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联合站一段沉降脱水罐工艺设计

摘要

我国是世界上原油使用量最多的国家之一。

原油作为高效优质的能源和化工原料，在我国经济发展中起着十分重要的作用，原油的脱水沉降在原工艺处理中起着十分重要的作用。

本次毕业设计主要对联合站一段脱水沉降罐进行工艺设计。

设计的内容主要由三部分组成：

说明部分、设计计算部分和绘图部分。

在说明部分中，主要是介绍了设计依据、建设背景、工程的概况、原油脱水性及采出液脱水沉降试验数据、1号稠油联合站一段沉降脱水罐现状及设计规模、脱水沉降罐的平面布置、涉及脱水沉降罐的一些重要部分改进的意见进行了说明；在计算部分中，首先进行了初步方案的设计、沉降罐容积计算、工艺配管计算、出油管径的计算和罐高的计算、油水界面平衡管高度计算；绘图部分中，绘制了沉降脱水罐罐底图、沉降脱水罐罐顶图和脱水沉降罐总图等。

本次毕业设计不仅根据实际的情况进行了计算，还结合脱水沉降罐的基本原理和设计的基本方法，设计的方案经反复论证是最经济且运行安全的方案。

关键词：

脱水沉降罐；工艺设计；罐高确定

WindyCityoilfieldonthe1stheavyoiljointstationforaperiodofsettlementprocessdesignofthedewateringtank

Abstract

Chinaisoneofthelargestoilconsumingcountriesintheworld.Ashighqualityenergyandchemicalrawmaterials,crudeoilplaysanimportantroleinChina'seconomicdevelopmentandthesettlementofcrudeoildehydrationplaysanimportantroleintheoriginalprocess.

ThegraduationdesignmainlyreferstothetechnologicprojectofaperiodofdehydrationsettlingtankintheWindyCityNo.1heavyoiljointstation.Thecontentofthedesignismainlyconsistedofthreeparts:

thenarrativepartofthedesign,thecalculationpartandportionofthedrawing.

Inthedescriptionsection,itdescribesthedesignbasis,constructionbackground,anoverviewoftheproject,crudeoildehydrationandproducedfluiddehydrationsedimentationtestdataonaperiodofsettlementstatusanddesignofthescaleofthedewateringtankinthe1stheavyoiljointstation,dewateringsettlingtank-layout.Someimportantsuggestionsforimprovementarementionedininvolvingdehydrationsettlementtank.Thecalculationsectionoftheprogramdesigncontainsthesettlingtankvolumecalculation,processpipingcalculation,thecalculationoftheoilpipediameterandhightankcalculation,andthebalanceoftheoil-waterinterfacetubeheightcalculation.Portionofthedrawingincludesabassicmapofthesettlementdehydrationjars,settlementdehydrationjarstopdiagramandthedehydrationofsettlingtankmap.

Thegraduationprojectisnotonlyacalculationbasedontheactualsituation,butalsocombineswiththebasicprinciplesofthesettlingtankindehydrationanddesignmethods.Thedesignoftheprogrambytherepeateddemonstrationisthemosteconomicalandsafeoperationoftheprogram.

Keywords:

dehydrationsettlingtank;processdesign;tankheightdetermination

绪论

原油脱水处理的常用方法有：

化学破乳剂沉降、重力沉降、加热、机械、电脱水等，一般把上述的处理方法中的几种综合应用以达到成本和效果最优化。

原油脱水包括脱出原油中的游离水和乳化水。

脱出乳化水比游离水难的多，各种常见脱水方法的共同点是，创造良好条件使油水依靠密度差和所受重力不同而分层。

原油脱水前，应尽可能脱出原油内溶解气，否则气体的析出和在原油内上浮、以及气泡还常吸附水滴的沉降，降低脱水质量。

油田上使用的沉降罐按其外形分为立式和卧式两种。

立式沉降罐不耐压，常用于开式流程，有时附以大罐抽气等措施，使流程的密闭性得以改善。

卧式沉降罐则常用于闭式流程。

加剂油水混合物由入口管径配液管中心汇管和多条辐射状配液管流入沉降罐底部的水层内，当油水混合物向上通过水层时，由于水洗作用是原油中的游离水、破乳后粒径较大的水滴、盐类和亲水固体杂质等并入水层，水洗过程至沉降罐油水界面处终止。

