原油化驗室設(shè)備優(yōu)化實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗

王剛（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

原油化驗室對油田開發(fā)質(zhì)量、原油質(zhì)量管控和增產(chǎn)增油工藝措施效果檢驗具有十分重要的地位，是油田開發(fā)生產(chǎn)過程不可缺少的重要環(huán)節(jié)[1-2]。由于目前國內(nèi)老油田多數(shù)已經(jīng)處于三次開采或更后期，原油高含水高黏度，在對末端檢測出有機(jī)氯后進(jìn)行前端單井油有機(jī)氯排查時，單井原油的高含水、乳化嚴(yán)重、高黏度問題嚴(yán)重，常規(guī)的操作方法很難進(jìn)行對原油的預(yù)處理，在實(shí)際化驗檢測過程中，原有檢測設(shè)備存在耗時長、效率低、試驗前期對原油處理存在周期長易失敗、能耗高、檢測人員勞動強(qiáng)度大等問題[3-4]。為此在調(diào)查研究的基礎(chǔ)上，提出了《原油化驗室設(shè)備優(yōu)化實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗》這一攻關(guān)課題，并取得良好的現(xiàn)場應(yīng)用效果。

1 原油中有機(jī)氯的來源與危害

原油中有機(jī)氯化物的來源主要有兩個：一是含量非常低的復(fù)雜絡(luò)合物形式的有機(jī)氯，這類物質(zhì)天然存在于原油中，二是由于原油重質(zhì)化和開采難度加大而在原油開采過程中加入的含有機(jī)氯化物的采油助劑[5-6]；運(yùn)輸過程中為清洗管線及運(yùn)轉(zhuǎn)機(jī)泵加入的四氯化碳、四氯乙烯和殺菌劑以及加工過程中使用的清洗劑，這些化學(xué)助劑是油品中有機(jī)氯化物的主要來源。

油品中的氯化物會在油品運(yùn)輸、儲存和加工過程中帶來一定的危害，如腐蝕設(shè)備及管線、堵塞管路和催化劑中毒，以上危害均會威脅裝置的平穩(wěn)運(yùn)行甚至造成嚴(yán)重的事故[7]。因此，在原油質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)中，對原油有機(jī)物含量有嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn)要求，強(qiáng)化原油生產(chǎn)、運(yùn)輸過程中有機(jī)氯含量管控，是確保原油質(zhì)量的一項重要手段。

目前采用標(biāo)準(zhǔn)GB/T 18612—2011《原油有機(jī)氯含量測定》中要求蒸餾溫度204 ℃不能滿足高含氯沸點(diǎn)組分，僅適用于測定水含量低于1.5%的凈化原油，該方法不適用于井口原油[8]。而高含水高黏度原油有機(jī)氯測定按照Q/SH 1020 2466—2016 進(jìn)行試驗，該方法能完成高含水高黏度原油有機(jī)氯指標(biāo)檢測，油田有機(jī)氯檢測主要為微庫倫法進(jìn)行檢測。采用的原理是通過原油蒸餾獲取204 ℃前的石腦油餾分，蒸餾出的石腦油餾分用堿液與水充分洗脫，除去所含硫化氫與無機(jī)氯化物；洗脫后的石腦油餾分通過庫侖法測定出有機(jī)氯的含量，再利用石腦油中的有機(jī)氯含量與石腦油占原油的質(zhì)量百分?jǐn)?shù)計算出原油有機(jī)氯的含量[9-10]。

2 存在的問題

1）能耗高。原原油蒸餾設(shè)備由于存在檢驗工藝流程上的缺陷，造成檢測化驗效率低，檢驗成功率低，從而增加檢測化驗工作量，原油蒸餾加熱采用電阻加熱爐，增加檢測化驗?zāi)芎模瑫r增加溶劑油消耗量，產(chǎn)生原油檢測化驗成本高。

