湯 晟中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司

原油穩(wěn)定及脫硫工藝應(yīng)用實(shí)踐與設(shè)計(jì)探討

湯 晟
中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司

結(jié)合已有的原油負(fù)壓穩(wěn)定和氣提脫硫工藝，通過(guò)工藝評(píng)價(jià)分析，創(chuàng)新設(shè)計(jì)負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化處理工藝，在同一套裝置中實(shí)現(xiàn)原油穩(wěn)定和脫硫“一塔雙效”。工業(yè)應(yīng)用實(shí)踐表明，原油穩(wěn)定深度較單純的負(fù)壓穩(wěn)定工藝提高10%以上；原油中H2S一次性脫出率90%以上，較氣提脫硫工藝提升30%以上。該設(shè)計(jì)工藝達(dá)到了降低油氣損耗、減少脫硫劑加注成本、保護(hù)環(huán)境和降低生產(chǎn)安全風(fēng)險(xiǎn)的目的。

負(fù)壓原油穩(wěn)定 氣提脫硫 一體化處理

原油在集輸處理和儲(chǔ)存過(guò)程中，較輕組分大量揮發(fā)易造成原油損耗和環(huán)境污染。原油穩(wěn)定是通過(guò)閃蒸法或分餾法脫除原油中易揮發(fā)的輕烴成分(主要是C1～C4)，降低儲(chǔ)存溫度下的飽和蒸氣壓，減少原油在儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)的揮發(fā)損失，對(duì)于稠油，通常采用負(fù)壓穩(wěn)定工藝[1]。若原油中含有H2S，可通過(guò)適當(dāng)?shù)姆€(wěn)定塔優(yōu)化設(shè)計(jì)，將溶解在原油中的H2S脫出到氣相，避免H2S在后續(xù)原油儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)逸出到大氣[2-3]。在降低油氣資源損耗的同時(shí)，既保護(hù)了環(huán)境，又降低了后續(xù)儲(chǔ)運(yùn)過(guò)程中的火險(xiǎn)等危害因素，增加了油氣儲(chǔ)運(yùn)過(guò)程的安全性[4]。通過(guò)查閱原油穩(wěn)定及脫硫工藝近年來(lái)的研究成果及文獻(xiàn)，針對(duì)負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝開(kāi)展的系統(tǒng)研究及應(yīng)用較少，在原油穩(wěn)定及脫硫工藝研究的基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)并進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，效果良好。通過(guò)對(duì)塔頂氣氣量、塔頂溫度、前置空冷器、壓縮機(jī)和三相分離器等關(guān)鍵環(huán)節(jié)進(jìn)行分析，提出了負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝設(shè)計(jì)及管理要點(diǎn)，以期為同類裝置的設(shè)計(jì)、建設(shè)及運(yùn)行管理提供技術(shù)支撐。

1 原油穩(wěn)定及氣提脫硫工藝概述

1.1 原油穩(wěn)定工藝

原油穩(wěn)定的目的是降低原油蒸發(fā)損耗、合理利用油氣資源、保護(hù)環(huán)境以及提高原油在儲(chǔ)運(yùn)過(guò)程中的安全性。常見(jiàn)的原油穩(wěn)定工藝主要包括負(fù)壓閃蒸穩(wěn)定、正壓穩(wěn)定、分餾穩(wěn)定和多級(jí)分離穩(wěn)定等[3]。此外，大罐抽氣工藝是國(guó)內(nèi)外原油集輸工藝中有效回收油罐烴蒸氣、減少油氣損耗最常用的技術(shù)手段之一，但因其穩(wěn)定工藝簡(jiǎn)單、穩(wěn)定效果不好，近年來(lái)該工藝在石油、石化等行業(yè)的應(yīng)用正逐漸減少。

1.2 負(fù)壓閃蒸穩(wěn)定工藝

負(fù)壓閃蒸穩(wěn)定工藝流程概述：原油經(jīng)加熱、油氣進(jìn)站分離、脫水后，再進(jìn)入原油負(fù)壓穩(wěn)定塔，進(jìn)行一次閃蒸脫除揮發(fā)性輕烴，以達(dá)到原油穩(wěn)定降低損耗的目的。其主要工藝原理流程見(jiàn)圖1。

