锦州油田集输系统工艺优化与应用

孙俊

摘 要 锦州油田联合站进站原油含水率不断升高，造成加热负荷不断增大，能耗持续增加;且由于采出油均为稠油，由于受其稠油物理性质的影响，原油脱水效果大大降低，处理成本较高，运行费用也大大增加等问题。通过调查研究，锦州油田稠油采出液可以采用稠油来液进站掺入稀油，一段加入预脱水剂脱出大量游离污水，二段加入破乳剂进行热化学沉降的脱水工艺，从而能减少燃气和药剂用量，节约成本。

关键词 稠油脱水 降成本 工艺优化

中图分类号：TE9 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2020）04-0029-03

1 前言

近几年，锦州油田联合站进站原油含水率不断升高，造成加热负荷不断增大，能耗持续增加;且由于采出油均为稠油，由于受其稠油物理性质的影响，原油脱水效果大大降低，处理成本较高，运行费用也大大增加等问题。以老三联合站为例，药剂费和燃气费分别占总成本的47.9%和32.6%，因此，我们通过抓住关键环节，从燃气、药剂两方面着手进行控制从而达到降低其处理成本的目标。

通过对稠油脱水工艺技术的调查研究，采用预脱水工艺和稀油回掺降粘工艺，不仅解决了锦州油田高含水稠油脱水加热负荷过高的问题，同时还解决了稠油由于粘度高脱水困难的问题，降低了运行费用。锦州油田稠油采出液可以采用稠油来液进站掺入稀油，一段加入预脱水剂脱出大量游离污水，二段加入破乳剂进行热化学沉降的脱水工艺，从而能减少燃气和药剂用量，节约成本。

2 主要研究内容及技术创新点

2.1 技术创新点

2.1.1 开拓联合站节能降耗新思路

稀油回掺与预脱水工艺结合，改变了固有的稠油脱水方式，采用稀油回掺达到降低稠油粘度和密度的效果，预脱水工艺避免了对游离水的无效加热，而稀油回掺保证了沉降罐的溢流更加流畅，也进一步确保了预脱水工艺的安全性。

2.1.2 建立高效稳定原油脱水系统，提高联合站系统效率

原油脱水动态沉降与好油“边进边输”相结合，使原油沉降时间缩短50%以上，大幅度降低脱水系统的热量损失，使脱水系统热效率提高18%以上。

2.1.3 完善集输系统“分段控制、分段达标”新体系

建立全新的“分段控制、分段达标”体系，体系更细化分段指标，通过横向和纵向对比，找出影响指标变化的关键因素，进行分析和改进，促进集输工艺的整体优化。

2.2 降低燃气量工艺技术研究

针对锦州油田联合站进站原油含水率不断升高，造成加热负荷不断增大，能耗持续增加的现状，通过对联合站近几年的生产情况调查发现：

（1）联合站进站原油含水率高达93%，水的比热容是原油的2倍，且按照原生产工艺流程，一次加热炉的热量绝大部分被污水吸收，造成了能源的极大浪费。

（2）未明确一次炉启停炉时间。大队共有一次加热炉6台，每年10月份起炉到次年3月底停炉，年运行时间180天，耗气约270万方。在启停炉时间点的确定上仅凭经验，并没有确定明确的时间点。

（3）加热流程长。原油处理需要经过四段温升后方能合格外输，沉降时间达90多个小时，在沉降过程中存在热量浪费的现象。

2.2.1 采用预脱水工艺，降低稠油系统燃气成本

老三联合站处理采二、四、五区稠油，每年11月份运行四台一次加热炉，日耗气量1万方，燃气费每日高达1.906万元，全年运行约150天，一次炉燃气费高达占总燃气成本60%。同时一次炉温升仅7-8℃，热效率低。

采油作业区来液含水91%，水的比热容为4.18KJ/（Kg℃），原油的比热大约为2-2.2KJ/（Kg℃），是水的比热的一半，在体积相同的情况下，含水越高，需要的热量越大，加热炉的耗气量也随之增大。由于含水过高，造成加热炉的温升仅7-8℃，造成燃气极大浪费。

