孤东3号联合站节能降耗改造配套技术.pdfVIP

维普资讯 油气田地面工程第23卷第3期 (2004．3) 孤东3号联合站节能降耗改造配套技术 张 建 (胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司) 1．摄述 ⑦增设油气预分离筒；③增设波纹板聚结器；④增设迷宫 孤东3。联合站位于孤东油田的东部，距孤东l’号联合 挡砂板组；⑤增设加热盘管；⑥增设大口径内置式水位调 站5km，始建于1992年，是目酌一座大型综合性油气水集 节器；⑦增设收油管组；⑧增设出气茼；⑨增设水力冲砂 中处理站，处理液量约4．8×lOm‘’／d，污水处理量约4．5 排砂结构。 ×lOm‘’／d， 外输原油约2300t／d。随着孤东油田开发进入 1999年在东三联新投产3台常温游离水脱除器，运用 特高含水期，该站所处理的采出液的含水比开发初期有了 该工艺后，在无任何加热的条件下，进加热炉的原油含水 大幅度上升，目前原油综合含水已达95％，含水的上升致 由93％降至 70％，分水率达 86％，脱除水含油 ≤500 使该站采出液处理系统的一些工艺和设备已不能满足油田 mg／L，且具有结构简单，简化工艺流程，方便管理，运行 生产高效、低耗要求。主要表现在以下几方面。 费用低，节能降耗的优点。 (1)投产初期设计的低含水采出液进站先加热后沉降 (2)提高加热炉炉效技术。目前，油田联合站上加热 的集输工艺，到高含水开发期后，造成站内处理工艺能源 炉的操作，完全凭工人经验，用手工调节燃料调节阀及风 消耗大，处理设备效率低。 机挡板的开度，常引起助燃风与燃料量不匹配，过量空气 (2)进入高含水开发期后，采出液处理难度加大，采 系数过大，并且缺乏安全保护措施，存在生产隐患。针对 用传统分离处理工艺，效率低、投资高、效果差。 目前存在的问题，研制了原油加热炉空燃比控制仪。本系 (3)含水上升，油量的减少引起外输泵与外输管线不 统由控制中枢、氧化锆氧气分析仪、变频调速器、热电偶 匹配。造成外输泵 。大马拉小车’的现象，电耗大。 测温仪、火焰检测器和电动阀等组成，实现加热炉低氧合 (4)输油单耗为 13m／t左右，加热炉运行效率只有 理燃烧，加热炉热效率由74％提高至82％，同时可降低排 74％左右。 烟温度、减少低温腐蚀和环境污染。 针对孤东3。联集输系统所面临的技术难题，结合其改 原油加热炉空燃比控制仪是在孤东 3。联合站 1750kW 造工程，开展节能降耗技术研究，采用高效游离水脱除器、 水套加热炉上进行现场测试的。孤东3。联合站水套加热炉 变频调速、提高加热炉效率、油罐自动清砂技术和大罐过 的燃料可以采用原油，也可以采用天然气，测试期间加热 渡层检测等新工艺、新技术进行工艺配套。使该站集输系 炉以天然气为燃料。改造前后对比情况见表 l。 统效率明显提高，初步建成高效游离水脱除器推厂示范站。 表 l 孤东3。联合站改造前后对比 并运用热力学能量平衡分析理论对该站技术改造前后的效 项 目 改造前工况 改造后工况 1改造后工况2 能进行分析，提出进一步技术改造的建议。 氧含量 (％) l6．9 7．6o 3．59 2．集输系统节能降耗配套技术 排烟温差 (℃) 9l ll3 llO (1)高效原油游离水脱除技术。在油田低含水期开发 排烟热损失(％) l6．53 6．68 5．14 中所采用的原油处理工艺是将进站中低含水原油直接加热， 过量空气系数 5．12 1．57 l_2l 油气分离后，进一次沉降罐进