羅煥 王建偉（大港油田分公司采油工藝研究院）

目前國內(nèi)最常用的原油處理工藝是原油經(jīng)兩相分離器進(jìn)行氣液分離后，油、水混合物進(jìn)入原油重力沉降罐進(jìn)行沉降脫水[1-2]，原油沉降罐多數(shù)為拱頂罐，在生產(chǎn)運(yùn)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(shí)，通過呼吸閥開關(guān)動(dòng)作維持罐內(nèi)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(fèi)。同時(shí)原油沉降罐內(nèi)溶解氣隨原油進(jìn)入低含水油儲罐，低含水油儲罐大多數(shù)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(jìn)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(chǎn)。

由于烴蒸汽密度比空氣密度大，容易在油罐區(qū)內(nèi)聚集，給站場的人員健康和生產(chǎn)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(fèi)和安全隱患問題，有必要進(jìn)行拱頂罐罐頂氣回收技術(shù)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(lián)合站安全平穩(wěn)運(yùn)行[5-6]。

1 聯(lián)合站儲罐運(yùn)行現(xiàn)狀及存在問題

1.1 聯(lián)合站儲罐運(yùn)行現(xiàn)狀

油田聯(lián)合站脫水系統(tǒng)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(xué)脫水器。

拱頂罐罐頂配套有呼吸閥和安全閥，呼吸閥設(shè)定壓力為1 765 Pa，液壓安全閥設(shè)定壓力為1 911 Pa。目前聯(lián)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(chǎn)運(yùn)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(nèi)的氣體空間壓力不斷變化，導(dǎo)致呼吸閥開啟，使混合氣體不斷排出，空氣又不斷進(jìn)入罐內(nèi)，形成“大呼吸損耗”和“小呼吸損耗”。儲罐中油氣呼吸損耗會(huì)導(dǎo)致油品蒸發(fā)，降低油品質(zhì)量，造成經(jīng)濟(jì)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(yùn)過程中普遍存在的，而聯(lián)合站內(nèi)的儲罐呼吸損耗最為典型。根據(jù)SH/T 3002—2019《石油庫節(jié)能設(shè)計(jì)導(dǎo)則》規(guī)范，對于拱頂罐大、小呼吸損耗有相關(guān)的理論計(jì)算公式，但是利用公式計(jì)算具有較大的局限性，通常還是以實(shí)際檢測數(shù)據(jù)作為損耗量較為準(zhǔn)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(jìn)行實(shí)地取樣檢測化驗(yàn)，從罐頂呼吸閥進(jìn)行密閉取樣，在實(shí)驗(yàn)室采用氣相色譜法檢測分析，依據(jù)SY/T 5267—2009《油田原油損耗的測定》標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行計(jì)算，得到拱頂罐呼吸損耗檢測數(shù)據(jù)見表1。

表1 拱頂罐呼吸損耗檢測數(shù)據(jù)

根據(jù)大罐呼吸損耗檢測數(shù)據(jù)，部分儲罐呼吸閥呼出氣量較大，一方面會(huì)造成較大的油氣損失、減少經(jīng)濟(jì)效益，另一方面也會(huì)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(chǎn)的角度出發(fā)，需要對這部分天然氣進(jìn)行回收。同時(shí)根據(jù)GB 31570—2015《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》中對大氣污染物排放控制指標(biāo)的要求，也亟需對儲罐揮發(fā)性有機(jī)物排放進(jìn)行治理，切實(shí)改善大氣環(huán)境。

2 罐頂氣回收技術(shù)方案

國內(nèi)油田聯(lián)合站主要采用的罐頂氣回收工藝是大罐抽氣技術(shù)，大罐抽氣技術(shù)是將原油儲罐中揮發(fā)的輕組分進(jìn)行收集、壓縮再輸送到已建天然氣處理系統(tǒng)，以達(dá)到節(jié)約能源、防止空氣污染、實(shí)現(xiàn)原油密閉集輸?shù)哪康腫7-8]。

在石油石化行業(yè)中應(yīng)用較為普遍的大罐抽氣工藝是皮囊穩(wěn)壓、壓縮機(jī)抽氣裝置，但是該裝置設(shè)備較多，結(jié)構(gòu)復(fù)雜；皮囊使用周期較短，后期運(yùn)行維護(hù)復(fù)雜；對于低流量和氣液共存工況適應(yīng)性較差[9-10]。經(jīng)調(diào)研，活塞氣液抽吸大罐抽氣裝置運(yùn)行效果較好，撬裝集成安裝方便，收氣運(yùn)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(yùn)行，避免應(yīng)用壓縮機(jī)采用回流循環(huán)運(yùn)行造成的能耗浪費(fèi)問題；同時(shí)能夠適應(yīng)氣中攜液的情況，消除了壓縮機(jī)帶液運(yùn)行的風(fēng)險(xiǎn)。

