欢四联合站高含水稠油脱水工艺改造_邓裕明

经验介绍 石油规划设计 ２００１年３月 ３９

＊ 邓裕明１９６５年生１９８７年毕业于西南石油学院机械系储运专业

通信

地址

１２４０１０

辽河油田稠油开采工艺基本上采用蒸汽吞吐抽油机开采工艺

其联合站稠油处理工艺为进站加热热

化学沉降脱水升温后再进行电化学脱水齐１０８块生产的混合原油

随着齐４０进站液量不断增加如果继续采用原来的脱水工艺

随着稠油含水

率的提高为此

图１ 原稠油生产工艺

１ 设计基础数据

原油物性

原油物性204d 为０．９４０３凝固点为－１３蜡含量为７．２６％

表１ 欢四联合站进站原油粘度

温度

mPa

319

181

112

74

51

Éè¼Æ²ÎÊý½øÕ¾ÒºÁ¿

15 000

m ３／ｄ掺稀油量１　４００

ｍ３／ｄ

１

几乎是脱气原

油

加上目前油水界面仪无法适用于

稠油生产自动控制

因此本次设计

旨在取消电脱水器

方案Ａ

站外来油直接进入原有的

２座５　０００ｍ３预脱水沉降罐进行预脱水处理

室内脱水模拟实验油中含水率最

低可达５．２％可以脱掉游离水量约

９　７０６　ｍ３

／ｄ

经脱

水泵升压加药后

处理后原油含水率低于１％

其工艺流程见图２

３

然后进入

２座新建的１０　０００　ｍ３热化学沉

降罐进行沉降聚结脱水处理

站外来油５　０００　ｍ好油罐外输泵２００１

２

３９

稠油进入高含水

开发期导致稠油脱水处

理成本增长

辽河油田采用了进站预脱水

和热化学沉降脱水工艺降低了稠油脱水的费用

每年可节约稠油脱水处理运行费用

５　０００

万元以上

４０　石油规划设计 第１２卷第２期

　经验介绍

2

2

º¬Ë®³íÓ;-42 hÈÈ»¯Ñ§³Á½µÍÑ

Ë®ºó

ÔÙ×ÔÁ÷½øÈëÔ-ÓеÄ2×ù 5 000 m３沉

降罐进行沉降脱水处理

经外输泵增压后计量外

输

图３ 稠油脱水工艺方案Ｂ流程

３ 投资及运行费用

由脱水工艺方案Ａ和方案Ｂ的投资及运行费用

与原生产运行费用比较可知

因此该高含水稠油脱水工艺改造选

用了方案Ａ

１０４ｍ３／ｄ

１０４ｋＷ３６３．００２４９．６６０

破乳剂４００９７２７５

运行费１　６８５６１４１　５２７

节能

万元１　００７１　４５０

４ 经济评价

改造后的欢四联高含水稠油脱水工艺

原油经预脱水后

￣１５％原油含水率

为０．７２％经计算

该工艺已在辽河油田

稠油联合站节能改造中得到推广应用

收稿日期

张文哲

在混兑俄罗斯原油过程中

在加工过程中硫化物的大致走向和分布

如下

１

常二线及常顶瓦斯的硫含量高于混兑

前硫含量初顶石

脑油及初顶瓦斯则相反

而常底渣油硫含量是混兑前的二倍

其结构形式以有机硫为主

作为初馏塔

底的拔头油就含有大比例的硫化物

拔头油中的硫化物分解成小分子硫化物进入

轻组分中

作为催化原料

催化裂化装置

从表６到表１０分析数据看

经催化裂化大部分硫化物都分解在气

体和液体产品中柴

油的硫含量增加２至３倍

干气中硫含量增加近１倍

经过试验证实全

部产品经过现有精制处理后

４ 环保数据分析

从表１１试验阶段

从污水场进水硫含量变化可以看出

造成污水场进水硫化物增加

总排均可达到国家排放标准

１现有生产装置和加工技

术手段均可满足加工要求二次加工产品分布

能达到分离效果由于轻质油收率由

３０％增加到

６０％常压塔和主要换

热要保证原加工

量

按混兑３０％以下俄罗斯油二次加工

装置不动

按哈石化现有的环保处理手段

污水处理可达到国家排放标准

哈石化现有技术手段可满足大庆原

油掺炼俄罗斯含硫原油的技术要求

收稿日期

马三佳