提高油田伴生氣處理精餾段產品質量與收率的嘗試

王 旋 ，黃愛民 ，林 剛 ，蘭瑞芳

1.中國石化江蘇油田分公司試采一廠 （江蘇 揚州 225009）

2.中國石化江蘇油田分公司工程院 （江蘇 揚州 225009）

3.中國石化江蘇油田分公司物資供銷處 （江蘇 揚州 225009）

真武天然氣集中處理站是中國石化江蘇油田分公司（以下簡稱江蘇油田）唯一集天然氣加工、輕烴處理、天然氣集輸于一體的單位，主要工藝裝置有天然氣處理和精餾裝置。天然氣處理裝置主要處理油田伴生氣,處理氣量20 000m3/d,生產液化氣和輕油。精餾裝置采用帶壓連續精餾的方法，主要生產丁烷發泡劑和溶劑油等下游產品，生產能力達5 000t/a。通過對DCS（集散控制系統）的改造，實現了全站生產參數的動態監控、達到了生產過程優化運行、改善了天然氣集中處理站傳統的運行方式、提高了站庫的安全生產和運行質量。

1 生產工藝流程

江蘇油田站內生產工藝如圖1所示，外來伴生氣經過分離器分離出水和雜質后，進入天然氣壓縮機增壓至1.70MPa，再經過水冷換熱器以及氨蒸發器換冷至-25～30℃,進入三相分離器分離出輕烴混合液及甘醇水溶液，甘醇水溶液通過調節閥排入甘醇再生塔再生后循環使用，分離出的氣體與脫乙烷塔頂部出來的干氣直接外輸至各用戶[1]。液烴進入進料緩沖罐后經調節閥調節平穩進入脫乙烷塔，在塔頂脫出乙烷等不凝組分，塔底的液烴經過調節閥減壓后進入輕油穩定塔進行穩定，分別從塔頂和塔底獲得液化氣和輕質油。液化氣和輕質油經過水冷后分別壓入儲罐，液化氣經過葉片泵增壓后裝車外運，輕質油則作為精餾裝置的原料，經過7個精餾塔的分餾后，生產出噴霧劑（主要成分丙烷、丁烷）、丁烷發泡劑、正異戊烷、石油醚、90號溶劑油、120號溶劑油和工業汽油等多種烷烴產品。

圖1 氣站生產工藝流程示意圖

精餾段生產工藝如圖2所示，原料經過柱塞泵進入噴霧劑精餾塔C201中部進行分餾，頂部出噴霧劑進入產品罐，底部的輕烴進入丁烷精餾塔C202進行分餾，頂部產品丁烷進入產品罐，底部的輕烴進入戊烷精餾塔C203進行分餾，頂部的戊烷進入C204正異戊烷分餾塔，頂部出異戊烷進入產品罐，底部正戊烷進入產品罐，C203底部的輕烴進入C205石油醚精餾塔進行分餾，頂部產品石油醚進入產品罐，底部輕烴進入90號溶劑油精餾塔C206，頂部出90號溶劑油，底部進入120號溶劑油精餾塔C207，頂部出120號溶劑油，底部出工業汽油進入工業汽油罐[2]。

圖2 精餾系統流程示意圖

2 存在問題與原因分析

精餾塔烷烴產品的初、終餾點是否合格，是下游產品參數調整的主要參考指標。具體指標見表1。

在精餾產品的生產過程中，產品組分與塔的壓力、塔底液位、塔底溫度、塔頂回流溫度具有相互的關聯關系。這些參數控制是否平穩直接影響到烷烴產品的質量[3]。

2.1 精餾段主要存在的問題

1）由于手動控制導致精餾裝置操作參數不平穩，壓力波動大，液位來不及排出，容易滿塔。

2）各級精餾段產品產出率忽高忽低，波動較大。

3）下游產品90號、120號溶劑油質量較差。

2.2 直接原因分析

精餾塔壓力調節閥和液位調節閥設定值不能滿足工藝需要，造成塔頂壓力保不住，塔底液位排不出去的情況。

由于操作參數的不平穩，有時需要人工進行手動旁通排液，當排液過快時，容易使石油醚產品形成泡沫夾帶，直接導致產品質量不合格。

2.3 根本原因分析

調節閥的Kv值是閥的流量系數，它反映了調節閥通過流體的能力，也就是調節閥的容量。調節閥的流通能力直接反映調節閥的容量，是設計與使用部門選用調節閥的主要參數。調節閥的流通面積與流速、流量有著直接關系，而流速與流量是相互依存的兩個量。當流量一定時，流速大，流道面積便可小些；流速小，流道面積就可以大些。

精餾段產品問題根本原因分析如下：

1）石油醚精餾塔的最大處理量約為7.9m3/h，塔頂壓力調節閥目前的Kv值是6.3，需要16m3/h的處理量才能滿足。塔底液位調節閥的Kv值是2.0，無法滿足近9.1m3/h的處理量。瞬時高液位來不及排出，經常需要操作工去現場用旁通手動操作，很容易出現滿塔現象，同時也直接增加了現場工人的勞動強度。