由于部分水量从原油中分出，从油水界面向上流动的原油流速减慢，为原油中较小粒径水滴的沉降创造了有利条件。

当原油上升到沉降罐上部液面时，其水含率大为减少。

经沉降分离后的原油由周围集油槽排除沉降罐。

罐内污水经虹吸管排出。

沉降罐的水洗段约占1/3罐内液高，沉降段占2/3液高。

定期清理管底积存的污泥时，由排空管排空管内液体，配液管为沿长度方向在罐底部开若干个喇叭口，沿罐中心向罐底方向孔径逐渐增大，使流出的油水混合物沿罐界面均匀分布。

配液管离管底高度约0.5-0.6m。

罐下方还有一条污水回渗管线将部分排出污水回掺管线将部分污水回掺至罐的入口管内，以增加管线内的水含率和加快水滴的聚结速度。

西方国家常用的一种沉降罐，与我国沉降罐的主要区别为①罐高与直径之比较常规油罐大，故称“炮筒”；②有脱气器脱除气体，避免在罐内有气体析出。

有时将两个沉降罐串连，一级沉降罐流出的含水原油进入二级沉降罐进一步脱水。

此时，一级沉降罐应在标准储罐的基础上加高，以利于一级沉降罐的含水原油自流进入二级沉降罐。

沉降罐内一般不设加热盘管，若需要设置加热盘管时，盘管应设在油水界面附近的水相区内，否则原油受热产生的对流将严重干扰原油内水滴的沉降。

沉降罐内主要依靠水洗段的水洗作用和沉降段的重力沉降作用使油水分离。

有些含水原油，水洗脱水效果较为明显，则应适度增加油层高度。

油层和水层的高度，即罐内油水界面位置由装在虹吸管顶端的液力阀调节。

液力阀柱塞向上提升时，减少了污水流经柱塞和虹吸上行管间隙处的阻力损失，将使水层高度减小、油层高度增加。

因而调节液力阀柱塞位置，就能在较大范围内调节罐内油水界面位置，从而得到较好的脱水沉降效果。

重力沉降的优点：

沉降罐采用聚结和停留一段时间的方法使油水分离，进罐油水混合物一般无需加热，节省燃料；罐内无运动部件，操作简单，要求自控水平低；由于不加热，原油内轻烃组分损失少、原油体积和密度变化小。

缺点：

不适用于气油比大的原油乳状液；罐容及装液后的质量较大，不适用于远洋原油处理；由于沉降罐内表面积较大和污水的腐蚀性，使内壁衬里和牺牲阳极的投资、检查、维护费用较高；由于管的表面积较大，若油水混合物温度高于环境温度则热损失较大；罐截面面积较大，预使油水混合物沿界面均匀流动、避免短路流和流动死区十分困难，使沉降罐的性能受到影响。

联合站一段沉降脱水罐工艺设计

1设计依据与原则

1.1设计依据

设计依据主要为：

1）风城1号稠油联合站改扩建工程初步设计；

2）新疆风城油田侏罗系超稠油油藏全生命周期开发规划方案；

3）风城1号稠油联合站改扩建工程可行性研究；

4）关于风城1号稠油联合站改扩建工程可行性研究审查会的会议纪要。

1.2设计遵循的规范

（1）《中华人民共和国节约能源法》

（2）《中华人民共和国环境保护法》

（3）《中华人民共和国清洁生产促进法》

（4）《重点用能单位节能管理办法》（国家经济贸易委员会）

（5）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004；

（6）《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003；

（7）《油田采出水处理设计规范》GB50428-2007

（8）《室外排水设计规范》GB50014-2006

（9）《工业金属管道设计规范》（GB50316-2000）（2008年版）

（10）《石油天然气工程初步设计内容规范》（第1部分：

油气田地面工程）SY/T0082.1-2006

1.3设计原则

1）严格执行国家及中国石油天然气集团公司现行的有关规程、规范。

2）结合地质开发方案，远期与近期相结合。

3）针对目前1号稠油联合站一段脱水沉降罐所存在的问题，提出切实可行的实施方案，降低生产成本。

4）按照方案审议意见确定设计规模。

5）最大限度减少对环境的影响

2工程地质与气象资料

3.1工程地质资料

拟建场地在地貌单元上属剥蚀残丘地貌，场地原始地貌起伏较大，场地地势总体上由北向南倾斜，勘察期间经人工整平，地面高程在330.26m～334.73m之间。

1）拟建场地位于风城油田，地貌单元属剥蚀残丘地貌，场地地势总体上由北向南倾斜，局部起伏较大。

场地范围内不存在崩塌、滑坡、断层、地震震陷等不良地质问题，为可进行建设的一般地段。

2）拟建场地土属中软-坚硬场地土，Ⅱ类建筑场地；设计地震分组为第二组，建筑抗震设防烈度为6度，设计地震基本加速度值为0.05g，特征周期值为0.40s。

3）根据现场勘察，评价场地地层均匀性如下：

a从现场钻探来看，场地主要地层

泥砂岩互层、

泥砂岩互层分布连续稳定，厚度较大，但

泥砂岩互层中不同深度处夹有钙质胶结坚硬层，厚度0.3～0.7m。

b面波测试成果显示，场地20m以内地层的波速值整体沿深度逐渐递增，在同一深度水平方向上波速值较平稳；标准贯入试验成果显示标贯击数沿深度逐渐递增，在水平方向上，标贯击数离散性较小。