在2016年3月—8月，进行了预脱水工艺改造。将一次炉加热点后移至缓冲罐前端，减少了两台一次加热炉，二次沉降罐后因为含水降低也只需一台加热炉，总计减少三台一次炉的使用，同时提高了加热炉的热效率。由于原油不加热直接进一次沉降罐沉降，大部分游离水直接外排到污水系统进行处理，再对后端的低含水油进行加热，占总体积80%的游离水不再进行加热，有效避免了一次加热炉的能源浪费。通过加热工艺优化，老三联单方燃气成本由2.2440元/m?降低到1.3508元/m?，降低0.8932元，全年減少成本365万元，如图1所示。

2.2.2 明确一次加热炉启停炉节点

一次加热炉的作用主要包括：降低稠油粘度，保证一次沉降罐的正常溢流;提高药剂效果，保证污水水质的同时，降低药剂使用量。

（1）冬季采出液进站温度约为44℃，一次加热后温度在52℃，一次沉降后温度为46℃，原油溢流正常。通过通过近5年的生产数据，当最低气温高于0℃时，采油来液不加热直接进一次沉降罐后，溢流温度在46℃以上，能够保证正常溢流。

（2）对药剂效果进行实验的结果表明，在温度45-50-55℃之间，预脱水剂效果没有明显差别。

通过以上分析，2016年联合站于3月15日停运一次加热炉，比往年早停18天，节省天然气28万方。2016年下半年延迟一个月启运一次加热炉，同比节约天然气45万方，共计节约73万方。

2.2.3 停用锦一联、新三联外输加热炉

将锦一联、新三联的原油静态沉降方式改为动态沉降方式，即好油罐“边进边输”方式，沉降时间由95小时降低到48小时，减少热量损失，使好油罐出口温度上升15℃;确保停用锦一联和新三联外输加热炉的可操作性，经老站外输炉加热后统一外输。4月份措施实施后，日节气0.35万方，预计年节约燃气52.5万方。

2.3 降低药剂量工艺技术研究

集输大队原油脱水分为三个系统：老三联、新三联和锦一联，各系统功能相同，但处理原油性质不同，效果差别较大。同为稠油脱水系统，老三联脱水成本高达0.9869元，较锦一联高出0.6133元，如表1所示。

通过分析，老三联处理稠油药剂单耗高主要原因如下：

（1）老三联处理的稠油50℃动力粘度2900mp.s，而锦一联处理3区稠油的粘度只有991.1mp.s，粘度高导致原油的流动性差，水滴不易聚集，沉降时间较长。

（2）老三联处理的稠油相对密度达到0.9719，稠油与水密度差很小，原油中含水在重力作用下沉降较慢。

针对粘度高和密度高的问题，借鉴稠油井掺油原理，对原外输工艺进行调整，将掺油由外输位置调整到小站来液，通过回掺稀油达到降低粘度和密度的效果。

2.4 锦一联停运，降低集输系统整体负荷

通过调查欢三联老站负荷率28%，欢三联新站负荷率27.5%，锦一联负荷率19.3%，三座联合站负荷率低，原油脱水效果降低，吨油吨液处理成本较高，运行费用高。

重点从生产负荷能力、原油脱水和污水处理工艺适应性、药剂筛选与评价、工程改造工作量大小、投资回报率等五个方面开展研究，认为关停锦一联合站，能够满足采油厂集输系统处理需求，同时降低集输系统负荷率。锦一联停运减少成本明细（如表2所示）。

2.5 化学驱加药点前移，降低化学驱系统药剂成本

污水处理工艺采用“曝气沉降、气浮浮选、两级过滤”的处理工艺，因来液中含聚浓度的不断增加，造成曝气沉降罐、浮选机除油能力下降和积泥量大，过滤罐处理效果变差，滤料失效快等，污水处理不达标。

