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        勝坨油田地面集輸系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整

        2018-03-14 05:29:50劉宏亮劉子勇石世珍羅迎春
        石油石化節(jié)能 2018年1期
        關(guān)鍵詞:外輸系統(tǒng)優(yōu)化集輸

        劉宏亮 劉子勇 石世珍 羅迎春

        勝坨油田位于東營凹陷陳家莊凸起的南坡,是勝北弧形斷層南傾下降盤上的逆牽引背斜構(gòu)造,含油面積84.83 km2,地質(zhì)儲量46 104×104t,動用儲量45 802×104t,可采儲量18 538×104t。地面集輸系統(tǒng)現(xiàn)有聯(lián)合站7座、接轉(zhuǎn)站1座。隨著開發(fā)形勢的不斷變化,原油產(chǎn)量逐年遞減,勝坨油田各聯(lián)合站、接轉(zhuǎn)站等地面系統(tǒng)運行逐漸偏離原設(shè)計時的經(jīng)濟運行狀態(tài),站內(nèi)流程、工藝設(shè)備出現(xiàn)低負荷、低效率,能耗與成本不斷上升的運行狀況,影響著油田開發(fā)整體效益。圍繞上述問題,近年來通過不斷探索老油田地面集輸系統(tǒng)優(yōu)化簡化調(diào)整思路,形成了一系列優(yōu)化調(diào)整原則和簡化調(diào)整工藝,取得了顯著效果。

        1 原油鏈?zhǔn)教幚斫Y(jié)構(gòu)簡化

        集輸過程中由于常壓罐上游油氣分離設(shè)備的壓力高于大氣壓,原油內(nèi)溶有大量沸點低、蒸氣壓高、揮發(fā)性強的組分C1~C4。當(dāng)原油進入礦場儲罐、壓力將為常壓時,由于壓力的降低原油產(chǎn)生閃蒸損耗,降低常溫常壓下原油蒸氣壓的過程稱原油穩(wěn)定[1]。上世紀80年代開始,勝坨油田推廣應(yīng)用了“負壓閃蒸”原油穩(wěn)定工藝技術(shù),坨一、坨五、坨六、坨三、坨二、寧海聯(lián)合站原油穩(wěn)定裝置相繼建成投產(chǎn)。通過將未穩(wěn)定的原油加熱到一定溫度,然后減壓閃蒸分離得到相應(yīng)的混合烴和未凝氣,以降低原油集輸過程中的油氣損耗。隨著勝坨油田開發(fā)形勢的不斷變化,原油產(chǎn)量逐年降低,原油穩(wěn)定設(shè)施的處理能力與實際運行負荷的不適應(yīng)性逐漸顯現(xiàn)。

        一是原油穩(wěn)定裝置逐漸偏離原設(shè)計時的經(jīng)濟運行狀態(tài)。以坨一聯(lián)合站為例,穩(wěn)定裝置建成投產(chǎn)于1984年,設(shè)計能力80×104t/a(φ 1200/φ 2000×26 850穩(wěn)定塔1座,φ800×3200緩沖罐1座,負壓活塞壓縮機2臺,冷凝器2座),實際原油處理量14.6×104t/a,負荷率僅為18.3%,輕烴回收量為260 t/a。原油穩(wěn)定裝置逐漸成為聯(lián)合站原油處理鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)中的低效高耗環(huán)節(jié)。

        二是原油中C1~C4正構(gòu)烷烴的含量降低。以坨三聯(lián)合站為例,原油穩(wěn)定前C3~C5輕組分含量僅0.06%(表1);凈化原油初溜點高達119℃,遠高于負壓閃蒸的操作溫度80℃,且溫度140℃時,僅得餾分1%(表2),說明凈化原油輕組分含量很少。根據(jù)原油穩(wěn)定必要性條件,當(dāng)油田內(nèi)部原油蒸發(fā)損耗低于0.2%,可不進行原油穩(wěn)定[2]。

        表1 穩(wěn)定前原油組分數(shù)據(jù)

        為滿足原油穩(wěn)定要求,坨三聯(lián)合站處理原油溫度需升至87℃左右(外輸溫度(大于或等于65℃即可),加熱能耗高。同時裝置負荷率僅為58.8%,造成壓縮機機組效率低、運行能耗高。原油穩(wěn)定單位產(chǎn)品能耗達27.23×103MJ/t(表3)??紤]人工、操作及檢維修成本,經(jīng)濟效益較低。

