劉清華 王金昌 鐘 明

1海工英派爾工程有限公司2常州大學(xué)石油工程學(xué)院

沙漠油田中心處理站工藝系統(tǒng)改造設(shè)計

劉清華1王金昌1鐘 明2

1海工英派爾工程有限公司2常州大學(xué)石油工程學(xué)院

通過對某沙漠油田中心處理站內(nèi)的原油處理設(shè)施進行優(yōu)化改造，以提高終端油氣處理能力。利用段塞流捕集器來減少段塞流對站內(nèi)生產(chǎn)的沖擊，并進行初步的油氣水分離；新建油氣分離設(shè)備和壓縮機，回收利用目前水洗罐分離后去火炬的天然氣；通過優(yōu)化工藝參數(shù)，充分利用已建水洗罐，提高油水分離效果，并降低運行費用；新建油水換熱器回收利用熱量，降低原油進罐溫度，實現(xiàn)節(jié)能增效。

中心處理站；流程；改造；油氣分離；脫水

某沙漠油田中心處理站建于1975年，處理附近3個區(qū)塊的來液，處理能力為25 000 t/d。主要生產(chǎn)工藝為原油脫鹽、脫水、儲存和計量后外輸。站內(nèi)主要油氣處理工藝設(shè)施有：4臺原油加熱爐、3列電脫水/電脫鹽設(shè)施、4座10 000 m3沉降罐、9座28 000 m3的浮頂原油儲罐、6臺原油外輸泵等。

從2013年起，油田進入了恢復(fù)生產(chǎn)階段，油、氣、水產(chǎn)量逐年有大幅度的增長。中心處理站原設(shè)計處理能力已經(jīng)不能滿足復(fù)產(chǎn)階段33 000 t/d的要求，距離提產(chǎn)階段61 000 t/d更是相去甚遠。而且經(jīng)過40年的運行，特別是經(jīng)歷過戰(zhàn)爭破壞，設(shè)備老舊破損嚴重，遠遠達不到原設(shè)計能力，因此迫切需要擴建原油處理能力以適應(yīng)不斷增長的原油處理量要求。另外，隨著油田開發(fā)的深入，開發(fā)方式由自噴轉(zhuǎn)為注水開采，采出液的數(shù)量和性質(zhì)發(fā)生了變化，勢必要求工藝流程作出相應(yīng)的調(diào)整。為滿足油田開發(fā)的要求，在充分利用已建中心處理站內(nèi)設(shè)施的基礎(chǔ)上，對站內(nèi)工藝參數(shù)和流程進行了調(diào)整和改造。

1 運行現(xiàn)狀及存在的問題

各脫氣站初步油氣分離后的含水原油，經(jīng)管輸?shù)竭_中心處理站，進站溫度為40℃，進站壓力為0.25 MPa，經(jīng)加熱爐加熱到65℃后進行處理。含硫為1%的原油經(jīng)已建天然氣氣提塔氣提來降低原油中的硫含量。經(jīng)氣提后的原油進入3座10 000 m3沉降罐進行沉降，另有1座10 000 m3新建沉降罐即將接入流程。各罐流程相對獨立，可分別單獨操作運行。由于目前總來液量不足20 000 m3/d，正常生產(chǎn)中只使用1～2座沉降罐，可實現(xiàn)油水分離時間12～24 h。經(jīng)沉降脫水后的原油，通過3臺脫水泵增壓后進入兩級電脫水器進行脫水和脫鹽。電脫水后的原油進入28 000 m3的凈化油罐儲存，并經(jīng)站內(nèi)外輸泵外輸。站內(nèi)工藝設(shè)施主要存在的問題如下：

（1）段塞流對站內(nèi)生產(chǎn)造成沖擊。隨著上游來液的增加，油中含氣量顯著增加。由于來油管線沿途有較大高差，易形成段塞流。按站內(nèi)現(xiàn)有流程，段塞流會對站內(nèi)設(shè)備造成沖擊，急需建設(shè)相應(yīng)段塞流捕集器以消除段塞流影響，同時進行初次的油、氣、水分離，以降低加熱爐負荷。

