劉天元，葉志敏，張 浩

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喇一負(fù)壓原油穩(wěn)定系統(tǒng)改造分析研究

劉天元1，葉志敏2，張 浩1

（1. 東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163000； 2. 大慶天然氣分公司， 黑龍江 大慶163000）

天然氣分公司喇一油氣處理站擁有一套350×104t/a負(fù)壓原穩(wěn)裝置，是大慶六廠地區(qū)重要的產(chǎn)能裝置，由于原油組分變貧、壓縮機(jī)效率偏低、加熱率控制系統(tǒng)不穩(wěn)定等原因，目前該裝置輕烴產(chǎn)量偏低。本文通過對(duì)該裝置存在的問題進(jìn)行分析，提出了合理的裝置改造方案，為天然氣分公司的輕烴上產(chǎn)工作做出了積極探索。

天然氣分公司；負(fù)壓原穩(wěn)裝置；改造方案；輕烴上產(chǎn)

喇一負(fù)壓原油穩(wěn)定系統(tǒng)是天然氣分公司六廠地區(qū)主要產(chǎn)能裝置之一，緊鄰采油六廠一礦喇一聯(lián)合站。喇一原穩(wěn)于1985年投產(chǎn)，2006年7月進(jìn)行老區(qū)改造，更換了緩沖罐、三相分離器和壓縮機(jī)后水冷器，新建了立式原油加熱爐和原油穩(wěn)定塔等主要設(shè)備。2009年10月輕烴罐更換為3臺(tái)30立輕烴儲(chǔ)罐，輕烴外輸系統(tǒng)在2011年11月改造投用。喇一負(fù)壓原穩(wěn)裝置采用螺桿壓縮機(jī)抽負(fù)壓工藝，設(shè)計(jì)穩(wěn)定壓力-0.05 MPa，原油出加熱溫度70 ℃。裝置設(shè)計(jì)年處理原油350萬t，操作彈性80%～120%；設(shè)計(jì)年生產(chǎn)輕烴7 700 t，設(shè)計(jì)輕烴收率22 t/萬t原油；不凝氣345萬m3/a[1]。

1 裝置運(yùn)行現(xiàn)狀

1.1 工藝現(xiàn)狀

喇嘛甸地區(qū)的未穩(wěn)定原油（42 ℃、0.30 MPa（a））計(jì)量后分兩路進(jìn)入原油緩沖罐，油經(jīng)原油泵，壓力升至0.85 MPa（a）后進(jìn)原油換熱器，未穩(wěn)原油與穩(wěn)后原油換熱升溫至48 ℃，再經(jīng)加熱爐加熱，升溫至70 ℃后進(jìn)入負(fù)壓原油穩(wěn)定塔，穩(wěn)定塔操作壓力0.05 MPa（a），操作溫度70 ℃，不凝氣被壓縮機(jī)增壓至0.25 MPa（a），經(jīng)水冷器冷卻至40 ℃左右進(jìn)入三相分離器，分離出的輕烴進(jìn)入輕烴儲(chǔ)罐，切水后外輸，不凝氣進(jìn)入油田氣系統(tǒng)去喇壓淺冷裝置處理，分離出的污水回注穩(wěn)后原油。穩(wěn)后原油經(jīng)泵加壓后與來油換熱，溫度由70 ℃降至60 ℃后外輸至喇一聯(lián)[2]。

1.2 運(yùn)行現(xiàn)狀

2009-2011年喇一原油穩(wěn)定裝置由于負(fù)壓壓縮機(jī)故障頻繁，裝置運(yùn)行時(shí)率低，來油量（425～433）×104t/a，實(shí)際穩(wěn)定原油量（239～272）×104t/a，喇嘛甸油田原油穩(wěn)定率56%～62.8%，輕烴產(chǎn)量（0.359～0.552）×104t/a，輕烴收率0.15%～0.20%(w)。

2 適應(yīng)性分析及存在問題

2.1 適應(yīng)性分析

根據(jù)采油六廠提供的最新油量預(yù)測，2013-2015年采油六廠的年產(chǎn)油量將達(dá)到430×104t/a，原油穩(wěn)定裝置的年運(yùn)行時(shí)間8 000 h，喇一原油穩(wěn)定裝置規(guī)模350×104t/a，裝置負(fù)荷率98%～112%，在2020年前裝置負(fù)荷率在100%以上（表1-3）。