        表2 穩(wěn)定前原油蒸餾分析數(shù)據(jù)

        表3 原油穩(wěn)定熱力、動力能耗計算分析結(jié)果

        面對上述問題,勝利油田勝利采油廠先后于2011年、2015年、2017年停運坨一、坨六、坨三聯(lián)合站原油穩(wěn)定等低效高耗環(huán)節(jié),原油處理鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)得以簡化,共節(jié)約耗熱和用電費用269.1萬元/a,優(yōu)化崗位用工22人。

        2 站間原油處理工藝整合

        隨著東部老油田已進入特高含水采油期,原油產(chǎn)量逐步遞減,地面工程中的原油集輸系統(tǒng)逐漸度過生產(chǎn)高峰期,設(shè)備負荷率較低,系統(tǒng)能力過剩,系統(tǒng)運行能耗高,噸油成本居高不下,影響著油田開發(fā)整體效益[3]。其主要體現(xiàn)在原油脫水提升、原油加熱、原油外輸?shù)拳h(huán)節(jié)。

        一是原油沉降脫水系統(tǒng)能力過剩,沉降罐負荷率較低,熱量散失較大。沉降罐平均負荷率僅為18.1%。較低的負荷率導(dǎo)致沉降時間過長,油罐內(nèi)油品通過罐頂、罐壁及罐底向周圍散熱,油罐內(nèi)氣體空間越大、油品停留時間越長,散熱量越大。經(jīng)理論計算這部分熱量可供進一次沉降罐液量提升5℃或10℃。

        二是油水泵電動機效率降低。油水泵平均電動機負載率為28.67%,特別是原油外輸泵電動機負載率僅為22.45%,原油脫水泵平均實際流量為額定流量的48.6%(低于50%的標(biāo)準(zhǔn))。原油脫水泵、污水外輸泵平均進出口壓力差為額定揚程的37.4%(低于50%的標(biāo)準(zhǔn))。變頻器平均運行頻率下降至35 Hz以下(表4)。變頻后電動機功率因數(shù)降低,使電動機的輸入功率有較大的下降,而電動機的基本損耗主要是由其結(jié)構(gòu)決定的,基本不隨頻率的變化而變化,故由電動機效率公式可知電動機效率降低[4]。

        表4 泵類設(shè)備運行參數(shù)

        由于地面工程建設(shè)是依據(jù)開發(fā)5~10年預(yù)測而設(shè)計的,如果開發(fā)形勢發(fā)生了較大變化,如原油產(chǎn)量遞減和綜合含水上升等,將引起地面系統(tǒng)布局、工藝流程、系統(tǒng)規(guī)模的不適應(yīng),系統(tǒng)效率將明顯下降,能耗上升。需要結(jié)合未來的開發(fā)預(yù)測和老油田更新改造,進行系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整,以保持系統(tǒng)高效運行[5]。針對勝坨油田原油產(chǎn)量遞減造成地面集輸系統(tǒng)低負荷狀況。率先提出了以勝二區(qū)坨四、坨六聯(lián)合站原油處理系統(tǒng)為試點的地面集輸工藝優(yōu)化整合方案。通過深入計算分析生產(chǎn)流程中的設(shè)備負荷、效率和節(jié)點能耗、能損,對如何通過原油處理工藝的優(yōu)化調(diào)整,最經(jīng)濟有效地挖掘原油處理系統(tǒng)節(jié)能降本的潛力,扭轉(zhuǎn)生產(chǎn)高耗低效的局面進行深入細致地研究。統(tǒng)籌設(shè)計出了兩站原油脫水、外輸工藝整體運行方案。

        方案工藝流程如下:調(diào)整坨六聯(lián)合站原油處理流程,來液進站經(jīng)三相分離器分隊計量、預(yù)分水,再進改為緩沖罐的二次沉降罐后,達到約10%~30%的含水原油,由外輸泵直接輸送至坨四聯(lián)合站原油一次或二次沉降罐,與坨四聯(lián)合站預(yù)分水后的低含水原油混合進行沉降處理,再經(jīng)蒸汽換熱器加熱后進凈化油罐脫水,達到外輸標(biāo)準(zhǔn)后輸送至原油交接室(圖1)。

