周兵(中石油遼河油田分公司高升采油廠)
聯合站應用低溫預脫水工藝節能潛力分析
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,使聯合站進站原油的集輸系統工藝不適應現有的發展,導致進站提溫效果差、能耗高等問題。聯合站借助于原有工藝設施進行低溫預脫水工藝改造,實現進站來液加熱前的油水初步分離,減少進站加熱爐加熱負荷,每年可降低生產運行成本150萬元以上。
聯合站 低溫預脫水 耗氣量 耗電量
高一聯合站投產于1978年,并于2008年對原油處理系統進行了改造。設計原油處理能力為170×104t/a,含水40%。目前,日處理液量5033 m3,日處理油量2151 t,采油作業一區進站含水原油的含水率達57.2%,合作開發區進站含水原油的含水率達54%,這部分原油的加熱負荷為4916 kW,每年消耗天然氣296.6×104m3。
高一聯原油脫水采用熱化學沉降脫水工藝[1],主要依托于進站加熱提溫、化學藥劑破乳及自然沉降三大作用,實現原油中的油水分離。由于進站液量大,含水率高,導致一次沉降罐后大部分熱量隨脫后污水進入污水處理系統,造成能源大量的浪費。目前3個作業區的分區進站、分區脫水、分區計量系統,處理后的原油混合外輸至渤海裝車站,脫出后的污水輸至雷一注。高一聯原油脫水工藝流程見圖1。
圖1 高一聯原油脫水工藝流程
2.1 改造后工藝流程
進站原油預脫水工藝改造充分利用站內已建設施,減少改造工作量,在現有二段熱化學沉降脫水工藝的基礎上增加不加熱的低溫預脫水工藝,即采用低溫預脫水+一段熱化學沉降+二段熱化學沉降的工藝方案,以降低一段加熱的能耗[2]。高一聯原油脫水處理規模設計為94.1×104t。改造內容:一區來液及合作區來液預脫水工藝改造,將站內10#罐和12#罐改為預脫水罐,10#罐安裝浮動發油裝置,12#罐增加布液管。新建一區及合作區來液預脫水提升泵、加藥系統及工藝管線、閥門、電氣、儀表等配套設施。改造后,原站內脫水流程可作為備用流程,若冬季溫度過低,影響預脫水效果時可啟用。改造后脫水工藝流程見圖2。
圖2 改造后脫水工藝流程
2.2 改造后設計參數
1)一區原油液量2284 m3/d,含水57.2%;原油進站溫度45℃;原油進站壓力0.20 MPa;原油預脫水溫度45℃;沉降時間大于或等于10 h;原油預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)合作區原油液量2311 m3/d,含水54%;原油進站溫度60℃;原油進站壓力:0.20MPa;原油預脫水溫度60℃;沉降時間大于或等于10 h;原油預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)二區原油液量438 m3/d,含水3.6%;原油進站溫度46℃;原油進站壓力0.30 MPa;原油一段沉降脫水溫度68℃;沉降時間大于或等于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%。
3.1 耗氣量
改造前脫水方案:一段熱化學沉降+二段熱化學沉降;改造后脫水方案:一段預脫水+二段熱化學沉降+三段熱化學沉降。改造前后溫度對比見表1。
表1 改造前后溫度對比
由表2可知,改造后的脫水方案節能效果顯著。改造后可節約燃料氣量103.88×104m3/a,節約燃料費用137.85萬元/a。
表2 改造前后能耗對比
3.2 耗電量
新增一區預脫水泵2臺,1運1備,單臺功率37 kW;新增合作區預脫水泵2臺,1運1備,單臺功率37 kW。一區和合作區各增加卸藥泵1臺,功率0.75 kW;加藥泵2臺,1運1備,單臺功率1.5 kW;攪拌泵2臺,1運1備,單臺功率3.5 kW。每年耗電量增加44.8×104kWh,增加電費成本30.55萬元。
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沉降方式進行原油破乳脫水;改造后加藥:原油脫水采取了預脫水劑和破乳劑兩次的投加方式,即進站來液游離水的一段預脫和二段乳化油的破乳沉降脫水。改造前后加藥量對比見表3。
10.3969/j.issn.2095-1493.2015.007.004
周兵,工程師,2006年畢業于大慶石油學院,從事油氣田儲運、油氣集輸和注水管理工作,E-mail:zhoubing19750810@ 126.com,地址:遼寧省盤錦市高升采油廠集輸大隊,124125。