表1 喇一負(fù)壓原油穩(wěn)定裝置主要工藝設(shè)備表

表2 2009-2011年喇一原油穩(wěn)定裝置運(yùn)行參數(shù)表

表3 喇一原油穩(wěn)定裝置負(fù)荷率表

2.2 存在主要問題

2.2.1 負(fù)壓壓縮機(jī)故障多

200H165螺桿壓縮機(jī)1987年投產(chǎn)，已運(yùn)行25年，轉(zhuǎn)子和殼體腐蝕老化嚴(yán)重，轉(zhuǎn)子與殼體徑向間隙73道，大于正常徑向間隙20道，2009年更換了該壓縮機(jī)的轉(zhuǎn)子，轉(zhuǎn)子與殼體徑向間隙為70道左右，仍大于正常值，致使壓縮機(jī)效率較低。負(fù)壓壓縮機(jī)為原油穩(wěn)定裝置的關(guān)鍵設(shè)備，運(yùn)行可靠性直接影響原油穩(wěn)定裝置運(yùn)行平穩(wěn)性和輕烴收率，2009-2012年喇一原油穩(wěn)定裝置因壓縮機(jī)故障，原油穩(wěn)定裝置累計(jì)停機(jī)7次，是導(dǎo)致該地區(qū)原油穩(wěn)定率低的主要原因[3]。

2.2.2 原油泵老化嚴(yán)重

喇一站共有六臺(tái)原油泵是利舊設(shè)備，三臺(tái)97年生產(chǎn)的穩(wěn)前泵（SJ200-150)，三臺(tái)83年生產(chǎn)的穩(wěn)后泵（8SH-9)，六臺(tái)原油泵排量均為288 m3/h。由于長年運(yùn)行，原油泵老化嚴(yán)重，密封性差滲漏嚴(yán)重，機(jī)體振動(dòng)大。且機(jī)泵廠家已不生產(chǎn)配件，維修難度大，故障率高。目前，為了保障安全生產(chǎn)，原油泵運(yùn)行采取一開兩備運(yùn)行方式，油泵的處理能力，嚴(yán)重限制了裝置原油穩(wěn)定率、輕烴產(chǎn)能的進(jìn)一步提高。

2.2.3 加熱爐控制難度大

7.0 MW立式加熱爐是四路支管流程，各支路原油出口溫度不容易控制平穩(wěn)，當(dāng)原油處理量波動(dòng)較大時(shí)，會(huì)發(fā)生支路溫度異常升高，容易造成原油出口匯管溫度瞬間升高超過停車值而停爐。每次發(fā)生此類情況時(shí)，需要操作工反復(fù)調(diào)整各個(gè)支路的控制閥門，使各個(gè)支路重新達(dá)到流量平衡，消除支路溫度偏高的異常情況。目前原油加熱爐出口溫度控制在68~70 ℃的范圍內(nèi)，在操作上已經(jīng)達(dá)到控制精度的高限。

2.2.4 原油換熱器換熱效率低

礦區(qū)內(nèi)礦體或礦化體嚴(yán)格受NNW向斷裂控制，金礦體或礦化體均賦存在該組斷裂帶中，在平面上成群成組平行帶狀排列，尖滅側(cè)向展布，而且礦體往往有延深大于延長的特征。礦體的分布可能與區(qū)內(nèi)經(jīng)歷了多期次構(gòu)造、巖漿活動(dòng)有關(guān)，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致巖石受應(yīng)力作用強(qiáng)弱不同，巖石脆性變形和巖石孔隙度不同，形成規(guī)模各異構(gòu)造帶，而巖漿活動(dòng)促使分散于地層中的Au在熱液作用下活化遷移至有利部位(斷裂帶膨大、拐彎、分支復(fù)合部位)富集形成礦體。

3臺(tái)原油換熱器，換熱面積1 300 m2，其中2臺(tái)投產(chǎn)時(shí)間1998年，單臺(tái)換熱面積340 m2，1臺(tái)投產(chǎn)時(shí)間2007年，換熱面積620 m2，2臺(tái)340 m2換熱器串聯(lián)后與1臺(tái)620 m2換熱器并聯(lián)運(yùn)行。穩(wěn)前油換熱后出口溫度49 ℃，比設(shè)計(jì)值54 ℃，低5 ℃，穩(wěn)后油運(yùn)行溫降4 ℃，比設(shè)計(jì)溫降12 ℃，低8 ℃。穩(wěn)前油溫升和穩(wěn)后油溫降均未達(dá)到設(shè)計(jì)值，增加了加熱爐的負(fù)荷。

