| 标题 | 基于油气集输系统高效运行的优化措施 |
| 范文 | 刘浩明 摘要:分析了原油储运系统、脱水系统、转油系统、输气系统现状及适应性,对进一步改善油气集输系统现状,提高油气集输系统地面设施适应性提出了可行性建议及措施。 关键词:油气集输指标节能适应性 某矿位于萨尔图地区东南部,占地面积19.866平方公里,油气集输系统计量间68座,转油站8 座,转油放水站1座,联合站1座,外输油库1座,天然气增压站1座,截止到2008年底,某矿油水井数已达1280口,其中油井780口(抽油机578口,电84口,螺杆泵79口),注水井500口。2008年原油生产任务122.7×104(t),实际完成122.71×104(t),完成计划的100%;天然气生产计划9600×104m3,实际完成10147×104m3,完成计划的105.7%;质量指标外输原油含水合格率计划98%,实际达到100%,完成计划的102.04%。 一、优化节能措施 1.1不加热集油 按照全矿不加热集油实施方案安排,做好加热炉降温和停炉工作,降低加热炉运行台数和运行负荷,减少自耗气量。全矿8座中转站实现降温掺水措施,加热炉出口温度控制在50-55之间。在中506站继续开展常温集输工作的同时,在全矿各中转站开展降低采暖炉、锅炉出口温度的节能措施,全矿共运行4台锅炉,出口温度根据白天、夜晚气温状况及时调整,白天控制在烘炉状态,晚上出口温度控制在50-55℃,累计节气70×104m3。 1.2加热炉酸洗及结垢管道更换 某矿新中505转油站共有加热炉5台,该站泵供水量不足,不能满足正常生产需求。我们通过水力计算判断管道结垢的方法判断加热炉及站内管线、掺水泵、热洗泵结垢严重,拆检加热炉出口掺水阀门可见结垢厚度达25-35mm,泵腔体内及叶轮表面和流道内均有结垢。经某矿提出,2008年对新中505站加热炉及站内掺水热洗管线进行了酸洗,酸洗后投入生产效果非常明显,原来一启动掺水泵就抽空,清洗后1台加热炉即可满足两台掺水泵的流量,并且压力正常、电流运行平稳。506站加热炉也存在同样的问题,于9月底对2台掺水炉进行了酸洗。 1.3系统优化、降低能耗 (1)新中512站外系统调整管线更换。新中512站至中十四联外输油、湿气、返干气三条管线原长度1.3Km,不是同沟敷设,新中512站外系统调整过程中,将新中512站至中十四联三条管线重新同沟敷设,长度1.0 Km,这样外输线距离缩短,压降温降减小,并且同沟敷设更加有利于保持管线运行温度场,减少温降,有利于保持管线正常运行。 (2)新中504转油站2#计量间站间线调头更换。南四队2#计量间站间管线在原中504站易地新建时与其它计量间一起在老站站外截断接入新站,管线距离远,并且弯曲较大,导致阻力大回压太高,温度损失大,掺水热洗温度达不到要求。为保证2#计量间正常运行,某矿提出管线调头更换方案。我们对新中504转油站2#计量间站间线进行了调头更换,更换后2#计量间掺水压力提高,避免了冬季冻管线;热洗温度提高,改善了洗井效果;改造后减少管线距离及弯曲段,集油过程中阻力减小,使油井出油畅通。2002年504站易地新建时接入φ273×7、φ114×4、φ89×4三种规格的管线330米,改造后可挖出回收利用,节约资金28万元。 1.4效果 通过水力计算判断管道结垢的方法判断506站1#、2#、3#计量间掺水、热洗管线结垢严重,经某矿提出11月初对这三座计量间的站间掺水、热洗管线进行了更换,管线更换后通过现场参数分析对比效果明显。对新中505站和中506站的加热炉酸洗后收到了节电节气的效果,并提高了加热炉系统效率,506站间管线的更换改善了掺水系统的应用效果。建议可以应用水力计算判断管道结垢的方法,根据管线运行参数对管线定期进行计算判断,从而确定管线酸洗或更换方案。 