湯 晟中國石油化工股份有限公司西北油田分公司

原油穩(wěn)定及脫硫工藝應用實踐與設計探討

湯 晟
中國石油化工股份有限公司西北油田分公司

結合已有的原油負壓穩(wěn)定和氣提脫硫工藝，通過工藝評價分析，創(chuàng)新設計負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化處理工藝，在同一套裝置中實現(xiàn)原油穩(wěn)定和脫硫“一塔雙效”。工業(yè)應用實踐表明，原油穩(wěn)定深度較單純的負壓穩(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。該設計工藝達到了降低油氣損耗、減少脫硫劑加注成本、保護環(huán)境和降低生產(chǎn)安全風險的目的。

負壓原油穩(wěn)定 氣提脫硫 一體化處理

原油在集輸處理和儲存過程中，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)，降低儲存溫度下的飽和蒸氣壓，減少原油在儲運環(huán)節(jié)的揮發(fā)損失，對于稠油，通常采用負壓穩(wěn)定工藝[1]。若原油中含有H2S，可通過適當?shù)姆€(wěn)定塔優(yōu)化設計，將溶解在原油中的H2S脫出到氣相，避免H2S在后續(xù)原油儲運環(huán)節(jié)逸出到大氣[2-3]。在降低油氣資源損耗的同時，既保護了環(huán)境，又降低了后續(xù)儲運過程中的火險等危害因素，增加了油氣儲運過程的安全性[4]。通過查閱原油穩(wěn)定及脫硫工藝近年來的研究成果及文獻，針對負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝開展的系統(tǒng)研究及應用較少，在原油穩(wěn)定及脫硫工藝研究的基礎上設計并進行現(xiàn)場應用，效果良好。通過對塔頂氣氣量、塔頂溫度、前置空冷器、壓縮機和三相分離器等關鍵環(huán)節(jié)進行分析，提出了負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝設計及管理要點，以期為同類裝置的設計、建設及運行管理提供技術支撐。

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、保護環(huán)境以及提高原油在儲運過程中的安全性。常見的原油穩(wěn)定工藝主要包括負壓閃蒸穩(wěn)定、正壓穩(wěn)定、分餾穩(wěn)定和多級分離穩(wěn)定等[3]。此外，大罐抽氣工藝是國內(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手段之一，但因其穩(wěn)定工藝簡單、穩(wěn)定效果不好，近年來該工藝在石油、石化等行業(yè)的應用正逐漸減少。

1.2 負壓閃蒸穩(wěn)定工藝

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

負壓閃蒸穩(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。因塔頂為負壓，無需設置塔底重沸器，其穩(wěn)定溫度較低，對于高礦化度原油的穩(wěn)定，可以避免因水分蒸發(fā)導致的鹽堵問題。

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,當氣液之間達到相平衡時,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圖2。

工藝流程描述：進站原油經(jīng)加熱、分離后，含水率較低的原油進入脫硫塔中上部進口，氣提干氣由塔底中下部進入，在塔內(nèi)與來自三相分離器的原油逆流接觸，塔底出口原油進沉降罐進一步沉降脫水，塔頂氣經(jīng)空冷器冷卻至45 ℃以下，進入三相分離器，氣相去天然氣處理裝置，凝液經(jīng)過脫硫后可生產(chǎn)輕烴和液化氣外銷。

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

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

2 負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝

2.1 工藝原理及流程

負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝原理：負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝結合了負壓穩(wěn)定和氣提脫硫工藝的優(yōu)點，根據(jù)氣液相平衡的基本原理和傳質(zhì)速度理論，從塔底進入的干氣自下而上流動，與自上而下流動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進入氣相，從而降低了原油中H2S的含量。原油中的輕組分同時也被脫出，達到原油穩(wěn)定的目的[5]。其主要工藝原理流程見圖3。

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

2.2 現(xiàn)場應用及效果

塔河油田原油穩(wěn)定及脫硫歷經(jīng)了負壓穩(wěn)定、氣提脫硫、負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝應用的歷程。2012年，塔河油田四號聯(lián)合站建設工程設計時，在國內(nèi)首次創(chuàng)新采用負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝。該工藝的成功應用，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)負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化裝置已連續(xù)穩(wěn)定運行3年多。截至目前，該工藝已在塔河油田推廣應用7套，在哈拉哈塘油田推廣應用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)，計劃改擴建2套(塔一聯(lián)、塔三聯(lián))?，F(xiàn)場應用情況見表1。

現(xiàn)場應用效果(以塔四聯(lián)為例)：塔四聯(lián)采取負壓氣提穩(wěn)定脫硫工藝，與正壓氣提脫硫工藝相比，負壓工藝效果更好，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)負壓氣提穩(wěn)定脫硫裝置后，H2S質(zhì)量分數(shù)由138 mg/kg降至20 mg/kg以下，脫硫效率近90%，達到了預期的脫硫效果；與同類站場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 塔河油田負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝應用情況統(tǒng)計表Table1 ApplicationstatisticsoftheintegratedprocessofnegativepressurestabilizationandgasstrippingdesulfurizationprocessinTaheOilfield序號站場設計規(guī)模/(t·d-1)實際規(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 設計要點探討

