欢四联合站高含水稠油脱水工艺改造_邓裕明.pdf

经验介绍 石油规划设计 2 0 0 1 年 3 月 3 9 * 邓裕明男1 9 6 5 年生工程师1 9 8 7 年毕业于西南石油学院机械系储运专业现在辽河石油工程有限公司从事油气集输及储运设计工作通信 地址辽宁盘锦兴隆台区辽河石油工程有限公司1 2 4 0 1 0 辽河油田稠油开采工艺基本上采用蒸汽吞吐抽 油机开采工艺地面集输工艺为掺稀油降粘集输工 艺其联合站稠油处理工艺为进站加热破乳热 化学沉降脱水经泵升压升温后再进行电化学脱 水辽河油田欢四联合站主要处理齐 4 0 齐 1 0 8 块生产的混合原油稠油产量 3 1 0 0 m 3 / d 随着齐 4 0 齐 1 0 8块进入高含水开发期进站液量不断增 加近年进站液综合含水率每年增长 8 % 如果继 续采用原来的脱水工艺见图 1则现有的处理 设备无法满足后期生产发展的需要随着稠油含水 率的提高稠油脱水工艺的生产成本会急剧上升 为此对原稠油脱水工艺进行了改造 图 1 原稠油生产工艺 1 设计基础数据 1 原油物性 原油物性 20 4 d为 0 . 9 4 0 3 原油粘度 见表 1 凝固点为- 1 3蜡含量为 7 . 2 6 % 胶质和沥青质含量为 2 8 % 表 1 欢四联合站进站原油粘度 温度5 06 07 08 09 0 粘度mPa s3191811127451 2 设计参数 进站液量 1 5 0 0 0 m 3 / d 进站温度 6 0 原油含水率 7 0 % 掺稀油量 1 4 0 0 m 3 / d 2 脱水工艺方案 1 脱水工艺设计原则 由于稠油含气量低几乎是脱气原 油在联合站内无法采用压力密闭脱水 工艺加上目前油水界面仪无法适用于 稠油生产自动控制导致电脱水器靠人 工放水来实现正常生产因此本次设计 旨在取消电脱水器实现大罐沉降密闭 脱水工艺 2 方案 A 站外来油直接进入原有的 2 座 5 0 0 0 m 3预脱水沉降罐进行预脱水处理 油中 含水按 1 5 % 考虑室内脱水模拟实验油中含水率最 低可达 5 . 2 %可以脱掉游离水量约 9 7 0 6 m 3 / d 低含水原油进入 3 0 0 0 m 3稠油缓冲罐缓冲 经脱 水泵升压加药后升温至 8 0输至新建的一座 1 0 0 0 0 m 3热化学沉降罐进行热化学沉降聚结脱水处 理处理后原油含水率低于 1 % 然后自流至好油 罐缓冲后计量外输其工艺流程见图 2 图 2 稠油脱水工艺方案 A流程 3 方案 B 站外来油首先经加热炉升温至 8 0加药管 道破乳然后进入 2座新建的 1 0 0 0 0 m 3热化学沉 降罐进行沉降聚结脱水处理按室内模拟脱水实验 站外来油加热炉热化学沉降罐缓冲罐脱水泵 加药加药 加热炉电脱水器好油罐外输泵计量外输 站外来油5 0 0 0 m 3预脱水沉降罐 3 0 0 0 m 3缓冲罐 脱水泵 加药 加热炉10 000 m3热化学沉降罐好油罐外输泵计量外输 欢四联合站高含水 稠油脱水工艺改造 邓裕明* 辽河石油工程有限公司 邓 裕 明 . 欢四联合站高含水稠油脱水工艺改造 . 石 油 规 划 设 计 2 0 0 11 2 23 9 4 0 摘 要 随着稠油含水率的升高稠油进入高含水 开发期其脱水工艺费用大幅度升高导致稠油脱水处 理成本增长针对此情况辽河油田采用了进站预脱水 和热化学沉降脱水工艺取消了一段加热炉和电脱水器 降低了稠油脱水的费用该工艺在辽河油田的稠油联合 站得到推广应用 每年可节约稠油脱水处理运行费用5 0 0 0 万元以上 主题词 辽河油田 高含水 稠油 原油脱水 联 合站 工艺设计 经济效益 4 0 石油规划设计 第 1 2 卷第 2 期 经验介绍 站外来油加热炉210 000 