負(fù)壓閃蒸穩(wěn)定工藝穩(wěn)定效果較好，適用于輕組分較少的稠油穩(wěn)定。因塔頂為負(fù)壓，無(wú)需設(shè)置塔底重沸器，其穩(wěn)定溫度較低，對(duì)于高礦化度原油的穩(wěn)定，可以避免因水分蒸發(fā)導(dǎo)致的鹽堵問(wèn)題。

1.3 氣提脫硫工藝

氣提脫硫工藝原理：根據(jù)氣液相平衡基本原理和傳質(zhì)理論，在一定的工況條件下,當(dāng)氣液之間達(dá)到相平衡時(shí),溶質(zhì)氣體在氣相中的分壓與該氣體在液相中的濃度成正比。氣體的分壓越低，其在液相中的濃度越低。氣提氣既降低了原油中H2S的分壓，又對(duì)已分離的輕組分起到一定程度的攜帶作用，有利于輕組分的脫出。其主要工藝原理流程見(jiàn)圖2。

工藝流程描述：進(jìn)站原油經(jīng)加熱、分離后，含水率較低的原油進(jìn)入脫硫塔中上部進(jìn)口，氣提干氣由塔底中下部進(jìn)入，在塔內(nèi)與來(lái)自三相分離器的原油逆流接觸，塔底出口原油進(jìn)沉降罐進(jìn)一步沉降脫水，塔頂氣經(jīng)空冷器冷卻至45 ℃以下，進(jìn)入三相分離器，氣相去天然氣處理裝置，凝液經(jīng)過(guò)脫硫后可生產(chǎn)輕烴和液化氣外銷。

進(jìn)脫硫塔氣提氣為凈化干氣，可根據(jù)含硫原油量、脫硫壓力等模擬計(jì)算氣提氣量，如塔三聯(lián)設(shè)計(jì)處理含硫原油規(guī)模1×104t/d，設(shè)計(jì)氣提氣量為5×104m3/d。

為了節(jié)能，塔頂氣運(yùn)行壓力較高，無(wú)需設(shè)置增壓壓縮機(jī)，如塔三聯(lián)氣提脫硫裝置塔頂運(yùn)行壓力(G)為0.15～0.25 MPa。

2 負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝

2.1 工藝原理及流程

負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝原理：負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝結(jié)合了負(fù)壓穩(wěn)定和氣提脫硫工藝的優(yōu)點(diǎn)，根據(jù)氣液相平衡的基本原理和傳質(zhì)速度理論，從塔底進(jìn)入的干氣自下而上流動(dòng)，與自上而下流動(dòng)的原油在塔板上逆流接觸，由于氣相內(nèi)H2S濃度很低，而液相中H2S濃度高，逸度差促使液相中的H2S進(jìn)入氣相，從而降低了原油中H2S的含量。原油中的輕組分同時(shí)也被脫出，達(dá)到原油穩(wěn)定的目的[5]。其主要工藝原理流程見(jiàn)圖3。

工藝流程描述：進(jìn)站油氣經(jīng)加熱、分離后，含水率小于5%(w)的原油進(jìn)入負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫塔。塔頂氣經(jīng)冷卻后進(jìn)入負(fù)壓壓縮機(jī)增壓，增壓后的塔頂氣經(jīng)后置空冷器冷卻，再進(jìn)入三相分離器進(jìn)行分離，氣相直接進(jìn)入天然氣處理裝置；混烴經(jīng)脫硫后生產(chǎn)輕烴和液化石油氣；凝結(jié)水排入站內(nèi)閉式排放罐。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果

塔河油田原油穩(wěn)定及脫硫歷經(jīng)了負(fù)壓穩(wěn)定、氣提脫硫、負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝應(yīng)用的歷程。2012年，塔河油田四號(hào)聯(lián)合站建設(shè)工程設(shè)計(jì)時(shí)，在國(guó)內(nèi)首次創(chuàng)新采用負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝。該工藝的成功應(yīng)用，為塔河油田的原油穩(wěn)定及脫硫工藝發(fā)展提供了一種新的思路。

自2013年4月投產(chǎn)至今，塔四聯(lián)負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化裝置已連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行3年多。截至目前，該工藝已在塔河油田推廣應(yīng)用7套，在哈拉哈塘油田推廣應(yīng)用1套。塔河油田已完工投產(chǎn)5套(塔四聯(lián)、塔二聯(lián)、YJ2、QG1、順北處理站)，計(jì)劃改擴(kuò)建2套(塔一聯(lián)、塔三聯(lián))?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況見(jiàn)表1。

