孤东油田集输系统技术分析及提高效益策略

　　关键词：集输系统　联合站　电脱水　三相分离器
　　论文摘要：孤东原油处理系统现有联合站座，目前原油处理生产工艺以东一联为中心处理站，其它3座联合站为卫星站。即经过其它3座联合站初步沉降处理以后的原油再进东一联进行集中处理，污水经过各联合站多级处理合格后就地回注。从长远角度考虑，对于像孤东油田等导电性较强的原油进行高频电脱水，有必要以4个联合站为依托，建立4座老化油处理站，对全厂的老化油进行集中处理，杜绝其在原油脱水工艺中进行循环，从而降低油气处理费用，提高运行质量。
　　1集输系统技术经济分析
　　孤东原油处理系统现有联合站4座，目前原油处理生产工艺以东一联为中心处理站，其它3座联合站为卫星站。即经过其它3座联合站初步沉降处理以后的原油再进东一联进行集中处理，污水经过各联合站多级处理合格后就地回注。
　　在4座联合站中东三联没有电脱水工艺和净化油稳定系统，东四联没有电脱水工艺和稳定系统集输各联合站的加热炉效率、输油泵效和输油泵系统效率较高；各联合站的原油稳定率、油气损耗率和原油处理成本，尤其处理吨油耗气成本较高。造成这些现象的原因如下：
　　(1)东四联设计时，没有原油稳定系统，其它3座联合站的前塔原油稳定系统，投产初期由于工人技术水平的限制，基本处于停运状态。随着投产时间的延长，设备及辅助系统腐蚀、老化严重，已经处于报废或半报废状态，造成大量天然气和轻烃浪费，且使原油稳定率和油气损耗率严重超标。
　　(2)分水器能缓解由于原油含水上升、液量增大而造成的原油脱水处理设备处理能力不足，设备虽处于超负荷运行状态但起到了重要作用。随着油品性质的变化和三次采油技术的不断、创新分水器原油出口含水偏高且不能分离天然气，造成大量燃料油的浪费，使处理吨油耗气成本偏高。
　　(3)大罐热沉降放水工艺越来越不适用油站正常生产需要。表现为外输原油含水不稳定，出现持续性高含水，4座联合站原油沉降不分层，主要原因有：①随着三次采油量的增加，进站液聚合物含量上升；②大罐热沉降放水工艺使用时间延长，老化油量增多，从而使电脱水处理设施越来越不能正常运行，破乳剂更加难以适应油品性质的变化；③每年春秋两季清砂回收的油水直接进入油站一次沉降罐，回收期长达3个月，对油站系统运行有较大的影响。
　　2优化系统工艺设备
　　2．1 HBP型高效油气水三相分离器
　　孤东油田各联合站目前使用的分水器存在的主要问题是脱水效果不好、分气效果差，造成一段脱水后，原油进油站一次沉降罐的温度不够，既增加了燃料消耗，还造成脱水系统运行不平稳，影响联合站正常生产，且使集输工艺复杂化。
　　解决办法是将原分水器改造成HBP型高效油气水三相分离器。含水达95．6的重质特高含水原油自油气水入口进入HBP型高效油气水三相分离器，在气液分离包内完成气液初分离。油水混合物经导液管进入一级板槽式布液器，并经沉降分离室内一级填料和二级填料共同作用，实现油水分离，分离后的含水原油进入二次脱水区的第二级板槽式布液器，经二次脱水区的整流分离填料脱水后，分离后的原油经集油槽进入油室，经油出口流出三相分离器；沉降分离室及二次脱水区分离出的含油污水进入水室，经水出口流出三相分离器；气液分离包分离出的气体、沉降分离室及二次脱水区闪蒸出的气体均进入气体除液包，除液后经气出口流出三相分离器。
　　在原流程气体管线上增加一个自力式压力调节阀，实现HBP型三相分离器自动排气，并将原有水室2个浮子液面调节器中较小的一个改为油室用浮子液面调节器，实现HBP型三相分离器自动排水及排油，以消除人为因素对三相分离器运行的影响。
　　2．2分水器操作条件及主要技术指标
　　操作压力：0．45～0．50MPa；操作温度：48℃～52℃。主要技术指标：处理液量13000m。／d；脱水率≥9O；力争出口原油含水≤25；污水含油≤500mg／L；气中含液量≤0．05g／Nm。；气体脱除率≥9O；破乳剂用量1O～12mg／I(不超过孤东1号联合站游离水脱除器目前用量)。
　　2．3分水器技术特点
　　(1)采用板槽式布液点双向流油气水分离技术加快油水分离速度，提高油水分离质量。
