原油脱水系统工程优化改造设计探讨.pdf

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 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，且随着稠油产量的不断增加，出口含水不稳定，一旦遇到事故原油处理不能达标，将对首站造成严重的影响。（2）站内流程不完善，不利于生产运行管理，不符合中石化“碧水蓝天”环保计划 站内为开式流程，油气损耗高。A 联合站内工艺流程为开式流程，冬季与夏季油气损耗率分别为 0.1203%、0.0409%，油气损耗量合计为 4t/d 左右。另外，随着近年来热采油比例增加，站内天然气中硫化氢含量严重超标，与中石化集团公司实施的“碧水蓝天”工程相违背，而且对站内职工健康造成威胁。原油处理工艺流程过长。由于油田进站原油密度大、粘度高、沥青质、胶质组分含量高，处理难度较大，为保证原油处理指标的合格，A 联合站增加“油气分离器预分水”及“三级沉降溢油罐”流程，导致原油处理工艺流程过长。沉降罐内部结构不合理，外部保温措施不完善。二次沉降罐出油口低，原油含水率不稳定，加热耗能高。受重力沉降影响，联合站二次沉降罐内的原油含水分布不均匀，罐内自下而上，原油含水逐渐降低，造成脱水及加热耗能高。（3）站内部分设施腐蚀老化严重，影响生产。站内部分设备腐蚀严重 A 联合站 1#净化油罐第四圈板至第七圈板壁厚减薄量均大于 20%，且罐原始壁厚较薄；罐顶壁厚减薄严重，存在多处穿孔，抽测壁厚最小值为 1.81mm，无法确保 1#净化油罐安全运行。2#溢油罐第六圈板至第八圈板壁厚减薄量均大于 20%，且罐原始壁厚较薄；罐顶壁厚减薄严重，存在多处穿孔，抽测壁厚最小值为2.35mm，无法确保 2#油罐安全运行。需要对 1#净化油罐、2#溢油罐需进行报废更新，以确保设计改造后，能实现储罐的长期安全运行。中国科技期刊数据库 工业 A-80-2 联合站原油脱水系统工程优化改造设计基本思路 A联合站内三相分离器设计处理规模为40000m3/d，实际进站液量为 43000m3/d，且原油物性的变差，使得三相分离器出口含水率不能达到设计 50%的参数，根据指标预测，未来 5 年井排最大来液为 46000m3/d，因此工程方案优化设计新建三相分离器 1 台，降低一段沉降出口原油含水率。根据一段沉降实验及已建三相分离器投产初期含水率 50%的指标，方案优化设计一段沉降出口原油含水率为 45%，从流程最前端控制原油脱水效果。A 联合站原油脱水系统目前采用三级沉降的开式流程，不仅流程长，而且能耗高。方案设计要将站内腐蚀穿孔严重的 1#2000m3 净化油罐、2#3000m3 溢油罐进行拆除，新建 2 座 5000m3 沉降罐兼净化油罐，不仅可以实现原油储存天数达到 3 天的要求，而且增加二段沉降时间，降低进入电脱水器的原油含水率，减少三次沉降流程，从前端保证原油脱水效果，降低出口原油含水率。同时，方案设计要对站内投产运行时间长达 28 年的电脱水器进行更换，并对站内未保温的 4#、6#号净化油罐进行保温设计。另外，在站内增设大罐抽气装置 1 套，实现流程的密闭化，在二次沉降罐安装浮动收油装置 1 套，稳定出口原油出口含水率，降低能耗。3 联合站原油脱水系统优化改造设计实施方案的确定 对 A 联合站原油脱水系统改造优化的必要性进行分析，按照工程改造设计的基本思路和方向，重点对联合站工艺流程、工艺设备，包括脱水系统设备的选型进行分步设计、系统优化，进而确定改造优化设计的基本实施方案，以为工程施工运行提供指导。3.1 优化工艺流程设计 A 联合站改造后依然采用预分水+大罐沉降+电脱水的处理工艺，站内沉降流程为二级沉降。主要工艺流程包括：进站来液站内阀组三相分离器（油气水预分离）天然气处理系统，含油污水、含水原油、联合站来液一次沉降罐二次沉降罐（主要是进行沉降脱水）脱水泵增压原油电脱水器净化油罐外输泵增压首站。为有效避免油气消耗，需要设计安装大罐抽气装置 1 套。