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果(以塔四聯(lián)為例)：塔四聯(lián)采取負(fù)壓氣提穩(wěn)定脫硫工藝，與正壓氣提脫硫工藝相比，負(fù)壓工藝效果更好，每處理1×104t原油，僅用氣提氣量1.0×104m3，較單純的正壓氣提脫硫工藝少用約9.0×104m3氣提氣；原油經(jīng)負(fù)壓氣提穩(wěn)定脫硫裝置后，H2S質(zhì)量分?jǐn)?shù)由138 mg/kg降至20 mg/kg以下，脫硫效率近90%，達(dá)到了預(yù)期的脫硫效果；與同類站場(chǎng)的正壓氣提脫硫工藝相比，C3～C5收率有大幅度的增加，混烴產(chǎn)量增加3倍以上。

表1 塔河油田負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝應(yīng)用情況統(tǒng)計(jì)表Table1 ApplicationstatisticsoftheintegratedprocessofnegativepressurestabilizationandgasstrippingdesulfurizationprocessinTaheOilfield序號(hào)站場(chǎng)設(shè)計(jì)規(guī)模/(t·d-1)實(shí)際規(guī)模/(t·d-1)塔頂壓力(G)/kPa混烴產(chǎn)量/(t·d-1)氣提氣量/(m3·d-1)(0℃、101.325kPa,下同)H2S脫除率,φ/%投產(chǎn)時(shí)間1塔四聯(lián)1000010000-3550500091.52013-042YJ2站300260-254200922015-113塔二聯(lián)100008000-2535350090.32016-054QG1站10060-281.27092.52016-075順北站400630-259960902017-01

3 設(shè)計(jì)要點(diǎn)探討

3.1 塔頂氣量計(jì)算

確定塔頂氣量，需要綜合考慮氣提干氣用量、原油中的輕組分含量、H2S含量等因素。

(1) 用HYSYS等軟件進(jìn)行模擬計(jì)算時(shí)，必須對(duì)原油組分進(jìn)行修正。需考慮取樣、分析等環(huán)節(jié)輕組分損耗帶來(lái)的分析誤差。如某裝置在設(shè)計(jì)時(shí)未進(jìn)行組分修正，原設(shè)計(jì)混烴產(chǎn)量15 t/d，實(shí)際產(chǎn)量達(dá)35 t/d，導(dǎo)致下游流程再次擴(kuò)建。

(2) 原油中的H2S含量應(yīng)進(jìn)行多次檢測(cè)，確保檢測(cè)結(jié)果真實(shí)可靠。

(3) 氣提干氣用量確定。用軟件進(jìn)行模擬計(jì)算時(shí)，除了依據(jù)原油組分及H2S含量等檢測(cè)數(shù)據(jù)，還需綜合考慮設(shè)備投資和系統(tǒng)能耗等。

(4) 進(jìn)塔原油的含水率也是一個(gè)重要因素，含水率過(guò)高，水蒸氣量過(guò)大，將影響輕組分的拔出率。

3.2 前置空冷器設(shè)計(jì)要點(diǎn)

設(shè)置前置空冷器的作用，是在進(jìn)塔原油含水和溫度較高時(shí)，將塔頂氣中的大部分水蒸氣冷凝為液態(tài)，減少壓縮機(jī)進(jìn)氣量，合理減小壓縮機(jī)規(guī)模，優(yōu)化工程投資，降低運(yùn)行成本。

如塔四聯(lián)的負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝，其塔頂氣取樣化驗(yàn)結(jié)果中水蒸氣摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)0.827 474。在壓縮機(jī)入口處設(shè)置了前置空冷器，前置空冷器出、入口流體數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。

從表2可以看出：塔頂氣溫度高達(dá)81.49 ℃，若直接進(jìn)入螺桿壓縮機(jī)進(jìn)行壓縮很不經(jīng)濟(jì)；塔頂氣經(jīng)前置空冷器冷卻后，大部分水和部分輕烴液化，體積流量由9 176 m3/h降為4 027 m3/h，即壓縮機(jī)的入口流量降低，降低了壓縮機(jī)投資。當(dāng)穩(wěn)定原油溫度及水含量均較低時(shí)，可以考慮取消前置空冷器。