2）檢測時間長。一個接轉(zhuǎn)站前端往往有上百口油井，檢測基數(shù)大，且單井原油含水較高，一般大于10%，直接蒸餾易造成噴濺，需經(jīng)過脫水預(yù)處理，增加了檢測時間長。一般預(yù)處理時間為2～4 h，為此計劃通過對原油蒸餾設(shè)備進(jìn)行優(yōu)化來提高高含水原油有機(jī)氯檢測效率。

3）檢測效率低。由于原有檢測設(shè)備存在工藝上的缺陷，在實(shí)際檢測過程中易造成檢測失敗，造成重復(fù)多次檢測化驗，才能獲取有用檢測數(shù)據(jù)，檢測效率較低。油井原油一般含水量較高，蒸餾過程易造成原油污染餾分，造成檢測失敗。

4）溫控效果差。由于原檢測化驗裝置中缺少有效的溫度自動控制調(diào)節(jié)工藝，造成原油脫水和蒸餾過程中原油溫度不易實(shí)時有效控制，實(shí)際檢測化驗過程中溫控效果差。

5）員工勞動強(qiáng)度大。每個原油化驗室每天需要取樣檢測數(shù)百口油井原油樣品，員工檢測工作勞動強(qiáng)度量大，人工化驗過程自動化程度低，員工長時間、高強(qiáng)度在化驗室工作，對員工職業(yè)健康產(chǎn)生影響，不利于員工保持身心健康。

3 原油化驗室蒸餾設(shè)備優(yōu)化措施

3.1 支管優(yōu)化措施

脫水是需要引入溶劑油進(jìn)行脫水，原油本身的飽和蒸汽壓不足以使水蒸汽到達(dá)支管燒瓶的支管出口析出至接收器，引入溶劑油可以實(shí)現(xiàn)。

新裝置對支管處進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)，降低支管燒瓶的支點(diǎn)使原油本身的蒸汽壓力足以通過支管到達(dá)接收器上方，通過冷凝進(jìn)行水蒸氣液化滴落至接收器達(dá)到提升脫水效果的目的。蒸餾燒瓶優(yōu)化前后對比見圖1 和圖2。

圖1 蒸餾燒瓶優(yōu)化前Fig.1 Distillation flask before optimization

圖2 蒸餾燒瓶優(yōu)化后Fig.2 Distillation flask after optimization

標(biāo)準(zhǔn)中由于反應(yīng)燒瓶一次只能加入250 g 左右的乳化原油，還要加入一定量的溶劑油，若含水率過高，乳化嚴(yán)重，需要進(jìn)行1～2 次或者多次重復(fù)的原油提脫來收集到下一步蒸餾所需要的原油質(zhì)量。新裝置制作時由于不用考慮蒸餾儀加熱槽大小的制約，可以選用250 mL、500 mL、1 L 的容量進(jìn)行對接支管和接收器部分，并且不需要引入溶劑油占瓶內(nèi)容積，所以可以根據(jù)不同的原油物性選擇大或者小的容積一次性進(jìn)行反應(yīng)得到需要的原油質(zhì)量。

3.2 溫控部分優(yōu)化

脫水和蒸餾是分步進(jìn)行，脫水時不需要考慮具體的溫度值，蒸餾時在支管燒瓶上方按標(biāo)準(zhǔn)要求的位置插入溫度計進(jìn)行出餾點(diǎn)的溫度跟蹤。新裝置脫水、蒸餾以同一個反應(yīng)儀器內(nèi)進(jìn)行，所以在燒瓶瓶頸上方改為開口插入溫度計，可以實(shí)時監(jiān)測一體化裝置內(nèi)原油溫度，通過調(diào)整加熱套旋鈕控制原油蒸汽溫度。