（2）放火炬氣含烴多，污染嚴重。油氣產(chǎn)量增加會導(dǎo)致大量伴生氣溶解在原油中。在現(xiàn)有流程中只能在水洗罐中釋放出來，導(dǎo)致水洗罐液面劇烈波動，大量輕烴進入火炬系統(tǒng)，環(huán)境污染嚴重。中心處理站的處理量上升要求增加所需的天然氣量，需要將站內(nèi)分離出的含硫天然氣輸送至天然氣廠進行脫硫處理。這就要求新建油氣分離設(shè)備，減少進入水洗罐的天然氣量，把站內(nèi)分離出的大量天然氣回收利用。

（3）原油含水率上升，脫水能力不足。隨著油田的開發(fā)方式由自噴采油轉(zhuǎn)向注水開采，原油含水率將迅速上升。研究表明，提高分離溫度有利于油水分離[1]。在含水率和產(chǎn)量同時迅速上升時，站內(nèi)加熱爐的加熱溫度難以滿足原油脫水要求，會直接影響到原油含水率。另一方面，由于含鹽量與原油含水量密切相關(guān)[2]，為滿足外輸凈化原油對含鹽量的指標要求，在保證電脫水能力滿足要求的前提下，電脫水器入口含水率要求不高于30%。

（4）能源利用不合理，浪費嚴重?，F(xiàn)有流程中，電脫水后的原油缺少換熱流程，直接進入凈化油罐儲存。雖然管線不做保溫，但是由于中心處理站地處沙漠地帶，環(huán)境溫度較高，導(dǎo)致進罐溫度很高。另外仍然需要大量的天然氣作為加熱爐燃料，造成了大量的能源浪費。

2 流程優(yōu)化改造

針對原油處理能力不足的現(xiàn)狀，擴建站內(nèi)能力不足的工藝設(shè)備。針對原油含水、含氣上升帶來的問題，通過采用新工藝、新設(shè)備來解決。改造后的工藝流程如圖1所示。

2.1 進站油氣分離系統(tǒng)優(yōu)化

圖1 優(yōu)化改造后原油處理流程示意圖

上游脫氣站油氣分離壓力上升，導(dǎo)致油氣分離不徹底，原油中攜帶大量的溶解氣。需要首先對站內(nèi)的油氣分離系統(tǒng)進行改造，使原油中的伴生氣在進入水洗罐之前與原油進行分離，以減輕對站內(nèi)工藝系統(tǒng)造成的影響?？紤]到站外集輸管線沿途高低起伏較為明顯，段塞流較為嚴重，因此在進站閥組后新增段塞流捕集器，兼顧消除段塞流和油氣水三相初次分離的作用。在設(shè)備選型上選擇帶有GLCC的段塞流捕集器，可以顯著減小設(shè)備尺寸，提高分離效果[3]，并減少段塞流對生產(chǎn)系統(tǒng)造成的沖擊。

經(jīng)計算，選擇段塞流捕集器的尺寸為3 200 mm× 18 000 mm，具有較大的段塞流容積，可滿足50 m3的最大段塞流接收要求。在正常操作時，含水原油在捕集器中停留時間較長，有利于進行初次油水分離，提高油水分離效果，降低站內(nèi)后續(xù)工藝設(shè)備的處理負荷。捕集器分離壓力為0.6 MPa，分離出的伴生氣滿足天然氣廠進站條件，可不經(jīng)壓縮直接輸送至天然氣廠進行脫硫處理。

2.2 脫氣系統(tǒng)優(yōu)化改造

由于段塞流捕集器0.6 MPa的分離壓力較高，仍有相當數(shù)量的溶解氣沒有從原油中分離出來，為保證水洗罐的平穩(wěn)運行，需要在水洗罐前增加二級油氣分離設(shè)備（脫氣罐）以進一步進行油氣分離，操作壓力為0.25 MPa。脫氣罐分離后的天然氣通過壓縮機增壓至0.5 MPa輸送至天然氣處理廠脫硫處理。經(jīng)過二級油氣分離之后的原油進入氣提塔，與天然氣逆向接觸進行脫硫。由于大量的溶解氣已經(jīng)通過段塞流捕集器和脫氣罐從原油中分離出去，減少了水洗罐內(nèi)分離出天然氣的數(shù)量，有利于水洗罐的平穩(wěn)操作；同時也減少了從水洗罐頂部去火炬的天然氣，減少了環(huán)境污染。