表2 前置空冷器進(jìn)出口數(shù)據(jù)分析統(tǒng)計(jì)表Table2 Statisticalanalysisonimportandexportdataofprepositiveaircooler名稱前置空冷器入口前置空冷器出口相態(tài)氣體混合物氣體摩爾分?jǐn)?shù)1.000.31溫度/℃81.4958.00壓力(A)/kPa6040總摩爾流量/(kmol·h-1)188.27188.27總質(zhì)量流量/(kg·h-1)4411.304411.30實(shí)際氣體體積流量/(m3·h-1)9176.164027.42標(biāo)準(zhǔn)氣體體積流量/(m3·h-1)4219.871316.28

設(shè)計(jì)前置空冷器時(shí)還需注意：①選材時(shí)應(yīng)注意原油中H2S和CO2含量；②設(shè)計(jì)時(shí)需控制進(jìn)出口壓降，一般不超過(guò)10 kPa；③電機(jī)需設(shè)置變頻控制，以方便調(diào)節(jié)；④在沙漠、戈壁等夏季較炎熱環(huán)境使用時(shí)，還需適當(dāng)放大富裕量，通常建議將換熱面積放大50%以上。

3.3 壓縮機(jī)選型

采用原油負(fù)壓氣提穩(wěn)定脫硫一體化工藝，抽氣壓縮機(jī)組是關(guān)鍵設(shè)備。因所抽氣為濕氣，推薦抽氣壓縮機(jī)采用可帶液的“無(wú)油”螺桿壓縮機(jī)[6]。該壓縮機(jī)的陰陽(yáng)轉(zhuǎn)子之間在嚙合時(shí)不相互接觸，轉(zhuǎn)子之間沒(méi)有摩擦，無(wú)需潤(rùn)滑。氣體在被壓縮過(guò)程中，完全不與軸承腔的潤(rùn)滑油接觸，軸承腔和壓縮腔之間設(shè)有嚴(yán)密可靠的軸封。該螺桿壓縮機(jī)組具有如下特點(diǎn)：

(1) 具有多相混輸能力?？芍苯虞斔蜌庖簝上嗷旌狭黧w，而不必在壓縮機(jī)入口設(shè)置任何分離設(shè)備。

(2) 承受入口壓力波動(dòng)的能力大。入口壓力(G)可在-60～50 kPa范圍內(nèi)波動(dòng)。

(3) 變頻流量調(diào)節(jié)范圍大?？蓾M足流量在20%～120%的高效調(diào)節(jié)。

(4) 單級(jí)壓比大。單級(jí)壓比可達(dá)到11，該抽氣系統(tǒng)一級(jí)就完成了壓力(G)從-60 kPa到0.35 MPa的抽氣壓縮。

塔四聯(lián)、塔二聯(lián)等站場(chǎng)的應(yīng)用實(shí)踐表明，在負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝中，選用“無(wú)油”螺桿壓縮機(jī)組簡(jiǎn)化了工藝流程，機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定，維護(hù)簡(jiǎn)便，維修費(fèi)用較低。

3.4 壓縮機(jī)出口三相分離器與空冷器設(shè)計(jì)要點(diǎn)

穩(wěn)定凝液經(jīng)壓縮機(jī)出口三相分離器進(jìn)行油、氣、水三相分離，其分離后的液態(tài)混烴可能要到下游的分餾單元處理，生產(chǎn)輕烴和液化氣以增加銷售效益。為保證分離脫水效果，必須有足夠的停留時(shí)間，在三相分離器底部設(shè)置集水包，確保分離徹底，避免水被帶入下游分餾單元，引起不必要的麻煩。

壓縮機(jī)出口空冷器應(yīng)高于三相分離器，空冷器至三相分離器管線應(yīng)設(shè)置一定坡度，建議不小于5‰，以保證空冷器冷卻后的液相能自然流向分離器，避免壓縮機(jī)出口管線積液形成液柱壓力，導(dǎo)致壓縮機(jī)因出口超壓而停機(jī)。

