大慶油田采油一廠大慶油田設(shè)計(jì)院大慶油田采油七廠

中七聯(lián)改造后應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

楊英1張春剛2藍(lán)冰冰31大慶油田采油一廠2大慶油田設(shè)計(jì)院3大慶油田采油七廠

中七聯(lián)1982年9月投產(chǎn)，是大慶油田第一座密閉式油氣儲(chǔ)運(yùn)聯(lián)合站，改造前原油處理系統(tǒng)工藝是老三段工藝，水、聚驅(qū)不分，能耗高、效率低，噸油處理能耗成本約為5.34元。中七聯(lián)合站改造工程完工投運(yùn)后，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到了設(shè)計(jì)要求，系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)，安全性能有顯著提高，現(xiàn)場(chǎng)操作簡(jiǎn)便；工程投運(yùn)后原油處理系統(tǒng)、供電系統(tǒng)及天然氣處理系統(tǒng)運(yùn)行成本大幅下降，改造后噸油處理能耗成本為3.3元；該項(xiàng)工程施工質(zhì)量好、效率高、效果好。

聯(lián)合站；原油處理系統(tǒng)；工藝；改造；效果評(píng)價(jià)

1 工藝改造

中七聯(lián)1982年9月投產(chǎn)，是大慶油田第一座密閉式油氣儲(chǔ)運(yùn)聯(lián)合站，改造前原油處理系統(tǒng)工藝是老三段工藝，水、聚驅(qū)不分。中七聯(lián)合站改造前處理能力為5×104t/d，所處區(qū)塊未來(lái)5年產(chǎn)能增加，處理能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠，為滿足生產(chǎn)，對(duì)中七聯(lián)進(jìn)行了整體改造。改造后原油處理系統(tǒng)工藝見(jiàn)圖1。改造后的原油處理能力為6.7×104t/d，停運(yùn)了3臺(tái)壓力沉降罐、3臺(tái)脫水泵和1臺(tái)含水油緩沖罐，將原先分開(kāi)加熱的4臺(tái)爐子工藝合并，統(tǒng)一給電脫水器來(lái)液加熱。

圖1 改造后原油處理系統(tǒng)工藝

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

（1）各項(xiàng)生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比。①改造前因?yàn)槭侨翁幚?，游離水出口含水率控制在50%左右，壓力沉降罐含水率控制在20%左右，改造后游離水出口含水率控制在10%左右；②改造前一段加熱爐最高溫度只能加熱到43℃，二段加熱爐能加熱到52℃，改造后加熱爐出口溫度能達(dá)到53℃；③改造前每天的加藥量平均為692kg，改造后每天的加藥量平均為391kg；④改造前電壓、電流平均為380V、30A左右，改造后電壓、電流平均為380V、16A左右，并且改造后由于一段含水率下降了10個(gè)百分點(diǎn)，脫水處理量變小，一直使用5臺(tái)電脫水器；⑤改造前平均月跨電場(chǎng)次數(shù)為20次左右（6臺(tái)累計(jì)），并且不能連續(xù)收油，之前摸索收油時(shí)間不能超過(guò)45min，一旦收油達(dá)到1h以上，電場(chǎng)10min就會(huì)陸續(xù)垮掉，改造后摒棄了中間環(huán)節(jié)，電脫水器來(lái)液量相對(duì)穩(wěn)定，含水率降低，4臺(tái)加熱爐共同作用，溫度較改造前能提高2～3℃，電場(chǎng)基本不跨，即便24h連續(xù)收油，電場(chǎng)也不會(huì)有太大變化，偶爾會(huì)電流升高；⑥改造前出口含水率超過(guò)0.3%的指標(biāo)，月平均有2～3次，超過(guò)0.5%停輸回罐在半年中有3次左右，改造后電場(chǎng)較穩(wěn)定，運(yùn)行接近一年含水率超標(biāo)很少發(fā)生，停輸回罐僅一次，原因是新井投產(chǎn)來(lái)液量乳化狀態(tài)嚴(yán)重。

