论文部分内容阅读
摘要：2020年以前我公司曙103块、曙602块、曙116块、雷72块、雷88块、欧26块、欧35块、白二块产液共计243.52方/天，欢60及欢623块产稠油共计93方/天， 总产液量为336.52方/天，均采用汽车拉运的方式运至欢四联东侧脱水点进行脱水处理，脱水点设计处理量为200方/天，现已超负荷运行，出现了含水不达标的情况。 2020年在曙602块、欢623区块、洼77块再计划部署11口新井，产液量增加约63方/天，总液量达到399.52方/天。公司稀油区块的稀油在欢四联东侧脱水点进行脱水处理后，按混配油油品进行直接外销，与稀油相比每吨原油销售价格损失0.023万元，脱水外销工程建设显得格外重要。针对以上背景，公司计划在坨子里首站东侧冷家油田外输站内新建1座脱水站，包括沉降罐区、卸油区、装车区、联合泵房、加药装置、脱水加热炉区等。脱水站建成后，于5月1日正式投产，经现场实施，脫水站能够实现分质分销，取得了较好的经济效益，为公司提质增效作出了重要贡献。
关键词：脱水;外销;脱水站;油品;试验;提质增效
1 实施背景
我公司目前动用储量1760万吨，投产油井235口，分布在曙采、欢采、沈采等七个采油矿区24个区块单元，开井155口，日产油376吨。其中稀油动用储量782万吨，覆盖14个区块，总井97口，开井69口，日产液503吨，日产油134吨。从地层采出的原油首先要进行脱水、脱硫、脱盐等工序处理完后才能进行销售，目前我公司脱水点位于欢采地区，日处理量仅为200方/天，达不到日产液量503吨的处理量需求，脱水站的超负荷运行造成目前处理完的原油出现含水不达标的情况，只能按照混配油油品进行销售。且随着各区块新井的陆续投产，原油产液、产油量持续上升，对原油脱水外销工程的建设需求显得更加迫切。
2 项目原理
常用的原油脱水技术有五种方法：化学破乳脱水法、重力沉降脱水法、离心力脱水法、电脱水法和粗粒化脱水法。经过详细分析和比较，我们采用的事化学破乳脱水法、重力沉降脱水法和电脱水法联合使用。
化学破乳脱水法：原油脱水时往含水原油中加入破乳剂，破坏乳状液的稳定性，使油水易于沉降分离，再利用重力沉降将其脱除。为确保原油含水量达到指标，在最后的沉降罐内安装高压电极，使油水在电场下分离。外输原油的含水量要求不大于0.5%。
同时脱水站采用常压热化学沉降脱水方式进行脱水，原油（含水30%）拉运至脱水点，通过加药泵加药后进加热炉加热，加热后进沉降罐进行脱水，脱水后原油（含水0.5%以下）装车外销，沉降罐底水通过底水泵打入高架污水罐，供洗井使用。两座200m?沉降罐相互连通，可根据现场生产需要进行倒罐、循环的功能。
3 室内脱水实验
影响原油破乳的因素主要有以下几个方面：
（1）原油的性质。原油与水密度差大，原油粘度低，蜡含量少，破乳效果好。
（2）破乳温度：低温时油水密度差变小，相同粒径水滴的沉降速度变慢，破乳后油水分离时间较长。
（3）破乳剂的用量：破乳剂用量在临界胶束浓度左右，破乳脱水效果最佳。
通过室内实验，得出以下结论：
（1）在室内脱水实验中，处理效果较好的三种破乳剂分别为：2#破乳剂、4#破乳剂、8#破乳剂。
（2）在室内脱水实验中，在使用较好的破乳剂情况下，破乳剂适宜的加药量为200-250mg/L。
（3）在脱水温度大于60℃时，使用2#破乳剂、4#破乳剂、8#破乳剂，加药量为200-250mg/L，沉降24h后净化油含水可以达到≤0.5%的外销要求。
4 现场实施情况
在进行室内脱水实验的基础上，我们对现场工艺流程进行了优化，以满足现场需要。
（1）设计理念上突破油田传统的热化学沉降工艺，同时还具有两座沉降罐倒罐、循环的功能，可根据工况进行调整。
（2）研发与应用一体化集成装置，如加药装置和值 班房将预制好的撬装设备整体安装，实现“工厂预制最大化，现场施工最小化”目标，降低施工风险，提高工程进度及质量。
