原油脱水系统工程优化改造设计探讨.pdf
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1、中国科技期刊数据库 工业 A 收稿日期:2023 年 12 月 22 日 作者简介:金晓(1973),男,浙江绍兴人,大学本科,高级主管,研究方向为工程管理。-78-原油脱水系统工程优化改造设计探讨 金 晓 胜利油田审计部,山东 东营 257000 摘要:摘要:随着稠油区块的投入开发,针对 A 联合站进站液量不断增加,始终处于满负荷运行状态,而且由于所处理的原油物性呈变差趋势,特别是联合站内各类工艺设备如沉降罐、电脱水器等由于腐蚀老化,导致脱水的效果越来越差,因此,文章通过对 A 联合站分析了原油脱水系统运行的实际情况,对相关工程优化设计作了分析,进一步明确了原油脱水系统工程优化改造设计的基本
2、方向,并重点在工艺流程设计优化、系统设备选型,包括三相分离器扩容、油罐更新和电脱水器改造等重要节点,形成 A 联合站原油脱水系统改造设计优化方案,旨在通过工程优化改造,以简化工艺流程,提高运行效率,改善原油脱水效果,有效保护生态环境,从而满足原油勘探开发和长远发展需要。关键词:关键词:油气地面工程建设;原油脱水系统工程;优化改造设计 中图分类号:中图分类号:TE96 A 联合站初期进液量相对较少,原油物性较好,站内采用重力沉降和电脱水处理工艺,基本满足生产需求。然而,随着稠油区块的投入开发,联合站进站液量不断提升,导致运行超负荷,而且处理原油物性呈变差趋势,使得沉降工艺分水的效果不理想,消耗的
3、能量多,分出原油含水指标不稳定。同时,联合站沉降罐、电脱水器因运行时间长、老化腐蚀严重,脱水的效果越来越差。因此,迫切需要在充分利用原有设备、建(构)筑物,做到环保、节能、节省土地和投资的基础上,对该联合站进行原油脱水系统进行工程优化设计改造,简化工艺流程,提高运行效率,以解决 A 联合站进站液量大,含水率高,进站原油粘度大等引起的沉降效果差,原油含水指标不稳定,以及站内流程过长等问题,改善原油脱水效果,降低电脱水器进口含水率,出口原油含水率,从而满足勘探开发和长远发展需要。1 联合站原油脱水系统运行现状及工程优化改造设计的必要性分析 A 联合站属某采油厂最大联合站,处理的液量非常大,主要负责
4、 4 个采油管理区产液的处理任务,以及 B联合站部分原油的外输任务。初期设计脱水处理能力180104t/a,原油处理外输能力 150104t/a,污水处理能力为 40000m3/d,天然气外输能力 40000m3/d。1.1 联合站原油脱水系统工艺流程及现状 A 联全站主流程为油气水三相分离、原油沉降脱水、净化油加热外输等功能,采用预分水+大罐沉降+电脱水的处理工艺,站内沉降流程为三级沉降。(1)进站阀组及预分水系统 联合站建有进站阀组 4 套,三相分离器 5 台,设计液量处理规模为 40000m3/d,出口原油含水率为 50%。B 采油管理区进站液量为 43000m3/d,预分水后原油含水率
5、为 55%。(2)沉降系统 联合站建有 5000m3一次沉降罐 2 座,5000m3二次沉降罐 1 座,3000m3溢油罐 1 座,负责处理 B 采油管理区预分水后产液及垦利联合站来液的沉降处理任务。一次、二次沉降罐沉降温度为 3839,沉降时间为 48.7h,原油出口含水率为 25%,含水率为 25%的原油经电脱水器处理后进入溢油罐,经过溢油后原油出口含水率达到 2%。(3)增压系统 联合站建有脱水泵 4 台(1 用 3 备),规格为Q=234m3/h、H=93.5m、N=110kW,外输泵 2 台(1 用 1备),规格为 Q=234m3/h、H=93.5m、N=100kW,均为离心泵,它们
6、主要是为了增加原油能量和压力,弥补压力损失,满足后续工序的压力需求。脱水泵将沉降罐原油提升至 0.48MPa 后进入加热系统,外输泵将净化油罐原油提升至 0.6MPa 后外输。(4)加热系统 中国科技期刊数据库 工业 A-79-联合站建有加热炉 9 台,换热器 12 台,主要用于站内经过一次、二次沉降罐出口的含水原油进入电脱水器的加热任务,加热炉或换热器将二次沉降罐出口原油由 38加热或换热至 70后进入电脱水系统,生产加热使用的为换热器。(5)电脱水器系统 联合站目前建有 6 台300012600 电脱水器,投产于 1985 年,用于负责二次沉降罐出口含水原油的进一步脱水处理。电脱水器运行温
7、度为 70,进口原油含水率 25%,经电脱水器处理后,出口原油含水率为3%5%,未达到原油含水率为 2%的指标。(6)加药系统 联合站内设有加药系统 3 套,共 16 台加药泵。3套加药装置分别位于进站阀组、脱水泵含水原油进口及污水外输 3 部分。主要投放药剂为净水剂 DAA,破乳剂、缓蚀剂及杀菌剂等,通过不同位置对不同药剂的投放,满足生产处理要求。(7)储存系统 站内建有 5000m3 净化油罐 2 座(4#、6#)2000m3净化油罐 1 座(1#),负责储存联合站含水率2%的净化油以及垦西联合站间断输送来的净化油。由于溢油罐容积为 3000m3,净化油罐容积为 5000m3,实际生产中净
8、化油罐的有效容积为其总容积的 83%,净化油罐的有效总容积为 10000m3,净化油罐目前净化油存储时间仅为 2.74d。1.2 A 联合站原油脱水系统工程优化改造设计的必要性分析(1)原油处理已经超负荷运行,处理指标不稳定,原油储存天数达不到设计规范要求 原油处理已经超负荷运行、处理指标不稳定。由于稠油储量较大,A 联合站负责的 7 个稠油区块投入开发,合计含油面积16.3km2,探明储量2634.69104t,动用地质储量 1686.2104t,稠油年产油量 44.7576104t。随着稠油区块的开发投产,进站原油粘度为1960mPas,稠油原油粘度为 30007622mPas,经计算,混
9、合后原油粘度为 22212812 mPas,进站原油物性变差。A 联合站为采油厂的主力联合站,为五星级站库,处理油量占采油厂总油量的 40%,超负荷运行给联合站的正常运行带来一定的安全隐患。原油储存天数达不到设计规范要求。站内共有净化油罐 3 座,分别为 2000m3 净化油罐 1 座、5000m3净化油罐 2 座,站内处理油量为 3300t/d,垦西联合站来油为 350t/d,净化原油储存天数为 2.79d。根据 油气集输设计规范GB50350 规定,“原油以管道外输的油田,储备天数不应少于 3d”,A 联原油储存天数不满足规范要求。A 联合站产液处理后输至首站,由于目前满负荷运行,且随着稠
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