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0.92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。

2.1 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0.92～0.95）、特超稠油（原油相对密度大于0.95）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。

2.2 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。

2.3 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0.9）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。

2.4 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I、II类流程）。

对于相对密度较小、黏度略低的原油，直接采用三相分离器预分水后，进行加热脱水处理，系统能耗较低（第III类流程），吨油处理耗能折算耗油平均为2～4kg，节能潜力不大。对于处理原油相对密度低的脱水站（第IV类流程），站内吨油处理耗能折算耗油平均为1kg左右，系统能耗低，基本没有节能潜力。

3 设备不保温热能能耗分析

设备、管道的散热是热力系统中热量损失的重要组成部分，选择性价比较为合理的保温材料对降低热能损失，提高效益非常重要。通常，站内油气处理系统的管线及处理设备多数进行了保温。现场调研发现，部分油田储油罐没有进行保温。每个罐由于原油的停留时间不同，温降是不同的，最高温降达12℃，存在一定的热能损耗。

对于站内油罐具体保温工程，须根据不同的气候及站内工艺流程及参数进行大罐传热计算、节能分析、合理选择保温材料及厚度，进行经济效益分析比较。当其他条件相同时，沉降罐的罐容越大，则每经过一次沉降过程，节约的原油就愈多，节能效果越明显；而当其他条件相同时，气候条件越恶劣，则保温的效益就越好。通常，在计算其经济效益时，影响因素较多，如罐的外型尺寸、罐的充满程度、进罐温度、停留时间、保温形式等。

4 站内原油脱水系统节能对策

低油价条件下，中国石化紧紧围绕经济效益这个中心，地面工程节能减排、降本增效任重道远。

中国石化老油田开发进入中后期，随着稠油油田开采及三次采油、注聚合物等影响，稠油或超稠原油相对密度（0.90以上）大、黏度高，脱水温度要求高，站内加热能耗大。因此，这类站（I类、II类流程）原油脱水处理能耗节能潜力很大，是油田联合站脱水系统节能改造的重点。

4.1 积极推广预分水技术

中国石化勘探开发研究院地面所目前已经成功研制出国内首套一体化预分水装置，预分水的分水比达到50%，大大降低加热负荷。在原油处理站采用先脱水后加热流程，降低加热原油的含水率，实施节能改造。

4.2 优化控制加热炉运行

近些年，最新的传热、换热和燃烧技术在加热炉制造中得以应用，新产品主要有真空加热炉、常压高效节能水套加热炉、分体相变加热炉等，设计效率最高可达到90%。通过测试，热效率达到约89%，高于此前在用水套炉13个百分点。

4.3 加强站内流程换热改造，提升热能利用效率

在联合站原油稳定后净化油直接外输。通常，原油稳定塔出口原油稳定高达90℃以上，在原油外输之前使其与进加热炉的含水原油进行换热，又能提高加热炉的进油温度，减少了燃油量。

4.4 加强稠油、特稠油脱水专项技术研究

许多老油田的原油综合含水高达90%以上，注聚合物开发使液体性质变差，油水分离效果差，原料油进加热炉含水高，消耗掉大量燃料。

稠油、高含水含聚合物原油和含盐原油等所占的比例越来越大，需要地面工程进一步创新原油处理技术。如何提高稠油、特稠油处理站的分水率还应开展一系列破乳、分水专项技术研究工作，节能潜力巨大。

参考文献

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