m3热化学沉降罐 加药 外输炉25 000 m3沉降罐好油罐外输泵计量外输 提供的数据分析含水稠油经 4 2 h热化学沉降脱 水后油中含水率完全能达到外输原油质量要求 如果不合格再自流进入原有的 2座 5 0 0 0 m 3沉 降罐进行沉降脱水处理最后在进入好油罐缓冲 后经外输泵增压外输炉升温至 7 5 后计量外 输其工艺流程见图 3 图 3 稠油脱水工艺方案 B流程 3 投资及运行费用 由脱水工艺方案 A和方案 B 的投资及运行费用 与原生产运行费用比较见表 2 可知方案 A明 显优于方案 B 因此该高含水稠油脱水工艺改造选 用了方案 A 表 2 原工艺与各方案投资及运行费用 原工艺方案 A方案 B 天然气1 0 4m3 / d1 2 4 . 6 34 5 6 . 0 01 3 6 0 . 8 6 耗电量1 0 4k W h / a 3 6 3 . 0 02 4 9 . 6 60 破乳剂t / a4 0 09 72 7 5 运行费万元/ a1 6 8 56 1 41 5 2 7 节能万元/ a1 0 7 11 5 8 投资万元1 0 0 71 4 5 0 4 经济评价 改造后的欢四联高含水稠油脱水工艺其运行 效果符合设计要求原油经预脱水后原油含水率 为 1 0 ~ 1 5 % 经热化学沉降脱水后原油含水率 为 0 . 7 2 % 污水含油率为 1 2 0 m g / L 经计算每年 可节约运行费用 1 0 7 1万元该工艺已在辽河油田 稠油联合站节能改造中得到推广应用每年可节约 稠油脱水处理运行费用 5 0 0 0 万元以上 收稿日期2 0 0 0 - 0 1 - 2 0 编辑张文哲 上接第 3 1页 在混兑俄罗斯原油过程中主要因素就是产品中的 硫化物在加工过程中硫化物的大致走向和分布 如下 1 常压装置 常一线常二线及常顶瓦斯的硫含量高于混兑 前硫含量而且随着混兑比的增加而增加初顶石 脑油及初顶瓦斯则相反硫含量低于混兑前的硫含 量而常底渣油硫含量是混兑前的二倍由于硫化 物主要存在于重油中其结构形式以有机硫为主 所以初馏塔中随着轻组分进入产品中作为初馏塔 底的拔头油就含有大比例的硫化物经过常压加热 炉后拔头油中的硫化物分解成小分子硫化物进入 轻组分中另一部分未分解的硫化物进入常渣中 作为催化原料使得硫化物转向下游装置 2 催化裂化装置 从表 6到表 1 0分析数据看由于催化原料中 硫化物增加经催化裂化大部分硫化物都分解在气 体和液体产品中其中汽油中硫含量增加一倍柴 油的硫含量增加 2至 3倍液态烃中的硫含量增加 近 1 0倍干气中硫含量增加近 1倍同时还有部 分硫化物在油浆中 经过试验证实在混兑 2 9 . 1 % 俄罗斯油时全 部产品经过现有精制处理后质量均可达到国家标 准要求 4 环保数据分析 从表 1 1 表 1 2的分析数据看试验阶段无 论常压或催化其外排污水中硫含量均有不同程度的 增加从污水场进水硫含量变化可以看出催化污 水硫化物增加造成污水场进水硫化物增加但经 污水处理场处理后总排均可达到国家排放标准 结 论 1 按 3 0 % 混兑加工现有生产装置和加工技 术手段均可满足加工要求一二次加工产品分布 能达到分离效果但一次装置由于轻质油收率由 3 0 % 增加到 6 0 % 相应的初馏塔常压塔和主要换 热冷却手段制约了装置加工负荷要保证原加工 量需进行相应改造 2 按混兑 3 0 % 以下俄罗斯油一二次加工 装置不动产品质量均可达到国家产品质量标准 3 按哈石化现有的环保处理手段混兑 3 0 % 俄罗斯含硫原油污水处理可达到国家排放标准 综上所述哈石化现有技术手段可满足大庆原 油掺炼俄罗斯含硫原油的技术要求技术上可行 收稿日期2 0 0 0 - 1 0 - 3 0 编辑马三佳 。