国标《石油化工企业设计防火规范》局部修订综述(续1)

第四章 工艺装置 第一节 装置内布置 第4.2.1条 1、本次对表4.2.1修改有两点: (1)取消了“电脱盐脱水罐”。其原因是近年来电脱盐脱水的工艺有了很大的改进,安全可靠性也有所提高,可看作一般工艺设备,不需再列入储罐一类。 (2)“中间储罐”改为“装置储罐”。因为“中间储罐”的     

原油脱水站工艺技术改造及节能效果分析

针对两座脱水站存在工艺不完善、设备负荷率低、设施老化、运行能耗高等诸多问题,以解决生产运行问题、降低生产能耗及运行成本为目的,依据开发预测,以"统一布局、合理缩减处理规模,简化工艺、降低系统生产能耗"为技术改造原则,将脱水站A改造降级为放水站,简化工艺,减少了运行设备数量及劳动定员人数,同时充分利用了脱水站B的工艺设备,提高了区块脱水系统设备运行负荷。改造后,确保了两座脱水站低耗、高效、安全、平稳运行,节能降耗效果显著,提质增效突出。     

福成寨、石河站脱水装置运行存在问题对比及改进对策

天然气脱水和增压工艺已经在重庆气矿广泛使用。对两座处理能力和压力等级相同，但上流工艺不同脱水装置的脱水效果进行对比分析。主要从运行参数、工艺设备、脱水效果方面入手，列出了原料气入塔温度、含水量、干气露点等对比参数，对脱水设计、运行中存在的问题进行探讨，并提出了相应的建议措施。重点对增压＋脱水这一复合新工艺所出现的新设备——空冷器，在设计和运行中出现的问题进行了深入分析，提出了相应的改进建议。     

长庆油田脱水站密闭工艺设计

针对长庆油田长期形成的开式脱水流程现状,提出了采用两室分离缓冲罐及三相分离器实现密闭脱水的工艺设计,取消了站内的沉降罐和净化油罐,实现了站与站之间的泵到泵密闭集输。该工艺的关键技术是形成来油缓冲、密闭脱水、外输缓冲3个环节的压力梯度,应用自动控制技术实现脱水站的数字化设计。同时,根据长庆油田站场规模系列,形成密闭脱水站的标准化设计。实现了降低油田建设投资、减少油气损耗、保护环境的目标,取得了良好的经济和社会效益。     

煤层气三甘醇脱水优化设计

目前,我国煤层气脱水工艺主要参照低压气田脱水处理方法,存在工程投资大、工艺能耗高等问题。煤层气低产的开采特点决定了煤层气集输处理工艺的重点在于节省投资提高处理工艺的适应性。对现役煤层气脱水工艺存在的问题进行了分析,发现现役工艺主要存在过滤分离器、甘醇泵及缓冲罐使用效果差、贫富甘醇换热效果差等问题。针对工艺流程和工艺设备提出了改进措施,以提高脱水效率,降低工程投资,改善工艺适应性,达到节约能耗的目的。最后以山西沁水煤层气气田的气质为例,使用HYSYS软件分别对传统设计和优化设计进行了模拟比较,模拟结果显示,与传统设计相比,该煤层气三甘醇脱水优化设计可有效降低约65%的综合能耗,具有脱水效率高、适应性强、工程投资和能耗低的特点。     

孤东1~#联合站重质原油处理工艺

本文介绍了孤东1~#联合站处理重质原油的设计经验,特别是设计了“两段脱水”、“双塔稳定”的工艺流程,成功地解决了密闭处理含砂重质原油的难题,使站内储罐的油气损耗率降为0.1625%,同时还采用了复合式电脱水装置、微正压燃烧的高负荷水套加热炉,微机自动监控系统等新技术,收到较好的经济效益。     

长庆油田脱水站油气集输工艺的优化简化

脱水站是油气田地面集输系统的核心处理场所。长庆油田传统脱水站运行不平稳、流程不密闭,不满足环保要求、流程复杂、占地面积大。2012年对长庆油田脱水站脱水流程进行了优化、简化,引入新型两室分离缓冲设备,经现场应用,效果较好,工艺流程完善,生产运行稳定,达到油田原油脱水要求,实现了节约占地,缩短建设周期,降低投资成本的目的。目前已在全油田范围内进行推广。     

靖安油田五里湾区地面系统优化研究与应用

靖安油田五里湾油区中高含水生产期存在已建油气集输系统能力不足、早期管道腐蚀严重、已建脱水工艺装置占地面积大等问题。通过中高含水期地面系统调整改造,主要推广应用了按需脱水、优化集输管网、泵-泵密闭输送技术、环氧玻璃纤维复合内衬内防腐技术、注水泵变频调速技术和数字化抽油机,从而节省了工程费用,缩短了建设周期,降低了系统电能损耗,减少了伴生气排放和系统环保风险。     