（2）生產(chǎn)管理。改造前原油處理系統(tǒng)由4個(gè)崗位（沉降崗、脫水崗、化驗(yàn)崗、外輸崗）進(jìn)行生產(chǎn)控制，完成外輸原油任務(wù)。沉降崗容器多，操作工幾乎全天在操作間進(jìn)行調(diào)節(jié)。報(bào)表、工作記錄也都拿到操作間來(lái)寫(xiě)。每年容器都需要清污，9臺(tái)容器清污前后的壓、投工作量也相當(dāng)大；化驗(yàn)崗控制加熱爐，因?yàn)闋t子分兩段來(lái)控制，各段要求的控制溫度不同，管理起來(lái)也要分別對(duì)待；外輸崗負(fù)責(zé)控制含水油緩沖罐、脫水泵、收油及凈化油外輸，每天控制含水油緩沖罐液面及脫水泵出口排量占去了工作時(shí)間的1/2，收油、啟泵也很耗時(shí)耗力，因?yàn)槭情g斷性收油，收油時(shí)必須給收油泵放空；脫水崗也因?yàn)殡妶?chǎng)不穩(wěn)進(jìn)出操作間、上罐控制變壓器、控制脫水柜頻繁。改造后對(duì)崗位進(jìn)行了合并，減輕了員工的工作壓力。

（3）安全性能。改造后將沉降段的來(lái)油管線由d=529mm×7mm更換成d=711mm×7mm，降低了來(lái)液管速，從而使得系統(tǒng)壓力降低，避免了冒罐事故的發(fā)生；拆除3臺(tái)壓力沉降罐，更換游離水脫出器的上罐扶梯，減少了巡檢過(guò)程隱患；整個(gè)游離水系統(tǒng)采取全自動(dòng)控制，設(shè)有高壓保護(hù)信號(hào)，保障游離水脫出器不會(huì)跑油；安裝在線含水分析儀，用于檢測(cè)游離水出口含水率，超標(biāo)時(shí)電腦控制系統(tǒng)會(huì)發(fā)出報(bào)警信號(hào)；二段加藥管線由室外改到室內(nèi)，避免了冬天管線凍堵；加熱爐工藝簡(jiǎn)化，減少了誤操作；脫水電場(chǎng)變得穩(wěn)定，減少了員工操作控制柜與變壓器的次數(shù)，降低了觸電幾率。系統(tǒng)運(yùn)行以來(lái)，工藝巡檢點(diǎn)、操作點(diǎn)減少，安全隱患也相應(yīng)減少，新工藝的安全性能得到極大提高。

（4）運(yùn)行效率。改造前，一段2臺(tái)爐子加熱的來(lái)液含水率為50%左右，二段2臺(tái)爐子加熱來(lái)液含水率為20%左右；改造后4臺(tái)加熱爐加熱來(lái)液含水率僅有10%，可見(jiàn)改造前的熱損很大，熱效率低；改造后原來(lái)的二段加熱脫水變?yōu)楝F(xiàn)在的一段加熱，減少了中間加熱設(shè)備工藝管線，降低了原油在工藝管線中的溫度損耗；改造前的原油處理系統(tǒng)熱效率只有62%，改造后的原油處理系統(tǒng)熱效率達(dá)到70.7%。

（5）經(jīng)濟(jì)效益。改造前后9個(gè)月的原油處理系統(tǒng)能耗對(duì)比見(jiàn)表1。改造前原油處理環(huán)節(jié)多、能耗高、效率低，噸油處理能耗成本約為5.34元，改造后噸油處理能耗成本為3.3元，處理成本每噸降低了2.04元。另外，其他費(fèi)用可節(jié)省約幾十萬(wàn)元。

表1 原油處理系統(tǒng)能耗對(duì)比

3 結(jié)語(yǔ)

中七聯(lián)合站改造工程完工投運(yùn)后，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到了設(shè)計(jì)要求，系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)，安全性能有顯著提高，現(xiàn)場(chǎng)操作簡(jiǎn)便；工程投運(yùn)后原油處理系統(tǒng)、供電系統(tǒng)及天然氣處理系統(tǒng)運(yùn)行成本大幅下降；該項(xiàng)工程施工質(zhì)量好、效率高、效果好。

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.033