c室内土工试验成果显示，场地

泥砂岩互层压缩系数a100-200为0.17～0.36MPa-1,压缩模量为5.26～17.61MPa，为中等压缩性土。

综上所述，拟建场地地基土均匀性良好。

4）拟建场地地层岩土工程分级按照《油气田及管道岩土工程勘察规范》（SY/T0053-2004）结合现场勘察情况综合判定场地土土石工程等级为

泥砂岩互层：

级；

泥砂岩互层

级。

5）拟建场地自然地表以下0～3.0m场地土均构成盐渍土，盐渍土类型为中等（亚）氯-中等（亚）硫酸盐渍土，可不考虑场地盐渍土溶陷危害。

6）勘察期间，拟建场地范围内无地表水系，勘探深度内，各勘探孔均未揭露地下水结合当地勘察经验，可不考虑地下水对本工程建设的影响。

7）拟建场地腐蚀环境为Ⅲ类，场地土对混凝土结构构成强腐蚀，对钢筋混凝土结构中的钢筋构成中等腐蚀，对钢结构构成强腐蚀。

土、水对建筑材料腐蚀的防护，应符合《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046）之规定。

8）拟建场地标准冻土深度1.50m，极端冻土深度1.71m。

9）拟建场地处于剥蚀残丘地貌单元，场地地势北高南低，为避免山区洪水对建筑物的影响，建议在场地北侧和东西两侧设置适宜的拦洪及排水措施。

3.2气象资料

风城油田隶属乌尔禾地区，所在区域处于中纬度的亚洲腹地，远离海洋，北部又有高山屏障阻隔北方冷湿气流，属于典型的中温带大陆干旱荒漠性气候区。

主要气候特点是：

四季分明，夏季炎热，冬季寒冷，春季升温迅速，秋季降温快；降水稀少，气候干燥；热量丰富，光照充足，无霜期长；昼夜温差大，风沙较多。

属典型的大陆型干旱、半干旱气候。

具体气象参数见表3-1。

表3-1　乌尔禾地区气象资料表

名称

单位

数值

气　温

最冷月平均

℃

-14.1

最热月平均

℃

27.5

极端最高

℃

42.9

极端最低

℃

-33.4

年平均

℃

3.0

供暖期及空调期

≥30℃天数

d/a

5.1

≤5℃天数

d/a

209.4

≤10℃天数

d/a

243.9

≤5℃起止日期

日/月

30/9--25/4

≤10℃起止日期

日/月

15/9--15/5

相对湿度

冬季

夏季

年平均

平均风速

冬季

m/s

2.0

夏季

m/s

3.87

年平均

m/s

3.2

主导风及频率

冬季

NW/17

夏季

W/23

年平均

W/16

极大风速及风向

风速/标准风压

m/s/Pa

34/75

风向

最大积雪厚度/雪荷

mm/Pa

230/380

最大冻土深度平均值/极值

150/171

雷暴日数

d/a

31.6

冰雹日数

d/a

3.4

沙暴日数

d/a

1.9

有雾日数

d/a

11.8

雾淞厚度

年蒸发量

1831.4

大气

压力

冬季

102Pa

875.3

夏季

102Pa

867.0

降

水

量

一日最大值

41.3

一小时最大值

10分钟最大值

历年平均值/极大值

142.3/278

年降水天数平均值/极大值

d/a

74.4/93

3沉降罐设计基础数据

原油处理系统由100×104t/a扩建至180×104t/a，1号稠油联合站来液主要由重32、重18井区吞吐区采出液组成，同时还有重43、重检3、重32SAGD和重37SAGD试验区的采出液。