百口泉油田常温脱水工艺技术

1 传统脱水工艺技术及其存在的主要问题新疆油田公司百口泉采油厂百联站于 1997年由华北设计院负责改造设计 ,采用国内外油田较普遍采用的“两段脱水”工艺。即 :一段加热、化学沉降 ;二段加热、电脱。由于一段加热主要是针对高含水原油加热能耗高 ,系统结垢十分突出的问题 ,每     

一种小规模立体化注水站设计

为适应油田地面建设用地征地难的现状,高效利用建设用地,长庆油田采用立体化布站的设计思路,设计出一种小规模立体化注水站。立体化注水站由3个功能区组成,细分成6个模块。将配电-储水-水处理-注水功能区进行分层布置,减少了注水站的占地面积;单个功能区采用橇装化设计、工厂化预制,缩短了小型注水站的设计周期和建设周期。通过优化,注水站减少征地面积60%,缩短设计周期30%,缩短建设周期50%,同时实现了注水站井站合建,规避了重新征地的繁琐程序,提高了小型注水站现场适用性,应用效果良好。     

CNG站脱水装置节能技术

CNG站脱水装置是CNG加气站的主要耗能单元之一,其脱水效果的好坏直接影响到CNG的气质。针对目前CNG站脱水装置再生工艺不合理、再生时间长、再生能耗高等问题,结合脱水装置实际运行情况,开展了节能技术研究,提出了利用再生气余热的节能技术。其节能核心在于通过能量（热量和冷量）的互补利用,提高加热炉的进口温度以缩短加热时间,降低加热炉电耗量,同时降低冷凝分离器的进口温度以改善CNG的分离效果,实现了CNG站脱水装置节能降耗与优化再生效果的双重目标。在不改变其他设备及参数的条件下,完成了节能技术改造前后能耗对比测试。结果表明：CNG站脱水装置的加热时间缩短了27.3%,再生气用量节约了18.4%,加热炉电耗量降低了28.6%,节能效果明显。     

稠油高压高频电脱水技术试验研究

稠油脱水普遍采用两段热化学沉降脱水工艺,该工艺运行稳定,脱水效果好,但存在脱水时间长,占地面积大、加药量大、热能消耗高等问题。为降低稠油脱水成本,辽河油田开展了高压高频电脱水技术试验研究,采用高压高频电场代替化学药剂破乳,其技术路线为两段电脱水工艺,一段为不加热电场破乳,二段将加热与电场破乳相结合。经现场中试试验得出:原油进口含水率为50%～90%,一段脱水温度为50～60℃时,一段原油出口含水率为6%～12%;二段脱水温度75～80℃时,原油出口含水率≤1.5%。试验结果证明,高压高频电脱水技术应用于普通稠油脱水效果较好,与热化学沉降脱水工艺相比,吨液处理成本降低50%。     

气田三甘醇脱水站能耗评价模型

三甘醇脱水站是气田集输系统中主要能耗环节之一。为了对脱水站用能的薄弱环节进行监测,确定了评价脱水站用能水平的主要指标,建立了由7个指标组成的脱水站能耗评价模型,并根据专家咨询和统计回归确立了各能耗评价指标的基准值。利用某脱水站实测数据,计算出各项能耗评价指标并与理论能耗基准值比较,对整个脱水站能耗情况进行评价。通过对该脱水站实际情况进行分析,发现脱水站运行过程中存在负荷偏低、能耗较高等问题。本文提出的三甘醇脱水站能耗评价模型能够较好地反映脱水站用能薄弱环节及存在的问题,可为后续工艺优化调整提供参考。     

某区块地面系统建设优化节能方法研究

某区块3座转油站均运行30 a以上,站内容器、加热炉、变压器等主要工艺设备和工艺管网及阀门老化严重,主要表现为三合一、除油器内部构件腐蚀变形,加热炉火管鼓包、开裂多次,燃烧器熄火频繁、不易点火,掺水热洗阀组穿孔、热洗及加药管网结垢严重、工艺阀门关闭不严,仪表和电气设备老化数据传输丢失或不显示,能耗浪费情况十分严重。2022年,对该区块进行产能建设,根据开发预测,3座站均存在热洗泵、掺水热洗加热炉等主要设备能力不足问题,为此,考虑对该3座站进行合并优化,通过新建站与某联合站统一集中监控;采暖系统依托联合站已建采暖系统,不再单独设置采暖炉;事故流程依托联合站脱水部分已建事故罐等技术措施,实现节能降耗的效果。优化合并后,建设站场2座,减少采暖炉3台,加热炉负荷率由77.5%提高到93.0%。运行热效率提高约2%,年可节约天然气消耗49.84×10⁴m³,节电194.35×10⁴kWh,节约运行成本573.5万元。     