        系統(tǒng)優(yōu)化后,預(yù)計將節(jié)約運行成本90萬元/a,增加低含水原油儲存能力3000~5000 m3,優(yōu)化崗位操作人員4人,目前該項目正在建設(shè)中。

        3 “一泵到底”輸油工藝優(yōu)化

        在油田進入高含水、特高含水開發(fā)階段,原來的技術(shù)界限已經(jīng)不再適應(yīng)新的開發(fā)形勢。通過開展科研攻關(guān)及現(xiàn)場試驗,對取得的新的成果和認識在系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整中進行應(yīng)用,使系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整后的地面工程和工藝更加優(yōu)化[6]。面對勝一區(qū)寧海、坨一聯(lián)合站原油外輸管線壓力高、溫降大的問題,探索并實施了“一泵到底”輸油工藝優(yōu)化方案。首先對原油交接室工藝流程進行改造,將坨一聯(lián)合站外輸管線計量后進總外輸匯管改為計量后進坨四聯(lián)合站原油外輸泵進口,改造后坨一聯(lián)合站外輸壓力首端由1.5 MPa下降到0.6 MPa;末端壓力由0.6 MPa下降到0.1 MPa,為寧海聯(lián)合站直接外輸至原油交接室創(chuàng)造了條件(表5)。坨一聯(lián)合站倒通站外寧海聯(lián)合站來油超越流程,寧海聯(lián)合站直接通過坨一聯(lián)合站外超越流程進入坨一聯(lián)合站外輸原油管線,輸送至坨四聯(lián)合站原油外輸泵進口,實現(xiàn)了寧海聯(lián)合站原油外輸工藝的“一泵到底”(圖2)。

        表5 “一泵到底”輸油工藝優(yōu)化前后參數(shù)對比

        圖1 工藝流程調(diào)整方案

        圖2 優(yōu)化后寧海聯(lián)合站原油外輸流程示意

        “一泵到底”輸油工藝優(yōu)化效果:管線運行壓力降低后,減少了管線穿孔次數(shù),坨一聯(lián)合站原油外輸管線再未穿孔,延長了管線的使用年限;同時外輸壓力的降低,年可節(jié)約外輸泵電量17×104kWh;沿程溫降由47℃降低為40℃,沿程溫降減少了7℃,年可節(jié)約5×104m3燃氣量。

        4 結(jié)論與認識

        1)立足當(dāng)前東部老油田聯(lián)合站生產(chǎn)現(xiàn)狀,滿足今后油田開發(fā)和生產(chǎn)需要,做到地上地下相結(jié)合、近期遠期相結(jié)合,優(yōu)化生產(chǎn)崗位配置,提高勞動生產(chǎn)率。結(jié)合老油田地面系統(tǒng)改造提升,解決油田區(qū)域負荷不平衡及能耗高的問題。

        2)貫徹“綠色低碳”發(fā)展思想,以國內(nèi)外先進水平為目標(biāo),加快老油田技術(shù)改造步伐,提高油田地面建設(shè)工藝技術(shù)水平,充分利用已建設(shè)施,節(jié)約能源,降低能耗,優(yōu)化工程投資,減少油田開發(fā)綜合成本,提高投資效益。

        [1]馮叔初.油氣集輸與礦場加工[M].東營:中國石油大學(xué)出版社,2006:331.

        [2]中國石油天然氣集團公司.油田油氣集輸設(shè)計規(guī)范:GB 50350—2015[S].北京:中國計劃出版社,2016:22.

        [3]王明信.油氣集輸系統(tǒng)優(yōu)化在大慶薩北油田的應(yīng)用[J].石油規(guī)劃設(shè)計,2007,18(3):20-22.

        [4]崔彬澎.集輸系統(tǒng)聯(lián)合站動力設(shè)備運行現(xiàn)狀分析[J].管道技術(shù)與設(shè)備,2004(1):26-28.

        [5]張奎文.原油集輸及處理系統(tǒng)節(jié)能對策[J].油氣田地面工程,2007,26(8):39-40.

        [6]李杰訓(xùn).大慶老油田地面系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整措施及效果[J].石油規(guī)劃設(shè)計,2007,18(3):1-37.

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