周兵（中石油遼河油田分公司高升采油廠）

聯(lián)合站應(yīng)用低溫預(yù)脫水工藝節(jié)能潛力分析

周兵（中石油遼河油田分公司高升采油廠）

隨著油井綜合含水的上升，油田面臨著水、電、氣等所用能源緊缺的局面。由于油水比例的變化，使聯(lián)合站進(jìn)站原油的集輸系統(tǒng)工藝不適應(yīng)現(xiàn)有的發(fā)展，導(dǎo)致進(jìn)站提溫效果差、能耗高等問(wèn)題。聯(lián)合站借助于原有工藝設(shè)施進(jìn)行低溫預(yù)脫水工藝改造，實(shí)現(xiàn)進(jìn)站來(lái)液加熱前的油水初步分離，減少進(jìn)站加熱爐加熱負(fù)荷，每年可降低生產(chǎn)運(yùn)行成本150萬(wàn)元以上。

聯(lián)合站 低溫預(yù)脫水 耗氣量 耗電量

1 原油脫水系統(tǒng)現(xiàn)狀

高一聯(lián)合站投產(chǎn)于1978年，并于2008年對(duì)原油處理系統(tǒng)進(jìn)行了改造。設(shè)計(jì)原油處理能力為170×104t/a，含水40%。目前，日處理液量5033 m3，日處理油量2151 t，采油作業(yè)一區(qū)進(jìn)站含水原油的含水率達(dá)57.2%，合作開(kāi)發(fā)區(qū)進(jìn)站含水原油的含水率達(dá)54%，這部分原油的加熱負(fù)荷為4916 kW，每年消耗天然氣296.6×104m3。

高一聯(lián)原油脫水采用熱化學(xué)沉降脫水工藝[1]，主要依托于進(jìn)站加熱提溫、化學(xué)藥劑破乳及自然沉降三大作用，實(shí)現(xiàn)原油中的油水分離。由于進(jìn)站液量大，含水率高，導(dǎo)致一次沉降罐后大部分熱量隨脫后污水進(jìn)入污水處理系統(tǒng)，造成能源大量的浪費(fèi)。目前3個(gè)作業(yè)區(qū)的分區(qū)進(jìn)站、分區(qū)脫水、分區(qū)計(jì)量系統(tǒng)，處理后的原油混合外輸至渤海裝車(chē)站，脫出后的污水輸至雷一注。高一聯(lián)原油脫水工藝流程見(jiàn)圖1。

圖1 高一聯(lián)原油脫水工藝流程

2 低溫預(yù)脫水工藝改造方案

2.1 改造后工藝流程

進(jìn)站原油預(yù)脫水工藝改造充分利用站內(nèi)已建設(shè)施，減少改造工作量，在現(xiàn)有二段熱化學(xué)沉降脫水工藝的基礎(chǔ)上增加不加熱的低溫預(yù)脫水工藝，即采用低溫預(yù)脫水+一段熱化學(xué)沉降+二段熱化學(xué)沉降的工藝方案，以降低一段加熱的能耗[2]。高一聯(lián)原油脫水處理規(guī)模設(shè)計(jì)為94.1×104t。改造內(nèi)容：一區(qū)來(lái)液及合作區(qū)來(lái)液預(yù)脫水工藝改造，將站內(nèi)10#罐和12#罐改為預(yù)脫水罐，10#罐安裝浮動(dòng)發(fā)油裝置，12#罐增加布液管。新建一區(qū)及合作區(qū)來(lái)液預(yù)脫水提升泵、加藥系統(tǒng)及工藝管線、閥門(mén)、電氣、儀表等配套設(shè)施。改造后，原站內(nèi)脫水流程可作為備用流程，若冬季溫度過(guò)低，影響預(yù)脫水效果時(shí)可啟用。改造后脫水工藝流程見(jiàn)圖2。

圖2 改造后脫水工藝流程

2.2 改造后設(shè)計(jì)參數(shù)

1）一區(qū)原油液量2284 m3/d，含水57.2%；原油進(jìn)站溫度45℃；原油進(jìn)站壓力0.20 MPa；原油預(yù)脫水溫度45℃；沉降時(shí)間大于或等于10 h；原油預(yù)脫水后含水小于或等于16%；原油一段沉降脫水溫度65℃；沉降時(shí)間大于或等于52 h；原油出一段沉降罐含水小于或等于1.5%。

2）合作區(qū)原油液量2311 m3/d，含水54%；原油進(jìn)站溫度60℃；原油進(jìn)站壓力：0.20MPa；原油預(yù)脫水溫度60℃；沉降時(shí)間大于或等于10 h；原油預(yù)脫水后含水小于或等于16%；原油一段沉降脫水溫度65℃；沉降時(shí)間大于或等于18 h；原油出一段沉降罐含水小于或等于10%；原油二段沉降脫水溫度75℃；沉降時(shí)間大于或等于50 h；原油出二段沉降罐含水小于或等于1.5%。

3）二區(qū)原油液量438 m3/d，含水3.6%；原油進(jìn)站溫度46℃；原油進(jìn)站壓力0.30 MPa；原油一段沉降脫水溫度68℃；沉降時(shí)間大于或等于160 h；原油出一段沉降罐含水小于或等于1%；原油二段沉降脫水溫度55℃；沉降時(shí)間大于或等于190 h；原油出二段沉降罐含水小于或等于1%。

3 工藝改造前后對(duì)比

3.1 耗氣量

改造前脫水方案：一段熱化學(xué)沉降+二段熱化學(xué)沉降；改造后脫水方案：一段預(yù)脫水+二段熱化學(xué)沉降+三段熱化學(xué)沉降。改造前后溫度對(duì)比見(jiàn)表1。

表1 改造前后溫度對(duì)比

由表2可知，改造后的脫水方案節(jié)能效果顯著。改造后可節(jié)約燃料氣量103.88×104m3/a，節(jié)約燃料費(fèi)用137.85萬(wàn)元/a。

表2 改造前后能耗對(duì)比

3.2 耗電量

新增一區(qū)預(yù)脫水泵2臺(tái)，1運(yùn)1備，單臺(tái)功率37 kW；新增合作區(qū)預(yù)脫水泵2臺(tái)，1運(yùn)1備，單臺(tái)功率37 kW。一區(qū)和合作區(qū)各增加卸藥泵1臺(tái)，功率0.75 kW；加藥泵2臺(tái)，1運(yùn)1備，單臺(tái)功率1.5 kW；攪拌泵2臺(tái)，1運(yùn)1備，單臺(tái)功率3.5 kW。每年耗電量增加44.8×104kWh，增加電費(fèi)成本30.55萬(wàn)元。

3.3 加藥量

改造前加藥：原油脫水主要采用一次性投加破乳劑的熱化學(xué)沉降方式進(jìn)行原油破乳脫水；改造后加藥：原油脫水采取了預(yù)脫水劑和破乳劑兩次的投加方式，即進(jìn)站來(lái)液游離水的一段預(yù)脫和二段乳化油的破乳沉降脫水。改造前后加藥量對(duì)比見(jiàn)表3。

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.007.004

周兵，工程師，2006年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，從事油氣田儲(chǔ)運(yùn)、油氣集輸和注水管理工作，E-mail：zhoubing19750810@ 126.com，地址：遼寧省盤(pán)錦市高升采油廠集輸大隊(duì)，124125。