（3）深度简化工艺流程，联合泵房内底水泵、卸油提升泵、装车泵设置一台备用泵，节省设备购置及优化工艺。
4 实施效果分析
对曙103块、曙602块、白二块、洼77块稀油区块稀油16吨进行现场脱水实施。脱水时间：24h;脱水温度：60℃;破乳剂加入量：200mg/L; 稀油区块来液（含水20%左右），经过破乳剂融合、加热炉加热、沉降罐沉降后，整体含水达到0.5%以下，满足外销条件。实现原油分质分销，与原欢四联脱水站相比，稀油区块来液经过沉降、加热、加药、脱水处理后，油品按中质油价格进行销售，提高原油销售价格。
5 经济效益测算
脱水站建成后，经济效益评价良好，主要体现在以下四个方面：
（1）提高原油销售价格;
坨子里外销站经过加药、加热、沉降脱水处理后含水在0.5%以下，达到外销含水不超过1%标准，并按中质油单价销售，曙103块、曙602块、白二块、洼77块稀油区块稀油每吨销售价格增加约230元/吨，销售总价格增加：230*16吨=0.368万元/天，全年预计增加0.368*120天=44.4万元。
（2）降低拉运费 稀油区块产出液去新建脱水点进行脱水、外销，平均缩短拉运距离92公里，拉运费节 0.5*92*30*120=16.56万元/年 。
（3）降低处理费
2019年污水处理费：污水处理费24.21元/方，处理费共171.7万元，2020年污水处理费34元/方。今年预计节约污水处理费34*10*120=4.08万元。
（4）高架罐、加热炉利旧节约成本投资
两台300kw加热炉节约约28万元，四台高架罐节约约48万元，共计节约约76万元。
以上四项举措全年共创效140.88万元。
6 结论
我公司原油脱水站建成后，5月1日正式投产，并于9月1日开始外销，投产以来，未发生因工程质量或技术原因导致的质量安全环保问题，满足公司日常生产需要，达到预期标准，在脱水效果和降低能耗方面均取得了较好的效果。与原欢四联脱水站相比，该脱水站实现了分质分销，原油脱水后由按混配油价格销售转变成按中质油价格销售，提高原油销售价格，为公司提质增效做出积极贡献。
参考文献
[1] 油田原油脱水[J].张洪仁.北京：石油工业出版社.1990：：5-60
[2] 超声波破乳的频率和声强[J].付静，孙宝江，温志刚.石油钻采工艺.1999：69-72
[3] 中国炼油技术[J].侯祥鳞.北京：中国石化出版社.1991：48-59
中油辽河油田分公司，辽宁 盘锦
关键词：脱水;外销;脱水站;油品;试验;提质增效
1 实施背景
我公司目前动用储量1760万吨，投产油井235口，分布在曙采、欢采、沈采等七个采油矿区24个区块单元，开井155口，日产油376吨。其中稀油动用储量782万吨，覆盖14个区块，总井97口，开井69口，日产液503吨，日产油134吨。从地层采出的原油首先要进行脱水、脱硫、脱盐等工序处理完后才能进行销售，目前我公司脱水点位于欢采地区，日处理量仅为200方/天，达不到日产液量503吨的处理量需求，脱水站的超负荷运行造成目前处理完的原油出现含水不达标的情况，只能按照混配油油品进行销售。且随着各区块新井的陆续投产，原油产液、产油量持续上升，对原油脱水外销工程的建设需求显得更加迫切。
2 项目原理
常用的原油脱水技术有五种方法：化学破乳脱水法、重力沉降脱水法、离心力脱水法、电脱水法和粗粒化脱水法。经过详细分析和比较，我们采用的事化学破乳脱水法、重力沉降脱水法和电脱水法联合使用。
化学破乳脱水法：原油脱水时往含水原油中加入破乳剂，破坏乳状液的稳定性，使油水易于沉降分离，再利用重力沉降将其脱除。为确保原油含水量达到指标，在最后的沉降罐内安装高压电极，使油水在电场下分离。外输原油的含水量要求不大于0.5%。