　　(2)用两级填料聚结、整流技术，改善油水分离条件，提高油水分离效率。
　　(3)用整流分离填料改善分散水相在油连续相中的流场条件，实现分散相与连续相的快速分离。
　　(_4)用“倒虹吸”法控制油水界面，采用机械式仪表控制油、水室液位，采用自力式调节阀控制分离器压力，基本实现操作自动化。通过对HBP型油气水三相分离器内部结构的优化，可确保在48℃～52C的操作温度范围内，经改造后的分水器一次脱水使原油含水由95以上降至4O以下，脱水率大于9O，污水含油低于500mg／I。 　　2．4效益测算
　　方案实施后，一段脱水加热炉少加热l2429m。／d，处理油量2350t／d，分离器出口原油含水由目前的85降到20以下；温升按l0C计，减少热负荷6805kW；炉效取75，节省燃料油16．57t／d，原油价格按1200元／t，节省燃料折合人民币725．8万元／／年；由于进入含水油稳定塔的原油，含水低于2O，塔顶稳定富气可直接进入负压螺杆压缩机，前塔正常运行后，预计回收天然气约4000FI1。／a，回收轻质油lt／d．年效益219万元(天然气价格按l元／m。，轻质油价格按2000元／t)；3台耗电没备，年耗电约120×10kW·l，电费按0．40元／kw·h计，折合人民币48万元／年，合计年直接经济效益为896．8万元；方案的投入和产出比较为理想，投资回收期为0．75年；井排压力降为0．4MPa。
　　3高温、高频电脱水处理工艺
　　自l992年孤东采油厂开始j采技术的研究和应用以来，东一联电脱水器就无法建立电场，外输原油含水指标只能靠增加净化油罐的倒罐放水个数、延长净化油罐的沉降时间、提高沉降温度以及增大沉降放水量来维持；由起初的3个1×10 m。净化罐增加到6个1×10 In。净化罐倒罐放水；循环油量占电脱水总油量的30。不仅指标难以控制，而且老化油在站内造成了恶性循环，增大了药剖、电力及燃料等材料的消耗和人力投入，降低了经济效益。
　　原油高频脉冲电脱水是j元复合驱采出液处理技术的一个子课题，现已研制出15kW高频脉冲供电设备，并做了复合驱的现场试验和三元复合驱室内模拟试验工作，试验结果表明，脱水效果明显高于常规电脱水。
　　3．1技术方案
　　从长远角度考虑，对于像孤东油田等导电性较强的原油，进行高频电脱水，有必要以4个联合站为依托，建立4座老化油处理站，对全厂的老化油进行集中处理，杜绝其在原油脱水工艺中进行循环，从而降低油气处理费用，提高经济运行质量。考虑到孤东油田现状，建议首先在东一联建立1座日处理量为300t的处理站，单独处理东一联原油脱水过程中产生的老化油，同时对东一联的电脱水器进行配套技术改造。
　　3．2工艺流程
　　将污水站、注水站回收的污油，二次罐和净化罐的手动放水，电脱水器压力放水集中后加入破乳剂，与处理后的老化油换热到65℃后进一级沉降罐沉降48h(一级沉降罐可利用污水站的2座700m。洗井水罐加以改造)，脱除游离水及部分乳化水。用泵将沉降后含水约30～1O的原油加压到0．5MPa，然后经热媒炉加热到120℃，进入二级沉降罐沉降到含水为15左右，再进入高频电脱水器，含水油在高频、高压电场的作用下破乳脱水到2左右。处理完的老化油进汽化塔汽化，脱除剩余水分，并回收部分轻组分，然后与低温老化油换热到70℃后进入净化罐外输，部分作燃料油或外销。
　　3．3效益分析
　　工程总投资约600万元，其中设备费用为350万元，施_T二费用为50万元，东一联脱水器配套技术改造费用200万元。老化油经脱水后，含水可以降到1．59／6以下，可以直接外输或作燃料油使用，不仅避免了老化油在站内的循环．有利于脱水电场的恢复，降低沉降温度3C～5C。以东一联为冽，脱水处理量为9000t／d，按降低5 C、炉效为85，可节约燃料油的价值4887元／d；节约热媒炉耗油3076元；每年可节约破乳剂费用l31．8万元；约增收占处理量1的直馏汽油，可年创经济效益为109．5万元。由于脱水器恢复正常运行，每天减少脱水用原油2500t，节约的燃油费用为5429元，即年创经济效益为198万元。合计年经济效益439．3万元，在1．37年内可收回全部投资。