3.5 穩(wěn)定溫度確定

含鹽量是確定原油穩(wěn)定溫度的重要因素。在確定穩(wěn)定溫度時(shí)，在SY/T 0069-2008《原油穩(wěn)定設(shè)計(jì)規(guī)范》的5.1.3 b)中雖明確要錄取含鹽量的數(shù)據(jù)，但并未明確設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)如何處理含鹽量與穩(wěn)定溫度的關(guān)系。塔河油田地層水礦化度達(dá)到10×104～30×104mg/L，金屬離子含量較高，主要為Ca2+、Mg2+，總質(zhì)量濃度高達(dá)12 000 mg/L，Cl-含量高，屬于CaCl2水型。塔河油田應(yīng)用實(shí)踐表明，原油正壓穩(wěn)定工藝中塔頂壓力(G)為0.10～0.25 MPa，塔底溫度>100 ℃，因水分蒸發(fā)鹽結(jié)晶析出，在重沸器管束及出口管線經(jīng)常發(fā)生鹽堵。經(jīng)常鹽堵及頻繁操作清水洗鹽流程，顯著增加了管束腐蝕穿孔風(fēng)險(xiǎn)，必須予以高度重視。因此，在高含鹽時(shí)需綜合分析論證穩(wěn)定方式，如采用微正壓或負(fù)壓穩(wěn)定，可以實(shí)現(xiàn)在較低溫度下的原油穩(wěn)定[6-7]。

4 結(jié) 語(yǔ)

綜上所述，塔河油田原油負(fù)壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝集中了原油負(fù)壓穩(wěn)定和氣提法脫硫工藝的優(yōu)點(diǎn)，在同一套裝置中實(shí)現(xiàn)了原油穩(wěn)定和脫硫“一塔雙效”。在設(shè)計(jì)要點(diǎn)方面總結(jié)如下：

(1) 設(shè)計(jì)采用無(wú)油螺桿壓縮機(jī)組，簡(jiǎn)化了工藝流程，降低了工程投資及脫硫劑加注等運(yùn)行成本，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)保效益，在同類裝置中推廣應(yīng)用潛力較好。

(2) 設(shè)計(jì)前置空冷器，減少了水蒸氣量，有效降低了進(jìn)入壓縮機(jī)的塔頂氣量，有利于選擇較低排量的壓縮機(jī)，但需考慮空冷器的壓降。

(3) 后置空冷器、三相分離器及其進(jìn)出口管線應(yīng)設(shè)計(jì)一定坡度，管線坡度建議不小于5‰，避免因壓縮機(jī)出口管線出現(xiàn)液柱壓力導(dǎo)致壓縮機(jī)超壓保護(hù)停機(jī)。

(4) 與正壓氣提脫硫工藝相比，該工藝脫硫效果更好，減少脫硫劑加注量而降低了成本；氣提氣量減少90%，顯著減少了重復(fù)處理量，有利于裝置節(jié)能；混烴產(chǎn)量顯著增加，可以提高經(jīng)濟(jì)效益。

(5) 對(duì)于高礦化度、高含硫的含水原油，若選擇負(fù)壓氣提穩(wěn)定脫硫工藝，可以在較低溫度下達(dá)到較好的原油穩(wěn)定和脫硫效果，因不設(shè)置塔底重沸器而降低鹽堵風(fēng)險(xiǎn)[7-8]。

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Application practice and design discussion of the crude oil stability and desulfurization process

Tang Sheng
NorthwestOilfieldCompany,ChinaPetroleum&ChemicalCorporation,Urumqi,Xinjiang,China

Combined with existing negative pressure stabilization and gas stripping desulfurization process of crude oil, through the analysis of the process evaluation, the negative pressure stability and gas stripping desulfurization integration process was designed innovatively, which realized the crude oil stability and the desulfurization in the same set of devices. The industrial application practice showed that compared with the negative pressure stabilization process, the stable oil depth increased by more than 10%, the one-time emergence rate of H2S in crude oil reached 90% above, which increased more than 30% compared with the gas stripping desulfurization process. The design process reduced the loss of oil and gas and the desulfurizer cost, which achieved the purpose of environment protection and safety risk reduction.

negative pressure crude oil stabilization, gas stripping desulfurization, integrated process

湯晟(1974-)，男，四川南充人，中國(guó)石化西北油田分公司地面工程設(shè)計(jì)專家，1999年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)，主要從事油氣田地面工程規(guī)劃設(shè)計(jì)、建設(shè)與運(yùn)行等技術(shù)管理工作。E-mail：sheng_969@126.com

TE624.1

B

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.001

2016-10-11；編輯：溫冬云