大庆油田脱水站是油田地面工程集输处理系统的重要站场，不仅承担着原油脱水处理及外输任务，还要为下游采出水处理站输送达标的含油污水。脱水站设施多、工艺管道密集、处理流程复杂，是油田生产系统中耗电、耗气“大户”。某区域已建脱水站两座，脱水站A负责5座转油站和1座放水站的水驱脱水任务，采用“游离水脱除器→压力沉降罐→电脱水器”三段脱水工艺，改造前，脱水站A已有油水脱除设备12台，立式储罐3座，外输及脱水机泵8台，加热炉4台及其他配套设施。脱水站B负责3座转油站的聚驱脱水任务，采用“游离水脱除器→电脱水器”两段脱水工艺。改造前，脱水站B已有游离水脱除器7台、电脱水器5台，立式储罐3座，外输油泵3台，脱水加热炉10台及其他配套设施。经过30多年的生产运行，脱水站A存在设备负荷率低、设施老化、工艺不完善、运行能耗高、存在安全隐患等诸多问题；脱水站B存在因产量下降导致油水脱除设备运行负荷率较低的问题。主要表现如下：一、设备负荷率低。随着产油量的逐年下降，设备负荷率越来越低，目前脱水站A外输泵总运行负荷率最高时仅为39.2%、二段炉总运行负荷率最高29.2%；脱水站B电脱水器负荷率只有39.6%，外输泵总运行负荷率约45.2%。二、存在安全隐患。产油量的下降导致外输油管道不能保证在经济区运行，沿程热力损失较高。据测算，产油量最低时末点温度仅为27.5℃，极易发生凝管事故。站内设备及管线运行时间超过30年，腐蚀老化严重，电气仪表超期服役、性能降低、可靠性差，系统运行存在安全隐患。三、能耗较高。已建生产设施的工艺流程不合理，三段脱水工艺与两段脱水工艺相比，多了脱水泵和二段加热炉，增加了耗气量及耗电量。
1工艺技术改造方案
针对存在的问题，在调研大量现场资料、总结站库大修改造经验的基础上，依据地质开发预测，进行科学论证、合理规划，确定了“统一布局、合理缩减处理规模，简化工艺、降低系统生产能耗”的总体改造思路。一、统一布局、合理缩减处理规模。根据地质开发及负荷率预测分析，对整个区块原油脱水系统布局进行优化调整。鉴于脱水站B的游离水脱除器、电脱水器、加热炉、机泵等主要设备均有剩余能力，考虑将脱水站A的处理规模进行适当核减，改造为放水站，主要脱水处理工艺由脱水站B承担。二、简化工艺、降低系统生产能耗。脱水站A管辖区域内的含水原油在本站只进行一段游离水脱除，将含水率降至低于20%。含水原油不再进行二段处理，经外输炉加热、外输泵升压及流量计计量后外输至脱水站B进行下一段脱水处理。优化简化工艺流程后，减少了压力沉降罐、二段炉、电脱水器、净化油缓冲罐等设备。同时，按照新的地面建设工程规划技术规定，对保留的一段游离水脱水工艺的设备重新校核。原4台已建游离水脱除器总处理能力经校核后，由原来的28000t/d降到了25000t/d；原外输油泵的排量、扬程已不适合外输油量预测的技术参数要求，需新建2台外输油泵；结合工艺流程及外输低含水原油温升需求，将脱水站A的一段加热炉优化调整为外输炉；脱水站A的供热负荷由脱水站B已建加热炉承担，提高了脱水站B的设备负荷率；将已建污水外输泵移位安装到外输油泵房内；将原沉降岗并入输油岗，实现整座放水站系统合岗控制。同时，对所有老化严重的油气设施，腐蚀穿孔的工艺管道，性能降低、可靠性差的电气仪表等也进行了更新改造。
2实施效果分析
2.1生产运行效果分析
整个区块原油脱水系统优化改造后，适当核减了脱水站A的设计规模，增大了脱水站B的运行负荷。改造后，系统运行设备的负荷率明显上升且较为合理。脱水站A外输泵负荷率由34.5%提高到82%；脱水站B外输泵负荷率由45.2%提高到79.3%，二段加热炉负荷率由29.3%提高到59.2%，电脱水器负荷率由39.6%提高到69.2%。从安全角度来看，脱水站A老旧设备的更新提高了生产运行的可靠性；由脱水站B对净化原油统一外输，消除了净化原油管道因输油量降低而发生凝管事故的安全隐患，提高了管道运行可靠性。
2.2节能效果分析
脱水站A降级为放水站后，通过优化简化生产工艺流程及提高生产设施利用率，区块脱水站整体运行能耗明显下降。从表中可以看出，改造后，总耗气量较改造前年节约62.2×104m3/a，折合生产成本94.5万元，总耗电量较改造前年节约21.5×104kW·h，折合生产成本13.7万元。
2.3改造前后经济效益对比分析
通过对改造前后的投资、生产运行成本（包括耗气、耗电费用和日常生产维护费用）和劳动定员用工成本的分析，脱水站技术改造综合效益显著。具体分析如下：脱水站A改造投资为968.3万元。改造前两座脱水站年耗气量为1103.5×104m3，耗电量为154.9×104kW·h，折合生产成本1775.2万元；改造后两座脱水站年耗气量为1041.3×104m3，耗电量为133.4×104kW·h，折合生产成本1667万元，较改造前节约生产成本108.2万元。改造后，脱水站A的生产设备减少，年节约容器、机泵、仪器仪表等维修费及容器清淤费用共计27万元；劳动定员减少10人，年节约用工成本80万元。改造后脱水站A总计节约日常生产维护费用及用工成本107万元。上述分析可知，改造后每年收益215.2万元；改造投资968.3万元，约4.5年可实现投资与综合效益平衡。因此脱水站改造在技术及经济上是可行的。
3结论
将脱水站A改造降级为放水站，将含水量≤20%的原油外输至脱水站B进行下一级脱水处理，不仅简化了脱水站A的工艺流程，而且大大提高了两座站的设备运行负荷率；同时也消除了净化原油管道因输油量降低而发生凝管事故的隐患，提高了管道运行的可靠性；取消脱水站A的脱水泵、电脱水器及一、二段加热炉后，有效降低了区块脱水系统运行能耗，年均节约气量62.2×104m3，节约电量21.5×104kW·h，年节约生产能耗折合108.2万元，节能降耗效果显著；减少运行设备数量及劳动定员，年节约生产维护费用及用工成本107万元，提质增效成效突出，总体上技术改造方案科学合理。通过脱水站技术改造认识到：地面工程系统优化调整、更新、维护应依据开发预测，与“地上地下一体化”充分结合，适时、适度地调整地面建设规模，优化布局、简化工艺，有效降低生产能耗及运行成本，确保工业生产低耗、高效、安全、平稳运行，从而实现开发效益最大化。