3.1 塔頂氣量計算

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等軟件進行模擬計算時，必須對原油組分進行修正。需考慮取樣、分析等環(huán)節(jié)輕組分損耗帶來的分析誤差。如某裝置在設計時未進行組分修正，原設計混烴產(chǎn)量15 t/d，實際產(chǎn)量達35 t/d，導致下游流程再次擴建。

(2) 原油中的H2S含量應進行多次檢測，確保檢測結果真實可靠。

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

(4) 進塔原油的含水率也是一個重要因素，含水率過高，水蒸氣量過大，將影響輕組分的拔出率。

3.2 前置空冷器設計要點

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

如塔四聯(lián)的負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝，其塔頂氣取樣化驗結果中水蒸氣摩爾分數(shù)達0.827 474。在壓縮機入口處設置了前置空冷器，前置空冷器出、入口流體數(shù)據(jù)見表2。

從表2可以看出：塔頂氣溫度高達81.49 ℃，若直接進入螺桿壓縮機進行壓縮很不經(jīng)濟；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，即壓縮機的入口流量降低，降低了壓縮機投資。當穩(wěn)定原油溫度及水含量均較低時，可以考慮取消前置空冷器。

表2 前置空冷器進出口數(shù)據(jù)分析統(tǒng)計表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數(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實際氣體體積流量/(m3·h-1)9176.164027.42標準氣體體積流量/(m3·h-1)4219.871316.28

設計前置空冷器時還需注意：①選材時應注意原油中H2S和CO2含量；②設計時需控制進出口壓降，一般不超過10 kPa；③電機需設置變頻控制，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，還需適當放大富裕量，通常建議將換熱面積放大50%以上。

3.3 壓縮機選型

采用原油負壓氣提穩(wěn)定脫硫一體化工藝，抽氣壓縮機組是關鍵設備。因所抽氣為濕氣，推薦抽氣壓縮機采用可帶液的“無油”螺桿壓縮機[6]。該壓縮機的陰陽轉(zhuǎn)子之間在嚙合時不相互接觸，轉(zhuǎn)子之間沒有摩擦，無需潤滑。氣體在被壓縮過程中，完全不與軸承腔的潤滑油接觸，軸承腔和壓縮腔之間設有嚴密可靠的軸封。該螺桿壓縮機組具有如下特點：

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

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

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

塔四聯(lián)、塔二聯(lián)等站場的應用實踐表明，在負壓穩(wěn)定氣提脫硫一體化工藝中，選用“無油”螺桿壓縮機組簡化了工藝流程，機組運行穩(wěn)定，維護簡便，維修費用較低。

3.4 壓縮機出口三相分離器與空冷器設計要點

穩(wěn)定凝液經(jīng)壓縮機出口三相分離器進行油、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間，在三相分離器底部設置集水包，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。

壓縮機出口空冷器應高于三相分離器，空冷器至三相分離器管線應設置一定坡度，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，避免壓縮機出口管線積液形成液柱壓力，導致壓縮機因出口超壓而停機。

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，在SY/T 0069-2008《原油穩(wěn)定設計規(guī)范》的5.1.3 b)中雖明確要錄取含鹽量的數(shù)據(jù)，但并未明確設計時應如何處理含鹽量與穩(wěn)定溫度的關系。塔河油田地層水礦化度達到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12 000 mg/L，Cl-含量高，屬于CaCl2水型。塔河油田應用實踐表明，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險，必須予以高度重視。因此，在高含鹽時需綜合分析論證穩(wěn)定方式，如采用微正壓或負壓穩(wěn)定，可以實現(xiàn)在較低溫度下的原油穩(wěn)定[6-7]。

4 結 語

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

(1) 設計采用無油螺桿壓縮機組，簡化了工藝流程，降低了工程投資及脫硫劑加注等運行成本，具有較好的經(jīng)濟效益和環(huán)保效益，在同類裝置中推廣應用潛力較好。

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

(3) 后置空冷器、三相分離器及其進出口管線應設計一定坡度，管線坡度建議不小于5‰，避免因壓縮機出口管線出現(xiàn)液柱壓力導致壓縮機超壓保護停機。

(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)濟效益。

(5) 對于高礦化度、高含硫的含水原油，若選擇負壓氣提穩(wěn)定脫硫工藝，可以在較低溫度下達到較好的原油穩(wěn)定和脫硫效果，因不設置塔底重沸器而降低鹽堵風險[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，中國石化西北油田分公司地面工程設計專家，1999年畢業(yè)于中國石油大學油氣儲運工程專業(yè)，主要從事油氣田地面工程規(guī)劃設計、建設與運行等技術管理工作。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