文档介绍：论高含水油田原油脱水节能措施摘要: 在今后一段时间, 低油价可能成为新常态。中国石油化工股份有限公司( 以下简称中国石化) 油田地面工程工作将更加突出以效益为中心, 加强节能减排、提质增效。目前, 中国石化东部油田开发已进入中后期, 采出液含水高, 稠油、特稠油比例大, 原油脱水温度要求高, 联合站加热系统能耗大。针对联合站高含水原油脱水处理典型流程的加热系统节能潜力、设备保温降低能耗等方面进行了分析, 提出针对高含水原油脱水处理过程的节能对策, 旨在为低油价下中国石化老油田开发降低生产成本和节能减排起到借鉴作用。关键词:油田;高含水;原油脱水;原油联合站;节能;热力能耗 1 概述国内多数油田已进入开发中后期, 采出液含水高。联合站原油脱水处理过程中, 多数采用加热工艺, 加热原油含水量高, 稠油、特稠油比例越来越大, 原油脱水温度要求高, 加热系统能耗大。降低原油处理站热力能的消耗, 可有效地降低成本, 从而提高油田开发整体的经济效益。随着油田的不断开发, 稠油、特稠油( 原油相对密度 以上) 比例越来越大。由于处于油田开发中后期,所有处理站进站来液含水高达 90% 以上,最高达到 96% 。联合站脱水过程中,多数采用加热工艺,含水量高,加热系统能耗大。原油联合站站内能耗主要包括燃料的热能消耗、电能消耗和化学能消耗三个方面,主要是热力能的消耗,并且所涉及的方面较多,系统复杂。通过现场调研, 只对加热系统热能消耗进行研究, 分析节能潜力, 旨在降低生产成本。 2 原油脱水流程节能潜力分析联合站原油脱水处理系统能耗大小与被加热原油含水率高低有关。通常采用三相分离器游离水预脱除技术来降低站内热能能耗。根据进站原油油品性质及其加热工艺不同, 结合油田原油进站脱水处理实际, 将原油脱水处理流程分为四类并分别进行能耗分析。 流程 I 类:一级加热+ 大罐多级沉降化学脱水普通稠油(原油相对密度 ~ ) 、特超稠油(原油相对密度大于 )开发比例逐步增加。对于该类进站高含水稠油、特稠油,可采用一级加热+ 大罐沉降化学脱水流程进行处理。 流程 II 类:二级加热+ 大罐多级沉降化学脱水(或加电脱水) 采用三次采油或聚合物驱开发的油田稠油, 这类原油共同特点是原油黏度高, 油水密度差缩小, 原油脱水难度比较大, 脱水流程长, 原油脱水温度高。通常采用二级加热+ 大罐多级沉降化学脱水流程,或采用二级分离+ 二级加热+ 大罐多级沉降化学脱水流程。 流程 III 类:三相分离器预分水+ 电脱水+ 原油稳定这类流程主要适应于油品密度( 原油相对密度低于 ) 较低中质油。进站原油经过三相分离器、大罐沉降预分水后, 加热炉仅仅对电脱水器处理后的低含水原油进行加热,加热系统能耗相对较低。 流程 IV 类(脱水站) :一次加热+ 大罐沉降化学脱水进站原油油品相对密度较小, 站内将含水油进行加热沉降后, 输送到联合站处理,不直接外输合格原油。综合来看, 随着稠油油田开采及三次采油、注聚合物等影响, 普通稠油、超稠原油相对密度大、黏度高, 站内原油脱水温度要求高, 加热水负荷(超过 60% 以上)比例大,原油脱水系统能耗大。根据对油田现场调研,吨油处理耗能折算耗油平均高达 8~ 14kg ,有很大的节能潜力(第