3.3 接收器部分優(yōu)化

對接收器的選型是經(jīng)過原油含水率接收器進(jìn)行改造，其目的是將脫離的水接出至稱量瓶，裝置將接收器直接改為一個帶有活塞的管型器具，管口尺寸為標(biāo)準(zhǔn)的接收器管口，接冷凝管對水蒸氣進(jìn)行冷凝液化，將水滴接入管內(nèi)，由活塞推拉引出管外。

原本由脫水后轉(zhuǎn)入支管燒瓶在進(jìn)行蒸餾，改為新裝置邊脫水邊蒸餾，不在進(jìn)行待測原油的轉(zhuǎn)移，減少了高黏度原油掛壁和轉(zhuǎn)移時造成的玻璃儀器無法二次使用等耗時費(fèi)力的中間環(huán)節(jié)。

支管燒瓶需要在蒸餾儀上由加熱爐進(jìn)行加熱，由冷凝管進(jìn)行降溫，整個過程需要脫水、原油降溫、轉(zhuǎn)移至支管燒瓶、升溫加熱，新裝置邊脫水邊加熱蒸餾都在電加熱套內(nèi)可以實(shí)現(xiàn)。

3.4 工藝流程優(yōu)化

蒸餾時，高含水原油照樣會暴沸、噴濺，但噴濺出的原油到達(dá)斜向上的支管1b 后，會回流至燒瓶中，由于支管長且管徑大，大部分噴濺的原油無法到達(dá)支管1b 與第二直管1c 連接口處即會回流，故可以提高溫度，快速蒸餾。偶爾有少量原油噴賤至蒸餾燒瓶第二直管1c內(nèi)，可通過上推可拆卸活塞2，使其上沿上移至蒸餾燒瓶斜支管口的下沿，即可將噴賤原油和餾份油全部推回至蒸餾燒瓶中，避免噴濺清洗裝置和重新取樣蒸餾而大幅延長檢測時間。

餾出物冷卻后降落至蒸餾燒瓶第二直管段1c、冷凝管、可拆卸活塞2、橡膠管3和可拆卸龍頭4共同圍成的空腔內(nèi)，當(dāng)餾分油達(dá)到一定量時，可旋開可拆卸龍頭閥門，將餾分油引至燒杯內(nèi)，并蓋蓋兒密封。因水的沸點(diǎn)較餾分油低，且水比餾分油的密度大很多，故可將先蒸餾出的水放出，或蒸餾結(jié)束后統(tǒng)一進(jìn)行分離，都比較容易。優(yōu)化后原油蒸餾設(shè)備組合前見圖3，優(yōu)化后原油蒸餾設(shè)備組合前見圖4。

圖3 優(yōu)化后原油蒸餾設(shè)備組合前Fig.3 Optimized crude oil distillation equipment before combination

圖4 優(yōu)化后原油蒸餾設(shè)備組合后Fig.4 Optimized crude oil distillation equipment after combination

4 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

2021 年3 月，優(yōu)化改進(jìn)后的原油蒸餾設(shè)備在某油田原油化驗室投入現(xiàn)場應(yīng)用，淘汰替代原有的原油蒸餾化驗設(shè)備，經(jīng)過一年多的現(xiàn)場應(yīng)用試驗結(jié)果表明，新裝置與原裝置相比，具有節(jié)能效果好、檢測時間短、檢測效率高、溫控果好等優(yōu)點(diǎn)，大大地降低了現(xiàn)場檢測人員的勞動強(qiáng)度。優(yōu)化前后原油蒸餾時長和效率對比見表1。

表1 優(yōu)化前后原油蒸餾時長和效率對比Tab.1 Comparison of duration and efficiency of crude oil distillation before and after optimization

通過對該設(shè)備進(jìn)行蒸餾，實(shí)驗縮短原油脫水、蒸餾總時間3.0～4 h 并提高成功率、制作新工藝實(shí)驗器具，新裝置平均脫水蒸餾時間為3.6 h，平均檢測化驗效率提升了50%，原油化驗室檢測方法整體上進(jìn)一步得到優(yōu)化改進(jìn)。

