沙漠油田中心處理站工藝系統改造設計

劉清華 王金昌 鐘 明

1海工英派爾工程有限公司2常州大學石油工程學院

沙漠油田中心處理站工藝系統改造設計

劉清華1王金昌1鐘 明2

1海工英派爾工程有限公司2常州大學石油工程學院

通過對某沙漠油田中心處理站內的原油處理設施進行優化改造，以提高終端油氣處理能力。利用段塞流捕集器來減少段塞流對站內生產的沖擊，并進行初步的油氣水分離；新建油氣分離設備和壓縮機，回收利用目前水洗罐分離后去火炬的天然氣；通過優化工藝參數，充分利用已建水洗罐，提高油水分離效果，并降低運行費用；新建油水換熱器回收利用熱量，降低原油進罐溫度，實現節能增效。

中心處理站；流程；改造；油氣分離；脫水

某沙漠油田中心處理站建于1975年，處理附近3個區塊的來液，處理能力為25 000 t/d。主要生產工藝為原油脫鹽、脫水、儲存和計量后外輸。站內主要油氣處理工藝設施有：4臺原油加熱爐、3列電脫水/電脫鹽設施、4座10 000 m3沉降罐、9座28 000 m3的浮頂原油儲罐、6臺原油外輸泵等。

從2013年起，油田進入了恢復生產階段，油、氣、水產量逐年有大幅度的增長。中心處理站原設計處理能力已經不能滿足復產階段33 000 t/d的要求，距離提產階段61 000 t/d更是相去甚遠。而且經過40年的運行，特別是經歷過戰爭破壞，設備老舊破損嚴重，遠遠達不到原設計能力，因此迫切需要擴建原油處理能力以適應不斷增長的原油處理量要求。另外，隨著油田開發的深入，開發方式由自噴轉為注水開采，采出液的數量和性質發生了變化，勢必要求工藝流程作出相應的調整。為滿足油田開發的要求，在充分利用已建中心處理站內設施的基礎上，對站內工藝參數和流程進行了調整和改造。

1 運行現狀及存在的問題

各脫氣站初步油氣分離后的含水原油，經管輸到達中心處理站，進站溫度為40℃，進站壓力為0.25 MPa，經加熱爐加熱到65℃后進行處理。含硫為1%的原油經已建天然氣氣提塔氣提來降低原油中的硫含量。經氣提后的原油進入3座10 000 m3沉降罐進行沉降，另有1座10 000 m3新建沉降罐即將接入流程。各罐流程相對獨立，可分別單獨操作運行。由于目前總來液量不足20 000 m3/d，正常生產中只使用1～2座沉降罐，可實現油水分離時間12～24 h。經沉降脫水后的原油，通過3臺脫水泵增壓后進入兩級電脫水器進行脫水和脫鹽。電脫水后的原油進入28 000 m3的凈化油罐儲存，并經站內外輸泵外輸。站內工藝設施主要存在的問題如下：

（1）段塞流對站內生產造成沖擊。隨著上游來液的增加，油中含氣量顯著增加。由于來油管線沿途有較大高差，易形成段塞流。按站內現有流程，段塞流會對站內設備造成沖擊，急需建設相應段塞流捕集器以消除段塞流影響，同時進行初次的油、氣、水分離，以降低加熱爐負荷。

（2）放火炬氣含烴多，污染嚴重。油氣產量增加會導致大量伴生氣溶解在原油中。在現有流程中只能在水洗罐中釋放出來，導致水洗罐液面劇烈波動，大量輕烴進入火炬系統，環境污染嚴重。中心處理站的處理量上升要求增加所需的天然氣量，需要將站內分離出的含硫天然氣輸送至天然氣廠進行脫硫處理。這就要求新建油氣分離設備，減少進入水洗罐的天然氣量，把站內分離出的大量天然氣回收利用。

（3）原油含水率上升，脫水能力不足。隨著油田的開發方式由自噴采油轉向注水開采，原油含水率將迅速上升。研究表明，提高分離溫度有利于油水分離[1]。在含水率和產量同時迅速上升時，站內加熱爐的加熱溫度難以滿足原油脫水要求，會直接影響到原油含水率。另一方面，由于含鹽量與原油含水量密切相關[2]，為滿足外輸凈化原油對含鹽量的指標要求，在保證電脫水能力滿足要求的前提下，電脫水器入口含水率要求不高于30%。

（4）能源利用不合理，浪費嚴重。現有流程中，電脫水后的原油缺少換熱流程，直接進入凈化油罐儲存。雖然管線不做保溫，但是由于中心處理站地處沙漠地帶，環境溫度較高，導致進罐溫度很高。另外仍然需要大量的天然氣作為加熱爐燃料，造成了大量的能源浪費。

2 流程優化改造

針對原油處理能力不足的現狀，擴建站內能力不足的工藝設備。針對原油含水、含氣上升帶來的問題，通過采用新工藝、新設備來解決。改造后的工藝流程如圖1所示。

2.1 進站油氣分離系統優化

圖1 優化改造后原油處理流程示意圖

上游脫氣站油氣分離壓力上升，導致油氣分離不徹底，原油中攜帶大量的溶解氣。需要首先對站內的油氣分離系統進行改造，使原油中的伴生氣在進入水洗罐之前與原油進行分離，以減輕對站內工藝系統造成的影響。考慮到站外集輸管線沿途高低起伏較為明顯，段塞流較為嚴重，因此在進站閥組后新增段塞流捕集器，兼顧消除段塞流和油氣水三相初次分離的作用。在設備選型上選擇帶有GLCC的段塞流捕集器，可以顯著減小設備尺寸，提高分離效果[3]，并減少段塞流對生產系統造成的沖擊。