2）目前使用的調節閥流量特性是等百分比型，而不是快開型，這將導致塔頂調節閥在逐漸開的過程中，少量不合格產品從塔頂排出。工作人員只能在DCS系統中人為將調節閥的開度修改在30%～100%（該閥是氣關閥，0%為全開，100%為全關）大大限制了調節閥的線性，造成壓力控制很不穩定。

表1 精餾產品指標

3 改進措施

3.1 解決思路

根據現場情況和需要確定實際匹配的Kv值，同時增加DCS控制系統優化精餾裝置的控制方式。

3.2 計算確定調節閥的正確Kv值

通過現場資料錄取得到：

塔頂壓力調節閥：Qmax≈7.9m3/h，ΔP≈(4.5～0.6)kgf/cm2，r=0.65

塔底液位調節閥：Qmax≈9.1m3/h，ΔP≈(5.5～1.9)kgf/cm2，r=0.69

計算公式：

式中：Q為流量；ΔP為閥前后差壓值；r為介質比重。

計算后得出：石油醚頂部壓力調節閥Kv值由原來的6.3變為4.0；塔底液位調節閥Kv值由原來的2.0變為3.2。

通過對石油醚精餾塔頂部壓力調節閥與底部液位調節閥閥芯進行多次計算，確定了調節閥的型號，對石油醚精餾塔兩臺調節閥進行優化改進。將塔頂壓力調節閥更換為Kv值為4.0的閥，對塔底液位調節閥更換閥芯閥座，Kv值由2.0調整為3.2。將DCS系統中人為修改的壓力調節閥開度改回0%～100%的正常開度，使壓力調節閥的線性得到改善，壓力控制的穩定性得到了保證，確保了石油醚精餾塔參數的平穩控制[4]。

3.3 優化精餾裝置的控制方式

改造前精餾裝置參數有異常時，需要流程崗工作人員用對講機匯報后，精餾塔操作人員再去現場進行調節，操作的及時性不夠，影響安全生產。為了提高精餾塔的控制水平，確保產品質量，選擇在精餾崗增加了DCS控制系統的客戶端，運用基于網絡的遠程應用技術，將服務器中的控制參數（壓力、溫度、液位）準確的傳輸到客戶端控制系統中，實現生產過程壓力、溫度、液位檢測、就地顯示及信號遠傳，使生產參數可實時異地監測，實現整個系統的狀態監視、控制操作、數據采集等功能。操作人員可以及時掌握該裝置的生產參數，及時調整，避免了流程崗遠程遙控的延時，優化了精餾裝置的控制方式[5]。

3.4 提高精餾產品化驗精度

為提高精餾塔產品化驗的精度，對1102色譜儀的色譜柱、參比柱進行更換，該色譜儀在使用中出現峰值不清，C4以下組分要憑經驗推測峰面積的現象。更換色譜柱、參比柱、清洗檢測器后，可準確化驗出戊烷中C2-C5的含量，提高了化驗精度，更準確地了解精餾塔產品的各項指標，根據指標合理調整塔的控制參數。

3.5 取得效果

精餾系統改造優化后，輔以先進的DCS集散控制方式與色譜儀準確化驗參數的把關，不僅石油醚精餾塔的參數控制平穩，同時下游的90號溶劑油塔和120號溶劑油塔的參數均可以得到優化控制。塔底液位不再需要用旁通去現場手動操作，不會出現來不及排液造成的滿塔現象，實現了各塔之間的自動化平穩控制，確保了安全生產，使得石油醚及其后端產品質量較以往有了很大提高。

4 結論

通過計算確定調節閥需要的Kv值，更換為符合生產工藝的調節閥，滿足現場需要，增加了DCS控制系統優化精餾裝置的控制方式，更換色譜柱、參比柱，提高產品檢測精度，極大提高產品收率及產品合格率，同時降低現場工人的勞動強度。

總體來看改造后，徹底解決了石油醚精餾塔參數的控制不平穩的問題，同時下游90號溶劑油塔、120號溶劑油塔的參數均得到了優化。烷烴產品合格率達到要求，避免了產品打回原料罐重新生產工序的發生。降低了能耗，每年可節約能耗成本6萬多元，有效地提高了精餾裝置的經濟效益。

[1]孫祖嶺,劉志華,孫金瑜,等.輕烴裝置操作工[M].北京：石油工業出版社，2004.

[2]施引萱,王丹,劉源泉.儀表維修工[M].北京：化學工業出版社,2005.

[3]張宏麗,周長麗,閆志謙，等.化工原理[M].北京：化學工業出版社,2006.

[4]陳賡良，唐蒙，羅勤.天然氣分析測試技術及標準化[M].北京：石油工業出版社，2000.

[5]常宏崗，羅勤，陳賡良.天然氣質量管理與能量計量[M].北京：石油工業出版社，2008.