3.2 优化设备选型设计 需要安装大罐抽气装置，实现流程密闭运行，降低油气消耗。（1）装置组成 装置内由 1 台一拖二智能变频控制柜、2 台风冷活塞式天然气压缩机、压力开关、差压变送器及电接点压力开关、压力仪表、油气水分离器等组成。（2）工作原理 大罐挥发气体经集气管线输送到压缩机房现场，先经过压缩机进口分离器将大罐挥发气中的液体（主要成分是轻质油和冷凝水）分离出来，气体进入压缩机，经过压缩增加后输至联合站内脱硫装置入口。在分离器内，分离出的液体积累到一定液位高度后，自动发出报警信号，提示操作者排液，当液位达到限制高度时，报警停机，防止液体进入压缩机。压缩机采用两级压缩，级间设有一套小型液体分离器，用以分离一级压缩产生的液体。3.3 优化三相分离器扩容设计 根据 A 联合站未来五年指标预测，针对采油管理区未来最大液量处理能力进行设计，新增预分水处理规模为 6000m3。需要新建三相分离器 1 台。A 联合站新建 1 台三相分离器后，按照 6 台三相分离器液面控制在直径 1/2 处计算，进站产液的总沉降时间 15.9min。满足规范要求。3.4 优化油罐更新设计 一次沉降罐满足设计要求。二次沉降罐总容积应不小于 7668.07m3,方案设计更新 2#溢油罐为 5000m3 二次沉降罐，规格为=23640、H=12518，更新后二次沉降罐内原油沉降时间为 39.12h，保证原油的沉降时间及效果。净化油罐，需新建 5000m3 净化油罐 1 座，=23640、H=12518，为立式钢制固定顶油罐，从而满足净化油罐存储时间要求。3.5 优化电脱水器改造设计 针对联合站内已建 6 台300012600 电脱水器目前壳体腐蚀严重，内部构件腐蚀老化严重的情况，对 6 台电脱水器进行更新设计。新建电脱水器选型为300014600mm，数量为 5 台，当 1 台电脱水器检修中国科技期刊数据库 工业 A-81-时，剩余 4 台处理油量为 34.375m3/h，负荷率为 116%，符合 1 台电脱水器检修时其余电脱水器负荷不大于设计处理能力 120%的规范要求。在同步优化设备管网配套改造的同时，考虑到原油处理系统、污水处理系统均能达到运行要求，不再进行优化改造。4 结论（1）对联合站内原油脱水系统工艺流程进行优化，由三级沉降改为两级沉降，减少溢油环节，从流程前端控制原油脱水效果；将站内开式流程改为密闭流程，减少环境污染；扩建原油储存能力，增加液量处理规模，提高生产运行效率。（2）联合站新建400017900 三相分离器 1 台，拆除 2000m3净化油罐 1 座、3000m3溢油罐 1 座，原位置 新 建 5000m3沉 降 兼 净 化 油 罐 2 座，更 新 300012600 的电脱器 6 台。另外，在站内安装大罐抽气装置 1 套，将站内的开式流程改为密闭流程，在 2座二次沉降罐内安装浮动收油装置各 1 套。（3）联合站原油脱水系统改造工程建设预计总投资 3484.77 万元，大罐改造安装抽气装置后，可以实现密闭运行，减少油气损耗，二次沉降罐改造安装自动出油装置后，原油进脱水泵含水率可控制在 20%左右。（4）联合站原油脱水系统改造工程实施后，新建大罐及电脱水器设有自控系统，可实现对罐内生产参数的实施监控，有效提高管理水平；同时，增设了大罐抽气装置，减少大罐呼吸损耗带来的环境污染及对人体的损害，可以有效地保护生态环境。参考文献 1李荣朵,李金宇,张林,赵福全.新型大罐抽气装置在采油厂的应用J.石油石化节能,2020(11):112-114.2杜金秀,马志,高辉,等.联合站除硫抑菌剂研究及现场应用J.油气田地面工程,2023,42(3):23-28.3田雨松.联合站污水处理系统工艺适用性评价及改善研究J.石油石化物资采购,2022(1):132-135.4李雄鹰,李强,王术兵.油田集输管道腐蚀与防腐技术分析J.石油石化物资采购,2021(16):105-106.5蒋艺.原油脱水处理工艺技术措施及其运用J.化工管理,2023(32):138-141.