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(jìn)行自動(dòng)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(yùn)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(jīng)過增壓后就近接入站內(nèi)氣系統(tǒng)管線；裝置采用自動(dòng)控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)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(lián)合站為例進(jìn)行大罐抽氣配套工藝研究，裝置布置見圖2。其他各聯(lián)合站可根據(jù)儲罐呼吸損耗量進(jìn)行配套。該聯(lián)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(cè)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(cè)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(tǒng)，根據(jù)大罐呼吸損耗氣量實(shí)際檢測數(shù)據(jù)，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(tǒng)。分別從拱頂罐罐頂通光孔連接集氣管線，西側(cè)5 具儲罐集氣支線匯合在一起，東側(cè)2 具儲罐集氣支線匯合在一起，東西兩側(cè)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(shè)，進(jìn)入大罐抽氣裝置。裝置布置在緩沖罐南側(cè)，滿足安全距離規(guī)范要求，氣體經(jīng)增壓后就近接入分離緩沖罐氣出口管線，與站內(nèi)分離出來的天然氣一起進(jìn)入天然氣凈化裝置進(jìn)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(gè)大罐頂部設(shè)置微差壓變送器，聯(lián)鎖控制大罐抽氣裝置，裝置的運(yùn)行根據(jù)裝置進(jìn)口安裝的微差壓變送器的壓力信號，當(dāng)達(dá)到設(shè)定壓力時(shí)，PLC 自動(dòng)控制變頻器運(yùn)行。當(dāng)油罐氣量減少至壓力降至設(shè)定下限時(shí)自動(dòng)停止抽氣，如果壓力持續(xù)下降至下限報(bào)警值時(shí)，二次強(qiáng)制保護(hù)系統(tǒng)自動(dòng)動(dòng)作，停止裝置運(yùn)行并報(bào)警提示。當(dāng)罐內(nèi)壓力因儲油罐液位持續(xù)下降補(bǔ)氣平衡閥自動(dòng)打開，進(jìn)行補(bǔ)氣，當(dāng)壓力回升至啟動(dòng)值時(shí)，系統(tǒng)重新自動(dòng)啟動(dòng)，開始抽氣運(yùn)行。

2）補(bǔ)氣系統(tǒng)。在活塞氣液抽吸裝置入口主管線上設(shè)置補(bǔ)氣閥組，當(dāng)入口壓力低于295 Pa時(shí)，裝置停止抽氣，打開補(bǔ)氣閥組為大罐補(bǔ)氣，補(bǔ)氣氣源來自站內(nèi)天燃?xì)庀到y(tǒng)。

3）控制系統(tǒng)。為保證安全生產(chǎn)，罐頂設(shè)置微差壓變送器，大罐抽氣裝置自帶控制系統(tǒng)，采用變頻控制方式，通過壓力信號調(diào)節(jié)抽氣裝置轉(zhuǎn)速，實(shí)現(xiàn)連鎖控制。為了增加系統(tǒng)的安全性和可靠性，在裝置入口也配置微差壓變送器進(jìn)行二次保護(hù)。同時(shí)大罐抽氣裝置可預(yù)留接口與站內(nèi)通訊光纜連接，將數(shù)據(jù)信號傳輸至聯(lián)合站中控室，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程監(jiān)控。

4）可燃?xì)怏w泄漏檢測與報(bào)警系統(tǒng)。為了保證站場內(nèi)安全，罐區(qū)和工藝設(shè)備區(qū)等可能有可燃?xì)怏w泄漏的地方設(shè)置可燃?xì)怏w泄漏檢測裝置，報(bào)警信號上傳至站內(nèi)控制系統(tǒng)。

3 節(jié)能效益預(yù)測

1）經(jīng)濟(jì)效益預(yù)測。根據(jù)前述表1 中大罐呼吸損耗氣檢測數(shù)據(jù)，油田聯(lián)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(chǎn)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(yùn)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(jīng)濟(jì)效益。

2）社會(huì)效益分析。聯(lián)合站拱頂罐配套大罐抽氣裝置后不僅可以消除因?yàn)樘烊粴馀欧女a(chǎn)生的環(huán)保安全隱患，保證聯(lián)合站安全平穩(wěn)生產(chǎn)。同時(shí)儲罐生產(chǎn)運(yùn)行過程中產(chǎn)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(huì)效益。

4 結(jié)論

活塞式氣液抽氣裝置結(jié)構(gòu)緊湊、運(yùn)行維護(hù)方便、收氣運(yùn)行范圍較寬、適應(yīng)氣液共存工況，應(yīng)用在油田聯(lián)合站罐頂氣回收運(yùn)行更為穩(wěn)定可靠；采用自動(dòng)化變頻控制，在一定程度上節(jié)約了能耗以及現(xiàn)場人工管理。通過該大罐抽氣技術(shù)的應(yīng)用，將有效解決聯(lián)合站拱頂罐罐頂氣回收和油氣密閉集輸?shù)膯栴}，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。