孟祥濤

(中國石化中原油田分公司安全環(huán)保處)

0 引 言

中原油田是國內(nèi)陸上老油田之一，原油產(chǎn)量于1988年達(dá)到最高峰722萬t，又經(jīng)過20年的開發(fā)后，到2018年產(chǎn)量下降至126萬t，原油含水達(dá)到95%。聯(lián)合站是油田地面集輸系統(tǒng)心臟，其原油穩(wěn)定系統(tǒng)作為油氣處理的關(guān)鍵工藝，不僅是聯(lián)合站的主要耗能系統(tǒng)，而且是聯(lián)合站最大的碳排放源。目前，中原油田各聯(lián)合站所處理原油的油品性質(zhì)、處理量均與設(shè)計值發(fā)生了嚴(yán)重偏離。在實際生產(chǎn)運(yùn)行中中原油田黃河以北的6座聯(lián)合站的原油穩(wěn)定系統(tǒng)存在運(yùn)行效率低，成本高、能耗高、安全風(fēng)險大、碳排放大等問題，急需進(jìn)行優(yōu)化和改造。

1 現(xiàn) 狀

中原油田4個采油廠黃河以北的6套原油穩(wěn)定系統(tǒng)建于20世紀(jì)80～90年代，隨著原油產(chǎn)量的逐年降低，目前6套原油穩(wěn)定系統(tǒng)2017年實際原油穩(wěn)定量為107×104t，與原設(shè)計處理能力850×104t/a相比，嚴(yán)重不匹配。主要存在以下問題。

1.1 生產(chǎn)負(fù)荷嚴(yán)重偏離設(shè)計值

原油處理量與設(shè)計值有較大變化，且原油產(chǎn)量逐年降低，6套原油穩(wěn)定系統(tǒng)能力均過剩，負(fù)荷率最高僅為17.21%，各設(shè)備實際生產(chǎn)負(fù)荷嚴(yán)重偏離設(shè)計工況，各聯(lián)合站目前原油穩(wěn)定系統(tǒng)負(fù)荷統(tǒng)計見表1。

1.2 運(yùn)行效率低

通過Hysys軟件并結(jié)合6座站場原油穩(wěn)定系統(tǒng)的實際工藝運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行模擬分析，各站加熱爐、壓縮機(jī)等耗能設(shè)備運(yùn)行效率較低，各聯(lián)合站加熱爐及壓縮機(jī)運(yùn)行效率[1]對比見表2。

表1 各聯(lián)合站原油穩(wěn)定系統(tǒng)負(fù)荷統(tǒng)計

表2 各聯(lián)合站加熱爐、壓縮機(jī)運(yùn)行效率對比 kW

1.3 能耗和碳排放量大

6座聯(lián)合站原油穩(wěn)定系統(tǒng)因穩(wěn)定加熱耗天然氣量合計365.99×104m3/a，理論耗天然氣量合計2.68×106m3/a；耗電量合計312.26×104kW·h/a，理論耗電量合計1.016 5×106kW·h/a；油綜合能耗4.73 kg(標(biāo)煤)/t，理論油綜合能耗3.17 kg(標(biāo)煤)/t；碳排放量11 356.9 t/a，理論碳排放量6 907.62 t/a，各站原油穩(wěn)定系統(tǒng)耗能和碳排放對比見表3。

表3 各聯(lián)合站原油穩(wěn)定系統(tǒng)耗能和碳排放對比

1.4 運(yùn)行成本高

由于6座聯(lián)合站原油穩(wěn)定系統(tǒng)負(fù)荷低，能耗高，造成實際生產(chǎn)運(yùn)行成本高，運(yùn)行總成本每年1 884.49萬元，噸油綜合成本17.62元，各聯(lián)合站原油穩(wěn)定系統(tǒng)運(yùn)行成本對比見表4。

表4 各聯(lián)合站原油穩(wěn)定系統(tǒng)運(yùn)行成本對比

1.5 裝置安防點多，管理難度大，風(fēng)險等級高

現(xiàn)運(yùn)6套原油穩(wěn)定系統(tǒng)的穩(wěn)定塔、輕油罐等壓力容器使用年限在20 a以上，根據(jù)GB 150.1—2011《壓力容器 第1部分：通用要求》及SH/T 3074—2007《石油化工鋼制壓力容器》的規(guī)定，塔、反應(yīng)器等設(shè)備的設(shè)計壽命為15～20 a，因而安全風(fēng)險大。各聯(lián)合站中輕烴的外運(yùn)方式為罐車?yán)\(yùn)，拉運(yùn)距離較遠(yuǎn)，其蒸汽與空氣形成爆炸性混合物遇明火、高溫、氧化劑有燃燒爆炸危險，從而導(dǎo)致拉運(yùn)風(fēng)險較大。