2.3 油水沉降分離操作優(yōu)化改造

段塞流捕集器和脫氣罐中的停留時間相對較短，如果僅僅依靠這些設(shè)備來保證電脫水器進口含水率低于30%，在目前原油含水率低的情況下暫時能夠滿足要求。由表1可知，含水率為40%的原油在加藥濃度100 mg/L、脫水溫度65℃時，需要3 h才能滿足電脫水器進口原油含水率低于30%的要求。隨著原油產(chǎn)量增加和含水率的迅速上升，來液停留時間越來越短，滿足油水分離要求的難度逐漸加大，因此需要保留原流程中的水洗罐。

表1 含水率為40%的混合原油脫水試驗數(shù)據(jù)

在復(fù)產(chǎn)階段，原油產(chǎn)量達到33 500 t/d時，站內(nèi)已建水洗罐可以保證原油有20 h以上的停留時間。按照含水率為40%的混合原油脫水試驗數(shù)據(jù)，在藥劑濃度100 mg/L、溫度65℃時，20 h的沉降時間可以達到92%的脫水率，優(yōu)于電脫水進口原油含水率低于30%的要求。根據(jù)脫水試驗數(shù)據(jù)，也可以在沉降時間不變的前提下，把原油加熱溫度降低到55℃，從而實現(xiàn)低溫脫水的目標[4]。按照2015年原油產(chǎn)量40 783 t/d、產(chǎn)水量11 825 t/d計算，每降低來液5℃的溫升，可節(jié)約燃料用氣25 700 m3/d。通過調(diào)整工藝參數(shù)，可以達到減少投資、降低運行費用的目的，從而實現(xiàn)節(jié)能增效。

2.4 增加換熱流程，節(jié)能降耗

站內(nèi)每列已建電脫水器處理能力為8 300 t/d，主要是通過新增2列電脫水器提高脫水處理能力。原流程中兩級電脫水器進行脫水、脫鹽后的高溫原油直接進入大罐儲存，大量熱量不能回收利用。通過工藝流程優(yōu)化，增加油水換熱器對凈化原油進行取熱，將原油進罐溫度降低15℃后再進凈化油罐，可節(jié)約大量的能源。

3 結(jié)論

通過對全站的流程進行系統(tǒng)優(yōu)化，并通過應(yīng)用新技術(shù)和新設(shè)備，解決了原有流程中脫水、脫氣能力不足、環(huán)境污染、能源浪費嚴重的問題，滿足了復(fù)產(chǎn)階段油、氣、水處理的要求。工藝流程相對簡單、適應(yīng)性強、運行可靠、安全環(huán)保。主要體現(xiàn)在以下幾方面：①將油氣分離和原油脫水視為一個整體考慮，通過分段脫氣，避免了原流程中油氣分離對原油脫水沉降的影響。在保證脫氣效果的同時，提高了沉降脫水的效率。②帶有GLCC技術(shù)的段塞流捕集器等新設(shè)備和新技術(shù)的應(yīng)用，實現(xiàn)了油、氣、水的高效分離，節(jié)約能源并降低了投資。同時消除了段塞流對站內(nèi)工藝設(shè)備的沖擊，保證平穩(wěn)操作。③將分出的不同壓力等級伴生氣進行處理和利用，降低火炬泄放量，減少環(huán)境污染。④充分利用已建沉降罐，并對站內(nèi)換熱流程進行調(diào)整，降低進站原油加熱負荷，減少藥劑消耗，實現(xiàn)節(jié)能降耗。

[1]于洪喜．稠油乳狀液穩(wěn)定性實驗研究[J]．油氣田地面工程，2007，26（10）：16-17.

[2]張曉華．原油脫水技術(shù)研究進展[J]．化工科技，2009，17（5）：57-62.

[3]仇晨．一種新型的高效節(jié)能GLCC分離器在中海油的應(yīng)用研究[J]．中國海洋平臺，2010，25（5）：45～48．

[4]王寧．降低遼河冷家油田冷一聯(lián)加熱負荷工藝技術(shù)研究[J]．石油工程建設(shè)，2013，39（2）：40-41.

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.9.023

劉清華：博士，2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）化學(xué)工程與技術(shù)專業(yè)，現(xiàn)工作于海工英派爾工程有限公司。

2015-03-04

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