通过对大庆含聚污水处理站、常规污水、锦16聚/表复合驱污水处理系统的药剂反应时间进行对比，发现大庆含聚污水处理系统中，药剂反应时间最短为14h，最长可达36h，在常规污水处理系统中，药剂反应时间最短为14h，而锦16聚/表复合驱预脱水器沉降时间为1.7h，污水处理站只有0.5h，导致脱水和污水药剂不能有效反应，药剂效果变差，药剂单耗达到1400ppm，最高时达到4.89元/m?（如表3所示）。

为了增加前端的反应时间，开展了加药流程优化实验，试验结果表明，若经过120分钟的药剂作用，药剂单耗能够达到最佳经济点（450ppm）。尝试将加药点前移至距离欢三联4.3公里外的43#站，实现了延长药剂作用时间135min，不仅实现了脱水器外排污水水质达标，还降低了药剂成本和浮渣产生量，单方药剂成本由4.89元降低到2.65元，降低2.24元。

3 现场应用情况及经济效益分析

3.1 降低燃气量

在节省燃气的工艺技术研究中，我们先后采取了预脱水工艺改造提高加热效率、明确一次炉启停节点、停运外输加热炉3项节气措施，通过上述3项措施，年节约燃气170.5万方，每方1.906元，合计节约成本324.97万元。

节省燃气费用=燃气量*单价=170.5×1.906=324.97万元

3.2 降低药剂使用量

通过将掺油由外输掺入调整小站来液掺入，保障了老三联和站预脱水工艺投产成功，降低了稠油处理系统原油脱水粘度，回掺后原油粘度由2914mp.s降低到870mp.s，密度由0.9719降低到0.9638，达到降低粘度和密度的效果，使原油脱水速度有效提高。实施后，单方成本由0.9869元降低到0.4342元，降低0.5527元，年降低药剂费226万元。

年节约成本=年处理液量×（措施前单方成本-措施后单方成本）

=408.79×（0.9689-0.4342）

=226万元

3.3 锦一联合站停运

锦一联停运实现了欢三联老站的负荷率由28%提高到57%，吨液成本由2.03元/方降低至1.59元/方，年节约运行成本387.58万元，节省员工40人。

年节约成本=电费+燃气费+药剂费+维修费+零星费

=91.21+101.76+25.85+41.32+127.44

=387.58万元

3.4 化学驱加药点前移

化学驱加药点前移后实现了脱水器外排污水水质达标，降低了药剂成本和浮渣产生量，單方药剂成本由4.89元降低到2.65元，降低2.24元，全年减少药剂成本249万元。

年节约成本=年处理液量×（措施前单方成本-措施后单方成本）

=111.2×（4.89-2.65）

=249万元

4 结论与建议

（1）稀油回掺降粘脱水工艺结合预脱水工艺改造属于辽河油田首创项目，稀油回掺达到降低稠油粘度和密度的效果，预脱水工艺避免了对游离水的无效加热，而稀油回掺保证了沉降罐的溢流更加流畅，也进一步确保了预脱水工艺的安全性。上述工艺的结合改变了固有的稠油脱水方式，在保证处理后原油含水合格的同时大大降低了处理成本，具有很大的经济效益，可以对该措施进行推广利用。

（2）原油脱水动态沉降与好油“边进边输”相结合，使原油沉降时间缩短50%以上，大幅度降低脱水系统的热量损失，使脱水系统热效率提高18%以上;同时还节省了底水泵和外输炉等设备的运行，有效降低了员工的操作强度和操作风险，具有很好的推广意义。

参考文献：

[1] 高子育.油气集输工艺技术改进与应用[J].大庆油田第五采油厂，2020（04）：120.

[2] 白智文.油气集输工艺技术及其改进问题思路探究[J].中国化工贸易，2019，11（06）：17.

（辽河油田锦州采油厂，辽宁 盘锦 121209）