經計算，選擇段塞流捕集器的尺寸為3 200 mm× 18 000 mm，具有較大的段塞流容積，可滿足50 m3的最大段塞流接收要求。在正常操作時，含水原油在捕集器中停留時間較長，有利于進行初次油水分離，提高油水分離效果，降低站內后續工藝設備的處理負荷。捕集器分離壓力為0.6 MPa，分離出的伴生氣滿足天然氣廠進站條件，可不經壓縮直接輸送至天然氣廠進行脫硫處理。

2.2 脫氣系統優化改造

由于段塞流捕集器0.6 MPa的分離壓力較高，仍有相當數量的溶解氣沒有從原油中分離出來，為保證水洗罐的平穩運行，需要在水洗罐前增加二級油氣分離設備（脫氣罐）以進一步進行油氣分離，操作壓力為0.25 MPa。脫氣罐分離后的天然氣通過壓縮機增壓至0.5 MPa輸送至天然氣處理廠脫硫處理。經過二級油氣分離之后的原油進入氣提塔，與天然氣逆向接觸進行脫硫。由于大量的溶解氣已經通過段塞流捕集器和脫氣罐從原油中分離出去，減少了水洗罐內分離出天然氣的數量，有利于水洗罐的平穩操作；同時也減少了從水洗罐頂部去火炬的天然氣，減少了環境污染。

2.3 油水沉降分離操作優化改造

段塞流捕集器和脫氣罐中的停留時間相對較短，如果僅僅依靠這些設備來保證電脫水器進口含水率低于30%，在目前原油含水率低的情況下暫時能夠滿足要求。由表1可知，含水率為40%的原油在加藥濃度100 mg/L、脫水溫度65℃時，需要3 h才能滿足電脫水器進口原油含水率低于30%的要求。隨著原油產量增加和含水率的迅速上升，來液停留時間越來越短，滿足油水分離要求的難度逐漸加大，因此需要保留原流程中的水洗罐。

表1 含水率為40%的混合原油脫水試驗數據

在復產階段，原油產量達到33 500 t/d時，站內已建水洗罐可以保證原油有20 h以上的停留時間。按照含水率為40%的混合原油脫水試驗數據，在藥劑濃度100 mg/L、溫度65℃時，20 h的沉降時間可以達到92%的脫水率，優于電脫水進口原油含水率低于30%的要求。根據脫水試驗數據，也可以在沉降時間不變的前提下，把原油加熱溫度降低到55℃，從而實現低溫脫水的目標[4]。按照2015年原油產量40 783 t/d、產水量11 825 t/d計算，每降低來液5℃的溫升，可節約燃料用氣25 700 m3/d。通過調整工藝參數，可以達到減少投資、降低運行費用的目的，從而實現節能增效。

2.4 增加換熱流程，節能降耗

站內每列已建電脫水器處理能力為8 300 t/d，主要是通過新增2列電脫水器提高脫水處理能力。原流程中兩級電脫水器進行脫水、脫鹽后的高溫原油直接進入大罐儲存，大量熱量不能回收利用。通過工藝流程優化，增加油水換熱器對凈化原油進行取熱，將原油進罐溫度降低15℃后再進凈化油罐，可節約大量的能源。

3 結論

通過對全站的流程進行系統優化，并通過應用新技術和新設備，解決了原有流程中脫水、脫氣能力不足、環境污染、能源浪費嚴重的問題，滿足了復產階段油、氣、水處理的要求。工藝流程相對簡單、適應性強、運行可靠、安全環保。主要體現在以下幾方面：①將油氣分離和原油脫水視為一個整體考慮，通過分段脫氣，避免了原流程中油氣分離對原油脫水沉降的影響。在保證脫氣效果的同時，提高了沉降脫水的效率。②帶有GLCC技術的段塞流捕集器等新設備和新技術的應用，實現了油、氣、水的高效分離，節約能源并降低了投資。同時消除了段塞流對站內工藝設備的沖擊，保證平穩操作。③將分出的不同壓力等級伴生氣進行處理和利用，降低火炬泄放量，減少環境污染。④充分利用已建沉降罐，并對站內換熱流程進行調整，降低進站原油加熱負荷，減少藥劑消耗，實現節能降耗。

[1]于洪喜．稠油乳狀液穩定性實驗研究[J]．油氣田地面工程，2007，26（10）：16-17.

[2]張曉華．原油脫水技術研究進展[J]．化工科技，2009，17（5）：57-62.

[3]仇晨．一種新型的高效節能GLCC分離器在中海油的應用研究[J]．中國海洋平臺，2010，25（5）：45～48．

[4]王寧．降低遼河冷家油田冷一聯加熱負荷工藝技術研究[J]．石油工程建設，2013，39（2）：40-41.

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.9.023

劉清華：博士，2009年畢業于中國石油大學（華東）化學工程與技術專業，現工作于海工英派爾工程有限公司。

2015-03-04

（0532）80990516、upcliuqh@163.com