三甘醇撬装脱水装置在涪陵页岩气田的应用

涪陵页岩气田作为国家级页岩气示范区,已顺利实现50×10~8m~3年产能的建设目标。依据其高品位、不含H_2S的气质组分特点,采用多井集输、集中脱水的集输工艺,天然气只需经脱水站脱出部分饱和水达到外输商品气质要求后,直接供给下游用户。通过介绍三甘醇撬装脱水装置的工艺原理、系统组成和该工艺的先进性,并结合现场应用情况,表明该装置具有占地面积小、处理量和操作弹性大等优点,特别是能量泵和高效板式换热器的使用,极大的降低了能耗,年节约电量13.6×10~4kW.h。通过3座脱水站的应用实践,三甘醇撬装脱水装置经济效益和推广应用价值明显。     

脱水站不停产原址更新的优化研究

针对萨南油田脱水站存在工艺管道及设备腐蚀老化、不符合现行规范及运行能耗高等诸多问题,按照"统一布局、简化工艺、降低系统生产能耗、充分利用已建的可利用设备、减少工程投资"的总体改造思路,依据开发预测,通过采取优化布局、简化工艺等措施,在原址对脱水站进行安全隐患治理改造,从而彻底地解决脱水站存在的安全隐患及生产运行问题,同时也为油田其他脱水站及转油站的原址更新改造提供技术思路。     

春风联合站用能分析与节能优化

为提高油气集输系统用能效率,减少稠油生产能耗和污染排放,对春风联合站工艺设备进行了能耗测试。并以原油脱水及污水处理系统为研究对象,建立了能量平衡模型,对联合站总能系统进行了分析计算,确定了能耗分布规律,找出了用能薄弱环节:原油含水较高,浪费了大量加热能耗;污水大量排放损失了低位热能;机泵在远离额定工况下运行导致用能效率较低。提出了机泵变频调速、预装电脱、药剂优化和污水加热清水工艺优化节能方案,为春风联合站实现集输系统高效用能提供了科学的理论依据。     

稠油集输工艺流程设计

1．复杂小断块稠油油田地面集输工程设计与技术研究 河南油田某复杂小断块油田在产能建设设计中，从地面方案规划到施工图设计，积极探索适合复杂小断块油田滚动建设的设计模式，包括优化地面工程总体布局，优化集输、处理工艺技术，优化布站方案，并对配套系统工程进行优化。稠油一是输送困难，二是脱水困难。为解决稠油的输送和脱水两大难题，提出了多种输送和脱水方案，从理论上进行了数千组数据的计算，又深入现已开发的稠油油田进行实际生产运行参数的考察，将理论计算与实际生产进行对比，提出合理的原油外输与脱水方案，从而避免了因滚动开发所造成的地面系统能力过剩，引起工程投资增加的问题。     

大庆油田萨南开发区地面工程提质增效工作实践及认识

大庆油田萨南开发区持续开发60余年，随着采出液含水率不断升高、原油产量逐步下降，开发效果差、系统效率低、运行成本高等问题日趋严重。为解决上述问题、达到提质增效的目的，萨南开发区在产能建设工程中采取“三优一减”等措施，并对地面系统进行了优化调整。在产能建设工程中，采用“总体规划、分期实施”建设模式，地面布局总体优化，并充分利用系统剩余能力及新技术新工艺，控制建设规模、满足开发需求、降低建设投资；南七-杏一区创新建设模式，与南六区对比，单井地面投资下降13%，注入体系质量合格率提高15%，开发效益显著改善。在系统优化调整中，将按驱油方式分类更新为按化学剂浓度分类，脱水站集中脱水向转油站提前放水转变，布站方式也由分散布站转变为集中布站、联合布站，形成了以“水系统”为控制点的优化模式；南六区地面系统优化后，管理点数量由13处降为4处，减少劳动定员95人，站场负荷率大幅度提高，预计年节气1 328×10⁴m³，年节电2 478×10⁴kWh。     

储罐分隔试验及应用

储罐分隔试验及应用王淙兰州炼油化工总厂７３００６０蒲光华李军兰州炼油化工设计院７３００６０关键词分隔储罐模型试验现场测试应用一般石油化工厂储存原料、成品及半成品的储罐占地面积都比较大，约为整个厂区面积的４０％左右。随着石化企业的不断扩建和技术改造，产...