宣言 宋超

1中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產(chǎn)分公司辦公室

2大慶油田設計院有限公司

S油田集輸大隊聯(lián)合站建站初期，由于來液含水率低、原油品質較好，同時電脫水器（在原油脫水中發(fā)揮著決定性的作用）運行正常，外輸罐含水率可在1.5%的范圍內邊進邊輸。隨著原油的深度開采，綜合含水率逐年上升，油品中聚合物含量居高不下，站外來液越來越難處理，原油處理成本逐年升高，工藝創(chuàng)新及節(jié)能創(chuàng)效勢在必行。

1 S油田集輸大隊聯(lián)合站概況

S 油田集輸大隊聯(lián)合站位于S 油田北部，占地10.21×104m2，于1990 年5 月動工，并于1991 年9月20 日建成投產(chǎn)，投資6 700 萬元，擔負S 油田采出液處理任務，具有原油加熱、原油穩(wěn)定、原油脫水，污水處理，污水回注五大功能。

1.1 處理工藝流程

集輸大隊聯(lián)合站簡要工藝流程如圖1所示。

圖1 S油田集輸大隊聯(lián)合站簡要工藝流程Fig.1 Brief process flow of the multi-purpose station in the gathering and transmission brigade of S Oilfield

原油處理工藝流程：井排來油→三相分離器→一次加熱爐→油氣分離器→含水率油穩(wěn)定塔→一次沉降罐→二次沉降罐→脫水泵→二次加熱爐→電脫水器→凈化油穩(wěn)定塔→凈化油罐→油外輸泵→外輸。

污水處理工藝流程：三相分離器→油站污水罐→一次除油罐→緩沖罐→污水外輸泵→注水罐→回注。

天然氣處理工藝流程：從三相分離器、油氣分離器分離出天然氣，除了部分自用，其他外輸至輕烴站。

1.2 原油脫水工藝

原油脫水采用熱力+三級重力沉降+化學藥劑處理工藝；原油穩(wěn)定采用負壓閃蒸的方式[1-3]。S油田原油屬于重質油，具體物性見表1。2004年實施系統(tǒng)效率示范區(qū)改造，新建2 500 kW 加熱爐3 臺，HBPI 型分水器1臺，Ⅱ型分水器3臺，配套2級分水流程，增加分水器天然氣分離流程，對油外輸泵、脫水泵換型，安裝變頻閉環(huán)系統(tǒng)。

表1 S油田原油物性Tab.1 Physical properties of crude oil in S Oilfield

2 聯(lián)合站工藝創(chuàng)新改造

2.1 二次沉降油罐運行流程及內部改造

目前該站原油處理流程的每一個工藝環(huán)節(jié)都影響著外輸原油含水率的指標。原料油（二次沉降罐出口原油）含水率的高低直接影響到外輸原油含水率，原料油含水率在2020全年為21.2%，如果原料油含水率能夠再降低幾個百分點，將大大保證外輸原油含水率指標[4-5]。根據(jù)二次沉降罐現(xiàn)場運行狀況、罐前流程、罐內管線構造等，于2020 年底對3#油罐清砂，并且在達到進罐條件下，對罐前流程及內部構造進行重新改造。

具體改造方案為：

（1）將二次沉降油罐溢油進口管線停用，改為溢油旁接至穩(wěn)定來油管線上。因為油罐內部溢油進口管線緊靠著出口管線，經(jīng)過脫水泵抽壓，會影響原料油的沉降效果及放水；同時穩(wěn)定來油管線內部貫穿油罐南北向，從北側通到最南側，再向上延伸至3 m左右的位置作為溢油出口，而油罐出口在最北側，這樣大大增加了原料油的沉降時間。

（2）將二次沉降油罐的放水管線內部進口位置由原先的直通口改為從下向上進入，可以降低油泥砂淤堵進口的程度，保證放水效果（圖2）；將至脫水泵管線進口位置向上加長1 m，可以減少底水進入系統(tǒng)，大部分上半部沉降原料油進入脫水加熱系統(tǒng)，降低了原料油含水率，提高了加熱效率（圖3）。

