羅煥 王建偉（大港油田分公司采油工藝研究院）

目前國內最常用的原油處理工藝是原油經兩相分離器進行氣液分離后，油、水混合物進入原油重力沉降罐進行沉降脫水[1-2]，原油沉降罐多數為拱頂罐，在生產運行過程中，罐中油氣輕組分揮發(fā)升至罐的頂部，在溫度變化及液位變化時，通過呼吸閥開關動作維持罐內壓力穩(wěn)定，部分輕組分排入大氣中，造成一定的環(huán)境污染和能源浪費。同時原油沉降罐內溶解氣隨原油進入低含水油儲罐，低含水油儲罐大多數也是拱頂罐，同樣存在天然氣的排放，造成周圍空間天然氣濃度較大；另一方面一部分溶解氣隨著底部污水進入下一級采出水沉降罐，可能造成底水排水管道氣阻，促使下游污水提升泵發(fā)生抽空停泵，影響正常生產。

由于烴蒸汽密度比空氣密度大，容易在油罐區(qū)內聚集，給站場的人員健康和生產穩(wěn)定造成一定的安全隱患[3-4]。因此，為了提高油氣集輸密閉率，消除能源浪費和安全隱患問題，有必要進行拱頂罐罐頂氣回收技術研究，在罐頂配備揮發(fā)氣回收裝置，不僅能夠節(jié)約油氣能源，也有利于聯合站安全平穩(wěn)運行[5-6]。

1 聯合站儲罐運行現狀及存在問題

1.1 聯合站儲罐運行現狀

油田聯合站脫水系統主要采用沉降罐脫水的開式處理工藝，原油沉降罐均為拱頂罐，主要脫水工藝有：

1）一段脫水工藝：來液→分離緩沖罐→原油脫水沉降罐。

2）二段脫水工藝：來液→三相分離器→原油脫水沉降罐。

3）三段脫水工藝：來液→三相分離器→原油脫水沉降罐→熱化學脫水器。

拱頂罐罐頂配套有呼吸閥和安全閥，呼吸閥設定壓力為1 765 Pa，液壓安全閥設定壓力為1 911 Pa。目前聯合站大部分拱頂罐未配套罐頂氣回收裝置，油氣為非密閉輸送。在生產運行過程中，隨著儲罐液面不斷上升或者下降，以及儲罐周圍大氣溫度和壓力變化，罐內的氣體空間壓力不斷變化，導致呼吸閥開啟，使混合氣體不斷排出，空氣又不斷進入罐內，形成“大呼吸損耗”和“小呼吸損耗”。儲罐中油氣呼吸損耗會導致油品蒸發(fā)，降低油品質量，造成經濟損失和環(huán)境污染等。

1.2 存在問題

油氣損耗是油田油氣儲運過程中普遍存在的，而聯合站內的儲罐呼吸損耗最為典型。根據SH/T 3002—2019《石油庫節(jié)能設計導則》規(guī)范，對于拱頂罐大、小呼吸損耗有相關的理論計算公式，但是利用公式計算具有較大的局限性，通常還是以實際檢測數據作為損耗量較為準確。

為了明確拱頂罐呼吸損耗氣量以確定罐頂氣回收工藝及裝置規(guī)模，對拱頂罐呼吸閥呼吸損耗量進行實地取樣檢測化驗，從罐頂呼吸閥進行密閉取樣，在實驗室采用氣相色譜法檢測分析，依據SY/T 5267—2009《油田原油損耗的測定》標準進行計算，得到拱頂罐呼吸損耗檢測數據見表1。

表1 拱頂罐呼吸損耗檢測數據

根據大罐呼吸損耗檢測數據，部分儲罐呼吸閥呼出氣量較大，一方面會造成較大的油氣損失、減少經濟效益，另一方面也會帶來極大的環(huán)保問題及安全隱患，從節(jié)能降耗和安全生產的角度出發(fā)，需要對這部分天然氣進行回收。同時根據GB 31570—2015《石油煉制工業(yè)污染物排放標準》中對大氣污染物排放控制指標的要求，也亟需對儲罐揮發(fā)性有機物排放進行治理，切實改善大氣環(huán)境。

2 罐頂氣回收技術方案

國內油田聯合站主要采用的罐頂氣回收工藝是大罐抽氣技術，大罐抽氣技術是將原油儲罐中揮發(fā)的輕組分進行收集、壓縮再輸送到已建天然氣處理系統，以達到節(jié)約能源、防止空氣污染、實現原油密閉集輸的目的[7-8]。

在石油石化行業(yè)中應用較為普遍的大罐抽氣工藝是皮囊穩(wěn)壓、壓縮機抽氣裝置，但是該裝置設備較多，結構復雜；皮囊使用周期較短，后期運行維護復雜；對于低流量和氣液共存工況適應性較差[9-10]。經調研，活塞氣液抽吸大罐抽氣裝置運行效果較好，撬裝集成安裝方便，收氣運行范圍較寬，氣量范圍為50～1 000 m3/d，能夠在氣量較小的工況下穩(wěn)定運行，避免應用壓縮機采用回流循環(huán)運行造成的能耗浪費問題；同時能夠適應氣中攜液的情況，消除了壓縮機帶液運行的風險。

