原油处理器的改造

孙立慧张俊

摘要新疆油田采油二厂51#稀油处理站，改造前工艺复杂，处理稳定性差，脱水效果差，无法正常工作，原油含水达不到指标，无法保证原油处理系统安全、高效运行。通过改造原油处理器，优化处理工艺，将稀油处理系统中原油处理器改造，51#原油处理站于2002年异地建设，设计原油处理能力70×104t/a，含水75%，液量280×104t/a，主要负责采油二厂西部油区各区块油气处理的任务。2009年实际处理油量22×104t/a，液量91.8×104t/a。

关键词：原油处理器，改造；

Abstract：Xinjiang Oilfield Oil Production Plant 51 # thin oil processing station, transformation of the former complex process, deal with poor stability, poor dehydration, does not work the water content of crude oil to reach the targets, and can not guarantee the safety of the crude oil processing system and highly efficient operation. Through the transformation of crude oil processor to optimize the treatment process will dilute the oil deal with the transformation of crude oil in the system processor, 51 # crude oil processing station in the 2002 off-site construction, designed crude oil processing capacity of 70 104t / a moisture content of 75%, the fluid volume of 280 × 104t / a, the main responsible for oil Production Plant western oil region block oil and gas processing tasks. Process oil 22 x 104t / a in 2009 the actual amount of fluid 91.8 x 104t / a.

Key words: crude oil processing, transformation;

中图分类号: TE868 文献标识码：A文章编号：

采油二厂71#油气转输站建于2004年，位于81#原油处理站西南约7km处，距51#原油处理站约10km。负责将一东区、三1区、七西区及部分八区油井的油气水转输到81#原油处理站，原设计转输液能力120×104t/a、转气能力8×104Nm3/d。2009年对该站的两台转输泵及配套电气、仪表、工艺进行了改造，转液能力提高到154×104t/a。

而51#原油及污水处理站2009年处理负荷很低，原油和污水处理量只达到设计能力的31%和28%，2010—2015年间该区域产量也无大幅度增长，原油和污水处理能力有较大的利用空间。

1 工艺改造

1.1改造前原油处理器

站内现有2台原油处理器，分别由新疆油田设计院（1#）和西安恒旭公司（2#）设计。单台设计能力126m3/h（110×104t/a），设计脱水指标小于0.5%，污水含油小于100 mg/l。目前在用为西安恒旭公司设计的2#原油处理器。

1#原油处理器，2002年投产时，脱水后的原油含水在10%～20%左右，达不到设计指标，脱水效果差，无法正常工作。经2004年改造后，仍达不到设计指标。

2#原油处理器，2002年投产时，脱后原油含水可以达到设计指标，但由于未进行滤料更换，一段沉降罐出口含水高，来液温度过低等原因，目前脱后原油含水在3.8%～8%。

图1 改造前51#原油处理站工艺流程图

1.2改造后原油处理器

换热器（经过毛油/净化油换热器换热至27.5℃，再进入毛油/导热油一段换热器加热至50℃，最后进入毛油/导热油二段换热器用250℃的导热油加热至70℃），然后进原油处理器进行二段脱水，脱出的净化原油进入净化油罐，通过外输泵外输。

图2 改造后原油处理器工艺流程图

2 原油处理器设备选型

设计压力：PN0.6MPa；规格：D3400×15840；数量：1座；

进液口尺寸：D273×7

出油口尺寸：D219×6

出污水口尺寸：D168×5

出气口尺寸：D60×4

补气口尺寸：D60×4

安全阀口：D60×4

排污口：D89×4

3 施工要求

（1）主要施工及验收技术规范、标准

《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》（GB50236-98）

《油气田地面管线和设备涂色规范》（SY/T 0043-2006）

（2）必须遵循各种材料的国家或行业技术标准、生产厂家的使用说明书及有关验收规范和要求。

（3）工程中所使用的阀门及配件安装前必须进行试压，合格后方可进行安装。

（4）工程施工中的测量放线、管沟开挖、材料检验、管线焊接、下沟回填等工作，严格按照国家有关规范《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》SY0402-2000执行。

（5）管线防腐前，需对金属表面进行喷砂除锈处理，达到《涂装前钢材表面处理规范》SY/T0407－97中的Sa2.5级标准。

（6）管线吹扫及试压

管道组装焊接完毕后，用流速大于20m/s的压缩空气将管线中的焊渣及杂质吹扫干净后方可进行试压。试压介质为洁净水，试压时需将设备与管线隔离开。

站内调压后低压管线设计压力为1.6MPa；强度试验压力为2.4MPa，稳压时间为10min；严密性试验压力为1.6MPa；稳压时间为30min；试压以管道无渗漏、无压降为合格。

试压结束后用干压缩空气对站内管线进行干燥吹扫，在管线干燥气体排除口检测气体水露点，连续1h水露点小于－15℃为合格。管道干燥结束后，站内工艺管线和设备用氮气进行置换，置换过程中管道内气体流速不应大于5m/s。置换过程中的混合气体经过放空管线放空。并以放空口为中心设立半径300m的隔离区。放空隔离区内不得有烟火和静电火花产生。

（7）、涂色要求按《油气田地面管线和设备涂色标准》SY/T 0043-2006 中有关规定执行。

管线及设备涂色色样参考《油气田地面管线和设备涂色标准》（SY/T 0043—2006）中附录A色样；管线面漆着色规定如下：

天然气管线-------黄色设备---------银灰色放空管线--------红色

阀体-------------银灰色手柄及手轮---红色排污管线-------黑褐色

（8）在执行上述所列标准时，如有不一致之处，应以强制性国家标准为准。

（9）其它尚未说明部分，按国家、行业有关规范、标准执行。

（10) 由于本工程为改造工程，现场与原施工图纸有些地方不一致，因此部分管线需现场核实定位管线规格及埋深后，方可施工。施工工程中，如遇与图纸不符处，可根据现场实际在符合相关规范的要求下，经设计同意后，进行现场调整。

（11）本站内新老系统连接动火属于二级动火，动火前必须填写《动火申请报告》，由施工动火单位组织有关人员进行调查、协商、制定动火措施，填写动火报告，得到批准后方可动火施工。

在管线焊接前用便携式可燃气体检测器检测，检测可燃气体含量小于爆炸下限25％，在动火点3m半径区域四周用石棉板隔火墙进行隔离，参加动火施工人员不得穿化纤衣服，电焊工必须持证上岗。在遇有5级大风（含5级）时不能作业。

4 结束语

立足资源基础，坚持“简单、可靠、适用、经济”的油田工程建设方针，各系统设施要有一定的适应性和灵活性，充分利用已建设施潜力，避免重复建设，节约工程投资。优选环保、节能的工艺和设备，降低油田综合能耗，建设绿色油田。