低硼硅玻璃管制注射剂瓶.pdf

管理· 实践 2012 年第 1 期石油石化节能大庆油田自始建以来,原油开采流程是单井原油汇集到中转站经二合一加热以后,输送到联合站,经过脱水处理后输送到油库,几十年来一直没有改变过。随着油田开采的逐步深入,采出液含水大幅度提高,原油的开采能耗和成本日趋增高, 对此大庆油田公司提出了“低( 常) 温集输”的大胆设想,“低( 常) 温集输”是将二合一加热一环节去掉或精减,这将对联合站脱水系统造成一定的影响。 1 试验概述某联合站从六座中转站来液,正常情况下来液温度在 32 ~ 36 ℃左右,试验时六站的来液温度全部降低,平均在 22 ~ 24 ℃左右(原油的凝固温度为 27 ℃) [ 1 ] 。开始试验时随着各站温度全面降低,脱水器跳闸, 2台脱水器分别跳闸 6 次,恢复时间较长, 造成原油无法进行外输。来液油水分离不彻底,没进行电脱直接进入污水系统,但由于时间较短,各沉降罐油位变化不明显,对过滤后的污水也没有明显的影响。根据以上情况,采取相应措施,首先提高了加热炉的燃烧量,但温度始终无法提高。在正常情况下,温度均在 43 ~ 47 ℃之间,将火量提高到加热炉最大燃烧负荷时, 加热炉出口温度最高 40 ℃;同时加大破乳剂用量,从开始用量的 2 . 5 kg/h 加大到 7 . 2 kg/h ,但脱水器仍然没有恢复。经化验测量含水最高在 50 %左右( 正常在 15 %左右)。初步分析原因,来液温度较低,造成游离水内原油乳化困难,从游离水分离出来的原油含水较高,水的比热高于油,导致加热炉升温困难。进入脱水器后,由于含水持续较高,致使脱水器长时间跳闸, 恢复困难。针对此次低( 常) 温集输试验出现的问题, 通过相应的办法和措施,提高了脱水器在低( 常) 温集输过程中的稳定性。 2 试验中存在的主要问题在试验过程中,来液的温度、压力、流量、加热炉温度等参数都发生着较大的变化。通过仪表可以观测到油水界面,通过看窗可以观测到油质的好坏,对观测数据进行分析,并依据研究成果进行动静态数据综合预测,从而对试验过程中的一些操作方法进行评定,尽量避免脱水器跳闸或缩短脱水器跳闸时间。通过对温度、压力、流量、加药量等参数的控制, 确定出合理的操作管理方法。试验过程中发现,生产过程中主要是温度发生了较大的变化,说明来液温度是造成脱水器不稳定的主要因素,而含水、油质、加药量等数据也存在问题,针对这些问题采取了相应的解决和补救措施。 3 问题解决措施 2 . 1 提高一段加热炉温度, 保证脱水系统的稳定性脱水岗的流程为:来油阀组—游离水脱除器—一段加热炉—脱水器—二段加热炉。在脱水器之前所记录的温度数据为来液温度和一段加热炉温度,而来液温度由中转站控制,联合站无法控制,所以关键就是控制一段加热炉的温度。在未试验的正常情况下,一段启用单台加热低温集输对脱水系统的影响及应对措施李丹( 大庆油田有限责任公司第五采油厂) 摘要:合理利用油气集输系统的能量是降低油田开发成本、提高油田开采经济效益的重要环节。虽然通过低温集输可以减少天然气的用量,但又会给脱水系统带来许多不稳定因素, 因此针对某联合站在实施低( 常) 温集输试验过程中出现的一些问题,采取一系列配套措施, 保证脱水系统平稳运行, 达到了降耗的目的。关键词: 低温集输配套措施节能降耗 DOI : 10 . 3969 /.