2 技術(shù)優(yōu)化研究

對中原油田原油穩(wěn)定系統(tǒng)集中優(yōu)化改造，可以實現(xiàn)以下效果：裝置運(yùn)行負(fù)荷與原油處理量相匹配，提高裝置運(yùn)行效率，降低能耗，大幅減少二氧化碳排放量；解決現(xiàn)有裝置存在的安全隱患；減少人工成本、設(shè)備維修成本、輕烴拉運(yùn)成本；降低拉運(yùn)風(fēng)險，減少安防點，降低安全管理難度。

2.1 技術(shù)思路

在保證目前在運(yùn)的6座聯(lián)合站原油脫水系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行的前提下，合理調(diào)整原油穩(wěn)定系統(tǒng)的建設(shè)地點、處理規(guī)模、產(chǎn)品去向；考慮未來10 a東濮老區(qū)(黃河以北)原油產(chǎn)量在95×104～105×104t/a以內(nèi)，在油氣儲運(yùn)中心柳屯油庫新建1套100×104t/a處理能力的原油穩(wěn)定系統(tǒng)，采用負(fù)壓閃蒸工藝原油穩(wěn)定系統(tǒng)；停運(yùn)6座聯(lián)合站已建的原油穩(wěn)定裝置，對各站進(jìn)行改造，各聯(lián)合站原油進(jìn)行脫水處理后，未穩(wěn)定原油利用油氣混輸裝置混輸至柳屯油庫后到集中處理點穩(wěn)定；集中處理點生產(chǎn)的輕烴管輸至二氣廠處理，不凝氣輸至三氣廠處理；同時，充分結(jié)合集團(tuán)公司信息化要求，實現(xiàn)科學(xué)化、精細(xì)化管理，推進(jìn)“綠色企業(yè)”創(chuàng)建，達(dá)到提高勞動效率、降低勞動強(qiáng)度與減員增效的目的，聯(lián)合站改造前后工藝流程對比見圖1。

2.2 裝置選址

經(jīng)過統(tǒng)籌考慮各聯(lián)合站外輸管線總體走向(原油均輸送至柳屯油庫)[2]，新建原油集中穩(wěn)定處理系統(tǒng)宜選取在油氣儲運(yùn)中心柳屯油庫。油氣儲運(yùn)中心具有國內(nèi)外聯(lián)合站投產(chǎn)運(yùn)行的經(jīng)驗和技術(shù)儲備，與油田各采油廠及下游用戶建立了良好的合作關(guān)系；同時，因各采油廠的原油穩(wěn)定系統(tǒng)將停產(chǎn)拆除，原系統(tǒng)操作人員將擇優(yōu)配置到新建系統(tǒng)上，所以在系統(tǒng)操作方面不存在問題。柳屯油庫現(xiàn)有16×104m3原油儲罐區(qū)、管道輸送工藝流程及設(shè)備，選址在柳屯油庫，在上游采油廠原油管道輸送、原油穩(wěn)定系統(tǒng)運(yùn)行以及向下游用戶輸送方面具有巨大優(yōu)勢，對于處置各種突發(fā)情況具有較大的靈活性和針對性。

2.3 工藝類型

根據(jù)Hysys軟件對6座聯(lián)合站未穩(wěn)定原油的模擬計算，未穩(wěn)定原油中C1～C4的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為1.24%，1.33%，0.74%，1.00%，1.45%及0.27%，均小于2.50%；同時，中原油田的原油黏度較低，宜采用負(fù)壓閃蒸原油穩(wěn)定工藝，其原理是利用原油中輕重組分揮發(fā)度不同實現(xiàn)輕重組分的分離。

技術(shù)特點：負(fù)壓穩(wěn)定法不能將未穩(wěn)定原油中的輕重組分徹底分離，該法適用于密度較大的原油，因為較重的原油中所含的輕組分較少，負(fù)壓閃蒸能得到較好的效果，一般穩(wěn)定溫度在50.0～80.0℃，穩(wěn)定塔塔頂操作壓力-0.03～-0.07 MPa，關(guān)鍵設(shè)備是負(fù)壓壓縮機(jī)。

應(yīng)用條件：原油中輕組分C1～C4的質(zhì)量分?jǐn)?shù)在2.50%以下；只限制穩(wěn)定深度，不要求輕組分收率[3]；原油脫水溫度略高于原油儲存溫度。

2.4 工藝流程

控制各聯(lián)合站的原油外輸壓力，確保各廠原油混合后，進(jìn)原油穩(wěn)定系統(tǒng)前壓力為0.20 MPa；含水1.5%的來油首先進(jìn)入三相分離器，分離出的未穩(wěn)定原油送至換熱器與穩(wěn)定原油進(jìn)行換熱，溫度達(dá)到52.0℃，再通過水套爐換熱升溫到65.0℃；升溫后的未穩(wěn)定原油通入原油穩(wěn)定塔，原油的入塔壓力為0.02 MPa，塔頂氣相出口壓力為-0.03 MPa，塔底流出的穩(wěn)定原油通過來油換熱器換熱至50.0℃，利用外輸泵增壓后外輸。