某原油化驗室蒸餾設(shè)備優(yōu)化措施后，年度溶劑油消耗減少了160 kg，其節(jié)油率達(dá)到51.6%；某原油化驗室年度電能消耗6 331 kWh，其節(jié)電率達(dá)到33.4%，實(shí)施原油蒸餾設(shè)備優(yōu)化改進(jìn)措施后節(jié)能降耗效果明顯。優(yōu)化前后原油蒸餾能耗對比見表2。

表2 優(yōu)化前后原油蒸餾能耗對比Tab.2 Comparison of energy consumption of crude oil distillation before and after optimization

5 綜合效益分析

1）節(jié)能效益分析。從表2 中可以看出，原油化驗室實(shí)施設(shè)備優(yōu)化項目改造后，年度溶劑油消耗減少了160 kg，按每千克溶劑油價格8 元計算，則可產(chǎn)生年節(jié)油效益為1 280 元；年度電能消耗減少6 331 kWh，按價格0.623 元/kWh 計算，則產(chǎn)生年節(jié)電效益為3 944 元；二項合計，則產(chǎn)生年節(jié)能效益為5 024 元，其綜合節(jié)能效果顯著。

2）減排效益分析。按照節(jié)約1kWh 電能減排0.997 kg CO2，即減少0.272 kg 碳排放計算，則該技術(shù)項目實(shí)施后每年可減少碳排放1 722 kg。

3）節(jié)省檢測時間，降低了浪費(fèi)。通過研制這一新的一體化脫水蒸餾裝置，可以極大程度的節(jié)約原油有機(jī)氯檢測的時間成本，降低了計量器具無法二次使用的浪費(fèi)率。在同一個儀器內(nèi)進(jìn)行兩步試驗，提高了試驗的成功率和工作效率，減少了中間環(huán)節(jié)的時間成本。將原本需要8～10 h 的單個檢測樣品時間縮短至4～5 h，縮短試驗時間約50%。

4）提升了原油質(zhì)量，解決了高含水、高黏度原油的有機(jī)氯檢測中的一些技術(shù)難題。通過實(shí)施原油化驗室蒸餾設(shè)備優(yōu)化改進(jìn)措施，提升了原油化驗室原油有機(jī)氯的檢測能力，降低了原油有機(jī)氯排查過程中造成的前端停止原油管道運(yùn)輸造成的直接經(jīng)濟(jì)損失，強(qiáng)化了原油質(zhì)量管控，提升了原油油品質(zhì)量，對于單次大量單井高含水、高黏度原油的有機(jī)氯排查檢測提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支持。

5）降低了員工工作勞動強(qiáng)度。由于每個樣品檢測化驗時間的縮短和每個樣品檢測成功率的提升，減輕了員工的勞動節(jié)強(qiáng)度，提升了員工的工作效率。

6 結(jié)束語

實(shí)踐證明，針對原油化驗室原油蒸餾過程中存在的能耗高、檢測時間長、檢測效率低、溫控效果差、員工勞動強(qiáng)度大等實(shí)際問題，提出實(shí)施支管優(yōu)化措施、溫控部分優(yōu)化、接收器部分優(yōu)化和工藝流程優(yōu)化等原油化驗室蒸餾設(shè)備優(yōu)化措施，改進(jìn)措施實(shí)施效果明顯。現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，實(shí)施優(yōu)化措施后，該項目節(jié)油率達(dá)到51.6%、節(jié)電率達(dá)到33.4%，具有良好的節(jié)能降耗效果，改善了原油化驗室蒸餾設(shè)備的性能，提高原油有機(jī)氯檢測效率，保證原油有機(jī)氯檢測的準(zhǔn)確性和高效性，提升了原油質(zhì)量檢測能力和原油質(zhì)量管控能力，大大縮短了檢測時間，降低了員工的勞動強(qiáng)度，具有良好的推廣應(yīng)用前景。