序論：在您撰寫原油脫水站工藝技術改造及節(jié)能分析時，參考他人的優(yōu)秀作品可以開闊視野，小編為您整理的1篇范文，希望這些建議能夠激發(fā)您的創(chuàng)作熱情，引導您走向新的創(chuàng)作高度。

大慶油田脫水站是油田地面工程集輸處理系統(tǒng)的重要站場，不僅承擔著原油脫水處理及外輸任務，還要為下游采出水處理站輸送達標的含油污水。脫水站設施多、工藝管道密集、處理流程復雜，是油田生產(chǎn)系統(tǒng)中耗電、耗氣“大戶”。某區(qū)域已建脫水站兩座，脫水站A負責5座轉(zhuǎn)油站和1座放水站的水驅(qū)脫水任務，采用“游離水脫除器→壓力沉降罐→電脫水器”三段脫水工藝，改造前，脫水站A已有油水脫除設備12臺，立式儲罐3座，外輸及脫水機泵8臺，加熱爐4臺及其他配套設施。脫水站B負責3座轉(zhuǎn)油站的聚驅(qū)脫水任務，采用“游離水脫除器→電脫水器”兩段脫水工藝。改造前，脫水站B已有游離水脫除器7臺、電脫水器5臺，立式儲罐3座，外輸油泵3臺，脫水加熱爐10臺及其他配套設施。經(jīng)過30多年的生產(chǎn)運行，脫水站A存在設備負荷率低、設施老化、工藝不完善、運行能耗高、存在安全隱患等諸多問題；脫水站B存在因產(chǎn)量下降導致油水脫除設備運行負荷率較低的問題。主要表現(xiàn)如下：一、設備負荷率低。隨著產(chǎn)油量的逐年下降，設備負荷率越來越低，目前脫水站A外輸泵總運行負荷率最高時僅為39.2%、二段爐總運行負荷率最高29.2%；脫水站B電脫水器負荷率只有39.6%，外輸泵總運行負荷率約45.2%。二、存在安全隱患。產(chǎn)油量的下降導致外輸油管道不能保證在經(jīng)濟區(qū)運行，沿程熱力損失較高。據(jù)測算，產(chǎn)油量最低時末點溫度僅為27.5℃，極易發(fā)生凝管事故。站內(nèi)設備及管線運行時間超過30年，腐蝕老化嚴重，電氣儀表超期服役、性能降低、可靠性差，系統(tǒng)運行存在安全隱患。三、能耗較高。已建生產(chǎn)設施的工藝流程不合理，三段脫水工藝與兩段脫水工藝相比，多了脫水泵和二段加熱爐，增加了耗氣量及耗電量。

1工藝技術改造方案

針對存在的問題，在調(diào)研大量現(xiàn)場資料、總結站庫大修改造經(jīng)驗的基礎上，依據(jù)地質(zhì)開發(fā)預測，進行科學論證、合理規(guī)劃，確定了“統(tǒng)一布局、合理縮減處理規(guī)模，簡化工藝、降低系統(tǒng)生產(chǎn)能耗”的總體改造思路。一、統(tǒng)一布局、合理縮減處理規(guī)模。根據(jù)地質(zhì)開發(fā)及負荷率預測分析，對整個區(qū)塊原油脫水系統(tǒng)布局進行優(yōu)化調(diào)整。鑒于脫水站B的游離水脫除器、電脫水器、加熱爐、機泵等主要設備均有剩余能力，考慮將脫水站A的處理規(guī)模進行適當核減，改造為放水站，主要脫水處理工藝由脫水站B承擔。二、簡化工藝、降低系統(tǒng)生產(chǎn)能耗。脫水站A管轄區(qū)域內(nèi)的含水原油在本站只進行一段游離水脫除，將含水率降至低于20%。含水原油不再進行二段處理，經(jīng)外輸爐加熱、外輸泵升壓及流量計計量后外輸至脫水站B進行下一段脫水處理。優(yōu)化簡化工藝流程后，減少了壓力沉降罐、二段爐、電脫水器、凈化油緩沖罐等設備。同時，按照新的地面建設工程規(guī)劃技術規(guī)定，對保留的一段游離水脫水工藝的設備重新校核。原4臺已建游離水脫除器總處理能力經(jīng)校核后，由原來的28000t/d降到了25000t/d；原外輸油泵的排量、揚程已不適合外輸油量預測的技術參數(shù)要求，需新建2臺外輸油泵；結合工藝流程及外輸?shù)秃蜏厣枨螅瑢⒚撍続的一段加熱爐優(yōu)化調(diào)整為外輸爐；脫水站A的供熱負荷由脫水站B已建加熱爐承擔，提高了脫水站B的設備負荷率；將已建污水外輸泵移位安裝到外輸油泵房內(nèi)；將原沉降崗并入輸油崗，實現(xiàn)整座放水站系統(tǒng)合崗控制。同時，對所有老化嚴重的油氣設施，腐蝕穿孔的工藝管道，性能降低、可靠性差的電氣儀表等也進行了更新改造。