4.1重18井区油样物性

重18井区油样物性见表4-1。

表4-1　重18井区油水物性参数一览表

序号

项目

八道湾组原油

齐古组原油

原油密度g/cm3（20℃）

0.9158～0.9868

0.934～0.996

齐古组原油粘度mPa.s（50℃）

6400～15500

（平均13000）

9380～22750

（平均17000）

凝固点（℃）

-24℃～32℃

（平均15℃）

-20℃～48℃

（平均18℃）

酸值（mgKOH/g）

4.5

3.2

含蜡量（％）

1.2

沥青质含量（％）

5.2

9.1

胶质含量（％）

19.4

13.8

含硫量（％）

0～0.82

地层水类型

NaHCO3型

氯离子含量（mg/L）

3466.17

1950.53

矿化度（mg/L）

7751.34

4970.24

4.2重37SAGD试验区油样物性

重37SAGD试验区油样物性见表4-2。

表4-2　重37SAGD原油物性表

序号

检测类型

原油物性分析

开口闪点，℃

185

沉淀物

微量

凝固点，℃

总硫，%

0.05

含蜡量，%

1.85

胶质，%

21.39

沥青质，%

1.36

含沙量，w/w%

0.1

酸值，mg/KOH

0.72

油中含砂粒径分布，%

>0.25mm

10.8

0.25-0.17

8.1

0.17-0.125

46.5

0.125-0.065

32.1

<0.065mm

2.5

密度，g/cm3

70℃

0.9340

80℃

0.9300

95℃

0.9220

粘度，mPa.s

50℃

52000

60℃

28000

70℃

11000

80℃

2209

90℃

2062

100℃

1207

110℃

808.3

120℃

462.9

130℃

305.7

140℃

184.2

150℃

132.1

160℃

100.6

170℃

78.1

180℃

62.0

馏程

初馏点

176

10%

241

20%

257

30%

265

40%

267

备注

粘度测定采用RV20的高压密闭系统。

4.31号稠油联合站混合油样物性

测得1号稠油联合站混合油样物性见表4-3。

表4-31号稠油联合站混合油样物性

检测类型

原油物性分析

序号

检测项目

检测结果

开口闪点，℃

168

闭口闪点，℃

135

凝固点，℃

初馏点，℃

183

蜡含量，%

0.50

胶质，%

16.08

沥青质，%

2.41

密度g/cm3

50℃

0.9261

55℃

0.9206

60℃

0.9204

65℃

0.9188

70℃

0.9176

75℃

0.9156

80℃

0.9125

85℃

0.9110

90℃

0.9078

95℃

0.9036

粘度mPa.s

50℃

16850

55℃

14365

60℃

10450

65℃

7260

70℃

5045

75℃

3680

80℃

2055

85℃

1652

90℃

1177

95℃

564.2

屈服值Pa

50℃

80.84

60℃

18.03

4.4SAGD实验区粘度变化

SAGD实验区粘度变化见表4-4、表4-5。

表4-4　2009年重37SAGD实验区粘度数据表（单位mPa·S）

温度

50℃

80℃

100℃

120℃

150℃

F10302

25400

1840

439.9

159.3

F10303

39200

2710

545

190.5

65.4

风重013

25300

1800

417.2

159.3

51.8

F10321

28200

1944

460.4

56.2

F10305

32000

2111

486.8

172.7

54.2

均值

30020

2081

469.86

170.45

55.92

表4-5　2011年重37SAGD实验区粘度数据表（单位mPa·S）

温度

50℃

80℃

100℃

120℃

150℃

FHW200P

44080

2773

853.3

226.2

99.3

FHW208I

68400

3478

779.8

264.8

79.1

均值

56240

3125.5

816.55

245.5

89.2

可以看出随着SAGD开发，粘度均值由3.0×104mPa·S增至5.6×104mPa·S，粘度增加较为明显。

4.5粘度预测

联合站辖区产油量预测表（表7-1），SAGD与吞吐区产油比在2014年达到最高值18%，按5.6×104mPa·S拟合来油混合后粘度峰值预计达到2.48×104mPa·S。

随着SAGD来油粘度增加，还有进一步增加的趋势。

4原油脱水性及采出液脱水沉降实验

5.1常规稠油室内原油脱水条件

不同温度不同加药量下风城油样室内破乳脱水试验结果见表5-1至5-4。

表5-1不掺柴油不同温度不同加药量下风城油样室内破乳脱水试验结果表

温度℃

药剂

名称

加药量mg/L

原　　油　　脱　　水　　率（％）

0.5h

12h

24h

48h

60h

72h

F100

破乳剂

200

8.6

47.5

67.7

77.7

400

10.3

62.0

78.7

82.7

86.8

600

17.9

68.3

84.3

87.1

89.3

96.1

99.3

800

26.7

74.1

86.1

93.5

99.3

空白

0.0

1.1

2.3

F100

破乳剂

200

3.2

8.6

60.4

64.7

69.0

73.3

400

4.1

16.5

70.3

74.4

78.6

82.7

86.8

600

9.9

39.7

79.4

83.4

87.4

91.3

800

26.7

68.8

84.0

87.9

空白

0.0

备注

风城油样含水44.36%

表5-2掺5%柴油不同温度不同加药量下风城油样室内破乳脱水试验结果表

温度℃

药剂

名称

加药量mg/L

原　　油　　脱　　水　　率（％）

0.5h

1.0h

12h

24h

48h

60h

72h

F100破乳剂

200

77.0

89.6

91.1

93.3

95.1

300

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