同时脱水站采用常压热化学沉降脱水方式进行脱水，原油（含水30%）拉运至脱水点，通过加药泵加药后进加热炉加热，加热后进沉降罐进行脱水，脱水后原油（含水0.5%以下）装车外销，沉降罐底水通过底水泵打入高架污水罐，供洗井使用。两座200m?沉降罐相互连通，可根据现场生产需要进行倒罐、循环的功能。
3 室内脱水实验
影响原油破乳的因素主要有以下几个方面：
（1）原油的性质。原油与水密度差大，原油粘度低，蜡含量少，破乳效果好。
（2）破乳温度：低温时油水密度差变小，相同粒径水滴的沉降速度变慢，破乳后油水分离时间较长。
（3）破乳剂的用量：破乳剂用量在临界胶束浓度左右，破乳脱水效果最佳。
通过室内实验，得出以下结论：
（1）在室内脱水实验中，处理效果较好的三种破乳剂分别为：2#破乳剂、4#破乳剂、8#破乳剂。
（2）在室内脱水实验中，在使用较好的破乳剂情况下，破乳剂适宜的加药量为200-250mg/L。
（3）在脱水温度大于60℃时，使用2#破乳剂、4#破乳剂、8#破乳剂，加药量为200-250mg/L，沉降24h后净化油含水可以达到≤0.5%的外销要求。
4 现场实施情况
在进行室内脱水实验的基础上，我们对现场工艺流程进行了优化，以满足现场需要。
（1）设计理念上突破油田传统的热化学沉降工艺，同时还具有两座沉降罐倒罐、循环的功能，可根据工况进行调整。
（2）研发与应用一体化集成装置，如加药装置和值 班房将预制好的撬装设备整体安装，实现“工厂预制最大化，现场施工最小化”目标，降低施工风险，提高工程进度及质量。
（3）深度简化工艺流程，联合泵房内底水泵、卸油提升泵、装车泵设置一台备用泵，节省设备购置及优化工艺。
4 实施效果分析
对曙103块、曙602块、白二块、洼77块稀油区块稀油16吨进行现场脱水实施。脱水时间：24h;脱水温度：60℃;破乳剂加入量：200mg/L; 稀油区块来液（含水20%左右），经过破乳剂融合、加热炉加热、沉降罐沉降后，整体含水达到0.5%以下，满足外销条件。实现原油分质分销，与原欢四联脱水站相比，稀油区块来液经过沉降、加热、加药、脱水处理后，油品按中质油价格进行销售，提高原油销售价格。
5 经济效益测算
脱水站建成后，经济效益评价良好，主要体现在以下四个方面：
（1）提高原油销售价格;
坨子里外销站经过加药、加热、沉降脱水处理后含水在0.5%以下，达到外销含水不超过1%标准，并按中质油单价销售，曙103块、曙602块、白二块、洼77块稀油区块稀油每吨销售价格增加约230元/吨，销售总价格增加：230*16吨=0.368万元/天，全年预计增加0.368*120天=44.4万元。
（2）降低拉运费 稀油区块产出液去新建脱水点进行脱水、外销，平均缩短拉运距离92公里，拉运费节 0.5*92*30*120=16.56万元/年 。
（3）降低处理费
2019年污水处理费：污水处理费24.21元/方，处理费共171.7万元，2020年污水处理费34元/方。今年预计节约污水处理费34*10*120=4.08万元。
（4）高架罐、加热炉利旧节约成本投资
两台300kw加热炉节约约28万元，四台高架罐节约约48万元，共计节约约76万元。
以上四项举措全年共创效140.88万元。
6 结论
我公司原油脱水站建成后，5月1日正式投产，并于9月1日开始外销，投产以来，未发生因工程质量或技术原因导致的质量安全环保问题，满足公司日常生产需要，达到预期标准，在脱水效果和降低能耗方面均取得了较好的效果。与原欢四联脱水站相比，该脱水站实现了分质分销，原油脱水后由按混配油价格销售转变成按中质油价格销售，提高原油销售价格，为公司提质增效做出积极贡献。
参考文献
[1] 油田原油脱水[J].张洪仁.北京：石油工业出版社.1990：：5-60
[2] 超声波破乳的频率和声强[J].付静，孙宝江，温志刚.石油钻采工艺.1999：69-72
[3] 中国炼油技术[J].侯祥鳞.北京：中国石化出版社.1991：48-59
中油辽河油田分公司，辽宁 盘锦