2實施效果分析

2.1生產(chǎn)運行效果分析

整個區(qū)塊原油脫水系統(tǒng)優(yōu)化改造后，適當核減了脫水站A的設計規(guī)模，增大了脫水站B的運行負荷。改造后，系統(tǒng)運行設備的負荷率明顯上升且較為合理。脫水站A外輸泵負荷率由34.5%提高到82%；脫水站B外輸泵負荷率由45.2%提高到79.3%，二段加熱爐負荷率由29.3%提高到59.2%，電脫水器負荷率由39.6%提高到69.2%。從安全角度來看，脫水站A老舊設備的更新提高了生產(chǎn)運行的可靠性；由脫水站B對凈化原油統(tǒng)一外輸，消除了凈化原油管道因輸油量降低而發(fā)生凝管事故的安全隱患，提高了管道運行可靠性。

2.2節(jié)能效果分析

脫水站A降級為放水站后，通過優(yōu)化簡化生產(chǎn)工藝流程及提高生產(chǎn)設施利用率，區(qū)塊脫水站整體運行能耗明顯下降。從表中可以看出，改造后，總耗氣量較改造前年節(jié)約62.2×104m3/a，折合生產(chǎn)成本94.5萬元，總耗電量較改造前年節(jié)約21.5×104kW·h，折合生產(chǎn)成本13.7萬元。

2.3改造前后經(jīng)濟效益對比分析

通過對改造前后的投資、生產(chǎn)運行成本（包括耗氣、耗電費用和日常生產(chǎn)維護費用）和勞動定員用工成本的分析，脫水站技術改造綜合效益顯著。具體分析如下：脫水站A改造投資為968.3萬元。改造前兩座脫水站年耗氣量為1103.5×104m3，耗電量為154.9×104kW·h，折合生產(chǎn)成本1775.2萬元；改造后兩座脫水站年耗氣量為1041.3×104m3，耗電量為133.4×104kW·h，折合生產(chǎn)成本1667萬元，較改造前節(jié)約生產(chǎn)成本108.2萬元。改造后，脫水站A的生產(chǎn)設備減少，年節(jié)約容器、機泵、儀器儀表等維修費及容器清淤費用共計27萬元；勞動定員減少10人，年節(jié)約用工成本80萬元。改造后脫水站A總計節(jié)約日常生產(chǎn)維護費用及用工成本107萬元。上述分析可知，改造后每年收益215.2萬元；改造投資968.3萬元，約4.5年可實現(xiàn)投資與綜合效益平衡。因此脫水站改造在技術及經(jīng)濟上是可行的。

3結論

將脫水站A改造降級為放水站，將含水量≤20%的原油外輸至脫水站B進行下一級脫水處理，不僅簡化了脫水站A的工藝流程，而且大大提高了兩座站的設備運行負荷率；同時也消除了凈化原油管道因輸油量降低而發(fā)生凝管事故的隱患，提高了管道運行的可靠性；取消脫水站A的脫水泵、電脫水器及一、二段加熱爐后，有效降低了區(qū)塊脫水系統(tǒng)運行能耗，年均節(jié)約氣量62.2×104m3，節(jié)約電量21.5×104kW·h，年節(jié)約生產(chǎn)能耗折合108.2萬元，節(jié)能降耗效果顯著；減少運行設備數(shù)量及勞動定員，年節(jié)約生產(chǎn)維護費用及用工成本107萬元，提質(zhì)增效成效突出，總體上技術改造方案科學合理。通過脫水站技術改造認識到：地面工程系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整、更新、維護應依據(jù)開發(fā)預測，與“地上地下一體化”充分結合，適時、適度地調(diào)整地面建設規(guī)模，優(yōu)化布局、簡化工藝，有效降低生產(chǎn)能耗及運行成本，確保工業(yè)生產(chǎn)低耗、高效、安全、平穩(wěn)運行，從而實現(xiàn)開發(fā)效益最大化。