3 原穩(wěn)裝置調(diào)整改造方案

3.1 工藝流程簡介

經(jīng)改造，該工藝是在微正壓閃蒸工藝的基礎(chǔ)上增加了1座吸收塔，即微正壓閃蒸中三相分離器分離出的輕烴經(jīng)泵增壓進(jìn)入吸收塔的頂部，與吸收塔底部來的不凝氣在塔內(nèi)逆向接觸吸收，氣相中的重組分被吸收進(jìn)入液相，塔底輕烴經(jīng)泵增壓進(jìn)入輕烴儲(chǔ)罐，塔頂氣輸至喇壓淺冷氣處理裝置[4]。

3.2 產(chǎn)品方案

（1）不凝氣：溫度 40 ℃

壓力0.40 MPa（a）

不凝氣產(chǎn)量 0.17×104m3/d

（2）輕烴：溫度 40 ℃

輕烴收率 0.943%（w）

輕烴產(chǎn)量111.1 t/d

（3）穩(wěn)后原油：溫度 60 ℃

（4）55℃時(shí)的飽和蒸汽壓力0.031 MPa（a）

（5）API度30.34。

3.3 主要工藝設(shè)備及管道能力核實(shí)

3.3.1 主要工藝設(shè)備能力核實(shí)

按照原油穩(wěn)定裝置擴(kuò)建到400×104t/a規(guī)模，對(duì)原已建設(shè)備進(jìn)行核實(shí)。

（1）穩(wěn)前、穩(wěn)后油泵的設(shè)計(jì)參數(shù)不滿足擴(kuò)建規(guī)模的要求，另外原泵已運(yùn)行15 a、27 a，泵老化嚴(yán)重，本次規(guī)劃擬對(duì)其進(jìn)行更換。

（2）擴(kuò)建規(guī)模后原油緩沖罐緩沖時(shí)間為40 min，滿足要求。

（3）已建換熱器3臺(tái)，總換熱面積1 300 m2，該換熱面積不能滿足擴(kuò)建后的微正工藝的要求，同時(shí)考慮已建換熱器的類型不適應(yīng)目前原油雜質(zhì)的要求，本次規(guī)劃擬新建換熱器。

（4）原油加熱爐功率7.0 MW，經(jīng)核算，不能滿足擴(kuò)建后微正壓工藝的要求，另外加熱爐的4個(gè)火嘴的兩個(gè)火嘴易出現(xiàn)自動(dòng)熄火的問題，本次擬對(duì)加熱爐進(jìn)行更換，經(jīng)計(jì)算更換為8.0 MW的加熱爐。

（5）穩(wěn)定塔φ3600/1600×14270/1640為負(fù)壓穩(wěn)定塔，不能滿足微正壓工藝的要求。

烴儲(chǔ)罐不能滿足輕烴儲(chǔ)存要求，需擴(kuò)建輕烴儲(chǔ)罐。微正壓原穩(wěn)產(chǎn)烴量136 m3/d，根據(jù)《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50350-2005的相關(guān)規(guī)定，存儲(chǔ)天數(shù)按2天考慮，需要3座150 m3輕烴儲(chǔ)罐。

（6）已建2臺(tái)ZW-6/7空壓機(jī)能滿足儀表風(fēng)的要求，由于空壓機(jī)存在排出氣含油等問題，本次擬對(duì)空壓機(jī)進(jìn)行更換[5]。

經(jīng)核算，原油緩沖罐、三相分離器、輕烴外輸泵、甲醇泵、甲醇罐、凈化空氣儲(chǔ)罐和壓縮空氣干燥器等其它設(shè)備能滿足均滿足要求，可利舊。需對(duì)原油緩沖罐、三相分離器、甲醇罐、凈化空氣儲(chǔ)罐等設(shè)備進(jìn)行檢測合格后利舊。

3.3.2 管道能力核實(shí)