原油穩(wěn)定塔出來的氣相混合后先進(jìn)入壓縮機(jī)入口冷凝器冷凝至40.0℃，經(jīng)負(fù)壓分離罐后進(jìn)行油氣水分離，分離出的氣相通入塔頂壓縮機(jī)，塔頂壓縮機(jī)的入口壓力為-0.03 MPa，出口壓力為0.30 MPa，出塔頂壓縮機(jī)的氣相再次通過壓縮機(jī)出口冷凝器冷凝至40.0℃，進(jìn)入正壓分離罐進(jìn)行分離，分離出的不凝氣，經(jīng)不凝氣增壓機(jī)增壓至0.80 MPa后，通過管道送至三氣廠；分離出的輕烴進(jìn)入二氣廠輕烴深加工裝置；分離出的污水與負(fù)壓分離罐分離出的污水混合后，管輸?shù)今R寨聯(lián)合站進(jìn)行處理；三相分離器起到分離緩沖作用，同時，當(dāng)后期來液含水量增加，在三相分離器內(nèi)進(jìn)行脫水處理[4]，新建原油穩(wěn)定系統(tǒng)工藝流程見圖2。

增壓及計量流程：在柳屯油庫對各廠來油計量，再將各廠原油混合后計量，計量后的未穩(wěn)定原油輸至原油穩(wěn)定系統(tǒng)，穩(wěn)定裝置處理后的穩(wěn)定原油計量后，利用外輸泵外輸。在柳屯油庫設(shè)置出原油穩(wěn)定裝置的原油計量裝置[5]、輕烴及不凝氣計量裝置。

圖2 新建原油穩(wěn)定系統(tǒng)工藝流程

事故流程：各聯(lián)合站原油進(jìn)站內(nèi)事故罐；原油穩(wěn)定系統(tǒng)原油進(jìn)柳屯油庫儲罐，事故處理完畢，通過外輸泵外輸；輕烴進(jìn)分離緩沖罐暫存；不凝氣通過新建放空火炬進(jìn)行放空。

外輸溫度：各聯(lián)合站改造后，站內(nèi)不再有原油穩(wěn)定系統(tǒng)，相應(yīng)取消原油穩(wěn)定系統(tǒng)加熱爐，從而導(dǎo)致未穩(wěn)定原油的溫度略有降低，因此，需利用PIPEPHASE軟件重新核算各聯(lián)合站原油的外輸溫度。由軟件模擬計算，各聯(lián)合站目前三相分離器油出口含水均≤5%，含水≤5%的含水原油與改造后含水≤1.5%的含水原油，最低外輸溫度差距不大，根據(jù)核算原油的最低外輸溫度和站內(nèi)沉降脫水溫度要求，確定各站原油外輸溫度分別為65.0，53.0，55.0，65.0，60.0，85.0℃。

3 效果評價

3.1 能耗評價

改造后較改造前，每年節(jié)約電能3.16×105kW·h，每年節(jié)約燃料氣2.22×106Nm3。新建原油穩(wěn)定系統(tǒng)負(fù)荷由原來不足20%提升至85%～90%，能源利用效率進(jìn)一步提升。

3.2 經(jīng)濟(jì)評價

中原油田原油穩(wěn)定系統(tǒng)優(yōu)化改造投資為2 509萬元，每年可節(jié)省成本1 073.78萬元，減少二氧化碳排放8 000 t。

4 結(jié) 論

實施中原油田原油穩(wěn)定系統(tǒng)優(yōu)化，可以大幅節(jié)省能耗費用、裝置維修成本、安全隱患治理成本、人工成本、拉運(yùn)費，減少安全管理點，降低拉運(yùn)風(fēng)險及運(yùn)行能耗，實現(xiàn)提質(zhì)增效、提升管理水平的目的。因此，實施優(yōu)化改造必要性充分、技術(shù)可行、經(jīng)濟(jì)合理。

采用負(fù)壓閃蒸的原油穩(wěn)定工藝，通過站址選擇，各聯(lián)合站密閉化改造，確定在柳屯油庫新建1座100萬t/a的原油穩(wěn)定系統(tǒng)及輕烴處理系統(tǒng)。

為了加快中原油田地面集輸工程系統(tǒng)優(yōu)化整合[6]，實現(xiàn)油田開發(fā)綠色低碳、能效提升戰(zhàn)略目標(biāo)，應(yīng)在“串、撤、并、分、簡”等5個方面持續(xù)開展工作，即：“串”：單井管線串聯(lián)、功圖計量、常(低)溫輸送；“撤”：基本撤銷計量站，撤銷部分增注站點；“并”：集輸及注回水干支線、油氣水站場優(yōu)化合并；“分”：將預(yù)分水技術(shù)前推到保留的計量站點、完善分級分壓分質(zhì)注水，“簡”：簡化優(yōu)化站場工藝，簡化站場設(shè)施，減少崗位設(shè)置，實現(xiàn)“系統(tǒng)效率、本質(zhì)安全、綠企創(chuàng)建、油田效益”的四個提升。