二、油气集输系统适应性 (1)负荷适应性。中十四联合站接收9座转油站来液,采用二段脱水密闭集输工艺流程,一段游离水脱除器4台,二段加热炉3台,二段交直流负荷式电脱水器4台,脱后净化油输送到东油库。一段游离水脱除能力设计为40000 m3/d,实际处理液量39000 m3/d,负荷率97.5%,二段电脱水能力设计8000t/d,实际处理量3400t/d,负荷率42.5%,一二段处理能力目前均能满足要求,但一段负荷率偏大,随着产能建设项目的增加,采油七矿产液量也将不断增加,一段负荷能力将存在不适应的问题,建议增加一台游离水脱除器。 (2)化油处理。沉降罐及污水站收油时,由于这部分原油在罐内沉降时间长,形成了较为稳定的乳化液,很难破乳,回收至油系统进入电脱水器对电场造成明显的影响,收油泵排量一开大极易跨电场。且某矿聚中十四有沉降罐,收油也进入油系统打入中十四联循环,这部分油距离长老化更加严重,对电场影响极大。建议加设老化油处理系统,老化油在在加设的系统中处理后实行按比例回收,对电场的影响将明显减小。 2.1转油系统现状及适应性 (1)负荷适应性。目前,某矿九座中转站设计处理能力为10.36×104m3/d,实际处理液量为5.905×104m3/d,平均负荷为55.39%,总体看处理能力可行,但中506负荷达到95.2%偏高,需进行改扩建,以增加能力适应生产。 (2)设备工艺。从运转年限上看,某矿中转站有一座运行已23年(508站),三座运行20年以上(503站、506站、513站)未经老区改造。经过多年的超负荷运行,目前这些中转站存在着很多共性的问题:站内埋地工艺流程腐蚀严重,机泵和电器设备老化,给生产和管理造成了很大困难。506转油站目前负荷达到95.2%,外输泵(G125D25A x 6)由于泵效低,两台设备已无法满足现有液量的要求,生产时必须三台泵同时启用,无备用泵,建议更换大泵(G150D30A x 5)。508站站内各种设备、容器及管线等生产设施存在问题较多,具体表现在:容器外壁及附件腐蚀严重,管线保温层腐蚀脱落;加热炉外壁腐蚀,盐水包与罐体连接处腐蚀多次跑油无法焊接、点火间变形腐蚀严重,起不到保温作用,冬季天然气管线经常冻,影响生产;并且站内无单设的采暖炉,用掺水炉带采暖,致使采暖压力不好控制,掺水也受影响,给冬季管理带来很大的困难。最为突出的问题是外输油管线的问题,中508站液量低,过度带井原油较稠含蜡多,管线过长流速慢,结蜡严重,并且由于管线沿程占压问题及修建各种道路,外输线多次改线,弯头较多,阻力大,导致回压高,输油不畅,该站外输泵为150m,泵压在1.65-1.7MP左右,而输油温度在39度-42度时回压最高达到1.6MP,输油不畅,因此需更换扬程较大的外输泵。 (3)配电系统。505站在冬季运行时,单台变压器不能满足负荷要求,原630的变压器二次额定电流为909A,而冬季正常运行总电流约为1100A,因此变压器需增容为800KVA。506站由于产能任务的增加,冬季运行时,二次电流将达到500A以上,原315的两台变压器(单台二次额定电流为400A)已不能满足冬季生产的需要,需增容为400KVA。 2.2外输气系统现状及适应性 七矿中十四集气增压站于2003年6月建成投产,接收9座中转站湿气外输至南压。设计总负荷30×104m3/d,运行总负荷23×104m3/d,负荷率77%,能力满足要求。目前气系统存在的主要问题是返干气线穿孔严重。503站、506站、513站的返干气管线腐蚀严重,影响某矿安全生产,为此需要对以上三座站的返干气管线共5190m进行更换。◆ 参考文献: [1] 陈涛平,胡靖邦.石油工程[M].北京:石油工业出版社,2000. |
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