大罐抽氣工藝流程見圖1，主要工作原理是通過可編程控制器進行自動化控制，接收微壓差變送器輸出的信號，控制活塞氣液抽吸裝置的啟停以及變頻運行。從罐頂通光孔連接集氣管道，將罐頂揮發(fā)氣輸送至大罐抽氣裝置，天然氣經過增壓后就近接入站內氣系統管線；裝置采用自動控制系統，實現數據實時采集監(jiān)控及傳輸，并滿足安全環(huán)保要求。

圖1 大罐抽氣工藝流程

以油田某聯合站為例進行大罐抽氣配套工藝研究，裝置布置見圖2。其他各聯合站可根據儲罐呼吸損耗量進行配套。該聯合站儲罐區(qū)共有7 具儲罐，均為拱頂罐，屬于非密閉集輸。西側罐區(qū)有5具儲罐，其中原油沉降罐1 具，采出水沉降罐2具，好油罐2 具；東側罐區(qū)有2 具儲罐，均為合格油儲罐。東西罐區(qū)7 具儲罐都通過集氣管線連接到大罐抽氣系統，根據大罐呼吸損耗氣量實際檢測數據，選用一臺大罐抽氣裝置。

圖2 大罐抽氣裝置布置

1）工藝氣系統。分別從拱頂罐罐頂通光孔連接集氣管線，西側5 具儲罐集氣支線匯合在一起，東側2 具儲罐集氣支線匯合在一起，東西兩側集氣支線再匯入到一條集氣干線，集氣干線沿著罐區(qū)與分離緩沖罐之間的路由敷設，進入大罐抽氣裝置。裝置布置在緩沖罐南側，滿足安全距離規(guī)范要求，氣體經增壓后就近接入分離緩沖罐氣出口管線，與站內分離出來的天然氣一起進入天然氣凈化裝置進行處理。

原油儲罐儲存壓力為295～800 Pa，為了保證原油儲罐的安全，大罐需處于密閉狀態(tài)，將活塞氣液抽吸入口壓力控制在500～800 Pa。在每個大罐頂部設置微差壓變送器，聯鎖控制大罐抽氣裝置，裝置的運行根據裝置進口安裝的微差壓變送器的壓力信號，當達到設定壓力時，PLC 自動控制變頻器運行。當油罐氣量減少至壓力降至設定下限時自動停止抽氣，如果壓力持續(xù)下降至下限報警值時，二次強制保護系統自動動作，停止裝置運行并報警提示。當罐內壓力因儲油罐液位持續(xù)下降補氣平衡閥自動打開，進行補氣，當壓力回升至啟動值時，系統重新自動啟動，開始抽氣運行。

2）補氣系統。在活塞氣液抽吸裝置入口主管線上設置補氣閥組，當入口壓力低于295 Pa時，裝置停止抽氣，打開補氣閥組為大罐補氣，補氣氣源來自站內天燃氣系統。

3）控制系統。為保證安全生產，罐頂設置微差壓變送器，大罐抽氣裝置自帶控制系統，采用變頻控制方式，通過壓力信號調節(jié)抽氣裝置轉速，實現連鎖控制。為了增加系統的安全性和可靠性，在裝置入口也配置微差壓變送器進行二次保護。同時大罐抽氣裝置可預留接口與站內通訊光纜連接，將數據信號傳輸至聯合站中控室，實現遠程監(jiān)控。

4）可燃氣體泄漏檢測與報警系統。為了保證站場內安全，罐區(qū)和工藝設備區(qū)等可能有可燃氣體泄漏的地方設置可燃氣體泄漏檢測裝置，報警信號上傳至站內控制系統。

3 節(jié)能效益預測

1）經濟效益預測。根據前述表1 中大罐呼吸損耗氣檢測數據，油田聯合站15 具拱頂原油沉降罐全部配套大罐抽氣裝置后，每天可回收天然氣總量約12 000 m3/d，每日可回收液化氣（C3～C4）量約4.6 t/d，回收輕烴產量（C5+）約0.62 t/d，天然氣量（C1～C2）約9 000 m3/d。每年可減少天然氣排放總量近400×104m3，綜合考慮裝置的運行效率等影響因素，年節(jié)省近500 萬元。有效降低了油氣揮發(fā)損耗，節(jié)約了能源，具有較好的經濟效益。

2）社會效益分析。聯合站拱頂罐配套大罐抽氣裝置后不僅可以消除因為天然氣排放產生的環(huán)保安全隱患，保證聯合站安全平穩(wěn)生產。同時儲罐生產運行過程中產生的VOCS也得到有效回收治理，避免造成環(huán)境污染問題，有利于營造出安全、綠色、環(huán)保的生態(tài)環(huán)境，具有良好的社會效益。

4 結論

活塞式氣液抽氣裝置結構緊湊、運行維護方便、收氣運行范圍較寬、適應氣液共存工況，應用在油田聯合站罐頂氣回收運行更為穩(wěn)定可靠；采用自動化變頻控制，在一定程度上節(jié)約了能耗以及現場人工管理。通過該大罐抽氣技術的應用，將有效解決聯合站拱頂罐罐頂氣回收和油氣密閉集輸的問題，降低不可再生資源損耗，減少環(huán)境污染，消除站場的不安全因素。