河油田油气集输流程

兴一联的改建代表了辽河油田高含水期油气集输流程改建的特点。

由于该站投运时间较长，设备、管线腐蚀严重，生产设备运行效率低，开式流程，油气损耗大。

1992年对该站进行了改建。

新流程采用了高效三相分离器，使进站的高含水原油实现了油气分离，沉降脱水、净化一体的一段处理工艺。

各小站含水油进站后，经过脱水炉加热到40℃，进三相分离器进行油气水分离，破乳剂采用RI－01A型药剂，加药量30～40mg/L，分离后的合格的油进外输缓冲罐，由外输泵外输；分离后的污水含油＜500mg/Ｌ进污水沉降罐进行除油，然后自流至污水处理站；分离后的天然气经过除液输至配气站。

辽河油田老站改造的特点是立于采用高效设备和简化工艺流程，油气集输实现了夏季常温输送。

站外小站油气直接进联合站，实现了二级管理。

大力推广三相分离技术和充分利用原有设备以及采用大罐进行热化学沉降脱水。

兴一联的改建中，采用了三相分离器进行热化学一段处理工艺，取消了电脱水器，简化了流程，通过多年的生产实践证明,该流程生产可靠、操作维修方便。

在此后的兴二联改建中利用卧式罐进行油水预分离，分离出的含水油利用大罐进行热化学沉降，沉降时间为24～48h，热化学沉降后的油水指标符合标准要求。

2.4大港油田高含水期油气集输系统建设和改造

大港油田目前综合含水75～93％，由于油田含水量的不断上升，使油田脱水能力迅速增加，油田能耗也不断增高，因此，大港油田地面建设中，在不断扩大油田脱水能力的同时，对原有工艺设备进行了挖潜改造。

2.4.1