（1）輕烴管道

喇一輕烴輸送至喇二淺冷輕烴罐區(qū)，喇一原穩(wěn)輕烴和喇二淺冷輕烴經(jīng)喇二輕烴管道輸至北壓，經(jīng)北壓輕烴管道將輕烴輸送至輕烴總庫。喇一已建輕烴管道Φ89×5-4.0 MPa-6.4 km，建于2003年，起點(diǎn)壓力1.6 MPa，輸送能力18 m3/h，微正壓產(chǎn)烴量136 m3/d，間歇輸送，喇一已建輕烴外輸泵的流量10 m3/h，即輕烴輸送時(shí)間為15 h，流量為9.0 m3/h，已建輕烴管道能夠滿足微正壓產(chǎn)烴量輸送的要求。

（2）不凝氣管道

喇一原油穩(wěn)定裝置不凝氣經(jīng)氣管道Φ114×4-1.6 MPa-0.3 km與喇一聯(lián)濕氣匯合，通過喇一聯(lián)至喇二淺冷裝置集氣管道Φ426×7-1.6 MPa-6.5 km將濕氣輸至喇二淺冷裝置，喇一微正壓原油穩(wěn)定裝置不凝氣量0.23×104m3/d，已建不凝氣管道輸氣能力3×104m3/d，經(jīng)核實(shí)已建不凝氣管道能夠滿足要求。

（3）燃料氣管道

喇一原油穩(wěn)定裝置燃料氣來自喇二淺冷裝置至喇一聯(lián)返輸氣，喇二淺冷裝置至喇一聯(lián)已建返輸氣管道Φ325×7-1.6 MPa-6.5 km，輸氣能力60×104m3/d（起點(diǎn)壓力0.8 MPa），喇一原油穩(wěn)定裝置已建燃料氣管道Φ159×6-1.6 MPa-0.15 km，輸氣能力12×104m3/d（起點(diǎn)壓力0.68 MPa），喇一原油穩(wěn)定裝置總用氣量3.0×104m3/d，經(jīng)核實(shí)已建燃料氣管道能夠滿足要求。

4 結(jié)束語

通過本文的分析，天然氣分公司喇一負(fù)壓原穩(wěn)裝置具有改造為微正壓原穩(wěn)的技術(shù)條件，微正壓原穩(wěn)將能解決負(fù)壓原穩(wěn)運(yùn)行過程中存在的一些無法解決的問題，輕烴產(chǎn)量和采收率將明顯提高。從目前油田開發(fā)的趨勢分析，微正壓原穩(wěn)技術(shù)將會(huì)有更大的發(fā)展前景，通過不斷的裝置優(yōu)化，和因地制宜的改造，喇一的產(chǎn)量將會(huì)不斷提高，為天然氣分公司的發(fā)展做出新的貢獻(xiàn)，同時(shí)，喇一的改造為今后原穩(wěn)裝置的改造工作積累了有益的經(jīng)驗(yàn)。

［1］ 丁建成，唐玲. 負(fù)壓原油穩(wěn)定裝置原理與操作[J]. 油氣田地面工程，2004（4）.

［2］ 李允，諸林. 天然氣地面工程[M].北京:石油工業(yè)出版社，2001.

［3］ 羅光熹，周安. 天然氣加工過程原理與技術(shù)[M]. 哈爾濱：黑龍江科學(xué)技術(shù)出版社，1990.

［4］ 林存瑛. 天然氣礦場集輸[M]. 北京：石油工業(yè)出版社，1997.

［5］ P Hopkins.Risk and integrity management of a transmission pipeline[J]. Oil and Gas Journal,2005.

Analysis on Transformation of the Negative Pressure Crude Stabilization System in Layi Oil and Gas Processing Station

LIU Tian-yuan1，YE Zhi-min2，ZHANG Hao1

（1. Northeast University of Petroleuml, Heilongjiang Daiqing 163318，China； 2. Daqing Natural Gas Branch, Heilongjiang Daqing 163318，China）

Layi oil and gas processing station has a 350×104t/a negative pressure stabilizing device, it is an important device in production of Daqing No.6 plant area. Because crude oil composition is poor, compressor efficiency is low, the heating rate control system is not stable, now light hydrocarbon yield of the device is low. In this paper, existing problems of the device were analyzed, and the reasonable transformation scheme was put forward.

Oil and gas subsidiary company; Negative pressure stabilizing device; Transformation scheme

TE 624

A

1671-0460（2016）06-1173-03

2016-04-10

劉天元（1990-），女，黑龍江省大慶市人，碩士，研究方向：油氣儲(chǔ)運(yùn)。E-mail：353611445@qq.com。