圖2 二次沉降油罐的放水Fig.2 Drainage of secondary sedimentation oil tank

圖3 至脫水泵管線進口位置Fig.3 Inlet position of dehydration pump pipeline

改造完成后，對原料油含水率變化進行持續(xù)跟蹤分析。從2020年底開始實施，3#油罐重新改造實施三個月后，大大增加了原料油的沉降時間，原料油平均含水率比同期減少6.7%，保證了外輸原油含水率指標。原料油含水率降低后，聯(lián)合站在保證外輸含水率指標的條件下，逐步降低脫水溫度，減少燃料消耗，來達到節(jié)能降耗的目的，提升經(jīng)濟效益。由于保證了原料油含水率的穩(wěn)定，崗位職工不用頻繁去調節(jié)一次油罐，勞動強度降低，崗位人員可以將精力放在基礎管理上。

2.2 加熱爐配風比例閥研制

加熱爐是耗能大戶，在保證脫水溫度的情況下，提高加熱爐效率，降低燃料消耗，達到節(jié)能創(chuàng)效是聯(lián)合站節(jié)能的重要途徑[6-8]。因為燃料的不適應性，許多加熱爐無法采用自動燃燒器，目前聯(lián)合站采用的加熱爐多數(shù)是燃燒器式。其配風裝置沒有量的概念，只依靠操作工人的經(jīng)驗，以調節(jié)至加熱爐不冒黑煙、白煙為依據(jù)，但依靠人工操作這種方式，爐膛易結焦，煙溫損失大、燃料消耗高，2016年廠測加熱爐效平均為78.63%，熱效率較低。目前配風系統(tǒng)調節(jié)，電動機無效損耗大，配風調節(jié)擋板在風道中部，拆卸保養(yǎng)繁瑣，不利于維護檢修。根據(jù)原風機進口尺寸，研制創(chuàng)新加熱爐配風比例閥（圖4）。加熱爐配風比例閥采用與加熱爐風機進口通徑的￠250 鋼管作為風管，按進口尺寸法蘭連接，主體由轉軸、擋板、軸承、軸承備冒、手柄、指示盤、固定螺栓、過濾網(wǎng)組成。使用時，只需按照參數(shù)盤的指示來調節(jié)手柄開啟度，就可作為保持加熱爐在高效區(qū)工作[9-10]。

圖4 加熱爐配風比例閥Fig.4 Air distribution proportional valve of heating furnace

配風比例閥在2020 年開始實施，與2019 年相比，能耗明顯降低（表2）。通過圖表發(fā)現(xiàn)，使用配風比例閥后，能耗明顯降低，可保證生產(chǎn)正常運行，同時也達到了節(jié)能降耗的作用，具有可觀的經(jīng)濟效益。

表2 加熱綜合能耗統(tǒng)計Tab.2 Statistics of comprehensive heating energy consumption

2.3 增加原油沉降次數(shù)

原該站原油處理流程為：一次罐溢油—二次罐—脫水泵—凈化罐—外輸泵—東一聯(lián)，主要措施為4#、5#罐倒罐沉降外輸，存在啟泵水壓力易超標現(xiàn)象。

通過研究，在4#油罐2020年4月施工時，在4#凈化罐里加入浮動出油口，脫水來油只進4#凈化油罐。根據(jù)連通器原理，通過浮動出口，使4#罐上部原油自流進入5#罐，變二級沉降為三級沉降，通過定期放4#罐底水，保證其出口含水率。同時由于增加了沉降容積，可有效降低手動放水含油率，減少站內循環(huán)量，降低一次罐沉降負荷，提高其沉降效果。

通過圖5 統(tǒng)計對比，4 月開始，在增加4#油罐浮動出油裝置后外輸原油含水率指標穩(wěn)定在0.5%左右，遠低于2019 年同期指標（3.08%），也低于外輸含水率指標（1.8%）。

圖5 改造前后外輸油含水率對比Fig.5 Comparison of water content in external transmission oil before and after transformation

同時聯(lián)合站目前外輸純油日均在1 200 t 左右，選用55 kW 的3#油外輸泵（6SH-6）輸油，利用目前供電系統(tǒng)峰、平、谷電價差，發(fā)揮現(xiàn)有設備優(yōu)勢，錯開峰時段，利用谷時段，進一步節(jié)約電費（表3）。白天4#油罐通過浮動出油自流至5#油罐，到晚上開始啟泵外輸5#油罐純油。在4#油罐加入浮動出油裝置，外加合理調節(jié)生產(chǎn)，電費減少2萬元以上。

表3 分時電價統(tǒng)計Tab.3 Electricity price statistics of different times

2.4 充分利用閑置分離器

原來站場伴生氣處理流程為：原油中的天然氣經(jīng)過分水器分出，直接進入干燥器干燥后外輸。這種工藝流程因分水器內部氣相空間少，導致天然氣中含液相（油水）較多，容易造成干燥器淤堵，從而影響正常生產(chǎn)，嚴重時會有大量天然氣在干燥器中逸出，造成污染和浪費[11]。經(jīng)過調研[12]，利用閑置的分離器，在其進口處旁接分水器氣出口管線，來解決這個問題。其原理是：分水器出口出來的天然氣進入分離器的內部空間后，氣中所含的油滴在速度的作用下相互碰撞，聚集到器壁后沉降到分離器底部，小直徑的油滴在氣流的作用下通過分離器頂部捕霧器粘附分離；兩次分離所產(chǎn)生的液體，在達到一定液位后，通過自身壓力回收到系統(tǒng)中，凈化后的氣體通過捕霧器后到達干燥器外輸（圖6）。

圖6 改造前后天然氣生產(chǎn)流程Fig.6 Natural gas production flow before and after transformation

分離器改造實施后，降低了天然氣中油水含量，保證了天然氣的純凈程度，可減緩天然氣管線的腐蝕程度，延長管線和處理設備的使用壽命；同時減少了天然氣串氣到液相中的程度，從而減少天然氣最后通過常壓儲罐排放至大氣中，節(jié)省了能源。

3 聯(lián)合站技能創(chuàng)效改進措施

3.1 聯(lián)合站處理工藝改進

3.1.1 原油處理前段實施二次溢油技術

原油處理前段目前主要依靠一次油罐通過溢油至二次油罐，從而達到一級沉降效果，但有時生產(chǎn)運行不平穩(wěn)，導致溢油中含水率很高，甚至溢流的都是污水，從而影響原油后續(xù)的脫水處理，也很容易造成輸出原油高含水率。這就需要在以后的工作中，研究如何在原油處理的前段改進現(xiàn)有工藝，從而解決后半段原料油含水率高的難題。

3.1.2 采用高效水套爐降低系統(tǒng)能耗

目前水套爐效率平均在70%左右，僅靠加熱爐配風比例優(yōu)化很難從根本上提高效率值，熱力能耗浪費巨大。因此，從技術改造的角度出發(fā)，應該對現(xiàn)有的水套爐進行更新，應用新型高效節(jié)能水套爐，節(jié)能降耗潛力大。

3.1.3 篩選高效的化學破乳劑

在其他條件不變的情況下，通過篩選化學破乳劑，可以達到降低原油含水率率的目的。合適的化學破乳劑可以降低三相分離器、沉降罐的含水率率，進而降低站內水套爐的熱負荷和原油處理系統(tǒng)設備運行負荷。

3.2 管理創(chuàng)新和智能化建設

3.2.1 經(jīng)濟運行自動化技術

由于集輸系統(tǒng)的復雜性、設備的多樣性，需在運行管理上下功夫，使得所有設備、工藝和系統(tǒng)始終處于良好的工作狀態(tài)，實現(xiàn)節(jié)能降耗，節(jié)約成本，實現(xiàn)生產(chǎn)與經(jīng)濟平穩(wěn)運行。

3.2.2 加強生產(chǎn)信息化建設

根據(jù)實際情況，新建PLC系統(tǒng)，集成原有控制系統(tǒng)，在聯(lián)合站形成同一控制網(wǎng)絡，實現(xiàn)集中管理，分布控制功能。站內采用統(tǒng)一監(jiān)控軟件，主要功能包括：生產(chǎn)監(jiān)控，實時報警，趨勢曲線、參數(shù)報表生成等生產(chǎn)管理功能；還可隨時顯示各層次的設備生產(chǎn)過程信息，如溫度、壓力、流量、電參數(shù)等；建立實時與歷史報表，實現(xiàn)數(shù)據(jù)查詢功能；液位、壓力實時報警，歷史查詢、報警預警參數(shù)設置管理。

4 結束語

目前低油價時期，在大幅壓縮成本的情況下，如何利用現(xiàn)有工藝來解決聯(lián)合站原油處理工藝中的難題將成為關鍵。針對S油田集輸大隊聯(lián)合站的生產(chǎn)狀況，通過精準的控制工藝參數(shù)，精細化的設備設施現(xiàn)場管理，來改造二次沉降油罐工藝流程。采取研制加熱爐配風比例閥降低能耗，利用油罐浮動出口增加原油沉降次數(shù)，利用閑置分離器提高天然氣凈化水平等措施，切實提高了聯(lián)合站處理能力和生產(chǎn)效率，為油田提質增效開創(chuàng)了一條可行之路。

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