喇一負壓原油穩定系統改造分析研究

劉天元，葉志敏，張 浩

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喇一負壓原油穩定系統改造分析研究

劉天元1，葉志敏2，張 浩1

（1. 東北石油大學， 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負壓原穩裝置，是大慶六廠地區重要的產能裝置，由于原油組分變貧、壓縮機效率偏低、加熱率控制系統不穩定等原因，目前該裝置輕烴產量偏低。本文通過對該裝置存在的問題進行分析，提出了合理的裝置改造方案，為天然氣分公司的輕烴上產工作做出了積極探索。

天然氣分公司；負壓原穩裝置；改造方案；輕烴上產

喇一負壓原油穩定系統是天然氣分公司六廠地區主要產能裝置之一，緊鄰采油六廠一礦喇一聯合站。喇一原穩于1985年投產，2006年7月進行老區改造，更換了緩沖罐、三相分離器和壓縮機后水冷器，新建了立式原油加熱爐和原油穩定塔等主要設備。2009年10月輕烴罐更換為3臺30立輕烴儲罐，輕烴外輸系統在2011年11月改造投用。喇一負壓原穩裝置采用螺桿壓縮機抽負壓工藝，設計穩定壓力-0.05 MPa，原油出加熱溫度70 ℃。裝置設計年處理原油350萬t，操作彈性80%～120%；設計年生產輕烴7 700 t，設計輕烴收率22 t/萬t原油；不凝氣345萬m3/a[1]。

1 裝置運行現狀

1.1 工藝現狀

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

1.2 運行現狀

2009-2011年喇一原油穩定裝置由于負壓壓縮機故障頻繁，裝置運行時率低，來油量（425～433）×104t/a，實際穩定原油量（239～272）×104t/a，喇嘛甸油田原油穩定率56%～62.8%，輕烴產量（0.359～0.552）×104t/a，輕烴收率0.15%～0.20%(w)。

2 適應性分析及存在問題

2.1 適應性分析

根據采油六廠提供的最新油量預測，2013-2015年采油六廠的年產油量將達到430×104t/a，原油穩定裝置的年運行時間8 000 h，喇一原油穩定裝置規模350×104t/a，裝置負荷率98%～112%，在2020年前裝置負荷率在100%以上（表1-3）。

表1 喇一負壓原油穩定裝置主要工藝設備表

表2 2009-2011年喇一原油穩定裝置運行參數表

表3 喇一原油穩定裝置負荷率表

2.2 存在主要問題

2.2.1 負壓壓縮機故障多

200H165螺桿壓縮機1987年投產，已運行25年，轉子和殼體腐蝕老化嚴重，轉子與殼體徑向間隙73道，大于正常徑向間隙20道，2009年更換了該壓縮機的轉子，轉子與殼體徑向間隙為70道左右，仍大于正常值，致使壓縮機效率較低。負壓壓縮機為原油穩定裝置的關鍵設備，運行可靠性直接影響原油穩定裝置運行平穩性和輕烴收率，2009-2012年喇一原油穩定裝置因壓縮機故障，原油穩定裝置累計停機7次，是導致該地區原油穩定率低的主要原因[3]。

2.2.2 原油泵老化嚴重

喇一站共有六臺原油泵是利舊設備，三臺97年生產的穩前泵（SJ200-150)，三臺83年生產的穩后泵（8SH-9)，六臺原油泵排量均為288 m3/h。由于長年運行，原油泵老化嚴重，密封性差滲漏嚴重，機體振動大。且機泵廠家已不生產配件，維修難度大，故障率高。目前，為了保障安全生產，原油泵運行采取一開兩備運行方式，油泵的處理能力，嚴重限制了裝置原油穩定率、輕烴產能的進一步提高。

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，當原油處理量波動較大時，會發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。每次發生此類情況時，需要操作工反復調整各個支路的控制閥門，使各個支路重新達到流量平衡，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，在操作上已經達到控制精度的高限。

2.2.4 原油換熱器換熱效率低

礦區內礦體或礦化體嚴格受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內經歷了多期次構造、巖漿活動有關，構造運動導致巖石受應力作用強弱不同，巖石脆性變形和巖石孔隙度不同，形成規模各異構造帶，而巖漿活動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、分支復合部位)富集形成礦體。

3臺原油換熱器，換熱面積1 300 m2，其中2臺投產時間1998年，單臺換熱面積340 m2，1臺投產時間2007年，換熱面積620 m2，2臺340 m2換熱器串聯后與1臺620 m2換熱器并聯運行。穩前油換熱后出口溫度49 ℃，比設計值54 ℃，低5 ℃，穩后油運行溫降4 ℃，比設計溫降12 ℃，低8 ℃。穩前油溫升和穩后油溫降均未達到設計值，增加了加熱爐的負荷。

3 原穩裝置調整改造方案

3.1 工藝流程簡介

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

3.2 產品方案

（1）不凝氣：溫度 40 ℃

壓力0.40 MPa（a）

不凝氣產量 0.17×104m3/d

（2）輕烴：溫度 40 ℃

輕烴收率 0.943%（w）

輕烴產量111.1 t/d

（3）穩后原油：溫度 60 ℃

（4）55℃時的飽和蒸汽壓力0.031 MPa（a）

（5）API度30.34。

3.3 主要工藝設備及管道能力核實

3.3.1 主要工藝設備能力核實

按照原油穩定裝置擴建到400×104t/a規模，對原已建設備進行核實。

（1）穩前、穩后油泵的設計參數不滿足擴建規模的要求，另外原泵已運行15 a、27 a，泵老化嚴重，本次規劃擬對其進行更換。

（2）擴建規模后原油緩沖罐緩沖時間為40 min，滿足要求。

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

（4）原油加熱爐功率7.0 MW，經核算，不能滿足擴建后微正壓工藝的要求，另外加熱爐的4個火嘴的兩個火嘴易出現自動熄火的問題，本次擬對加熱爐進行更換，經計算更換為8.0 MW的加熱爐。

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

烴儲罐不能滿足輕烴儲存要求，需擴建輕烴儲罐。微正壓原穩產烴量136 m3/d，根據《油氣集輸設計規范》GB50350-2005的相關規定，存儲天數按2天考慮，需要3座150 m3輕烴儲罐。

（6）已建2臺ZW-6/7空壓機能滿足儀表風的要求，由于空壓機存在排出氣含油等問題，本次擬對空壓機進行更換[5]。

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

3.3.2 管道能力核實

（1）輕烴管道

喇一輕烴輸送至喇二淺冷輕烴罐區，喇一原穩輕烴和喇二淺冷輕烴經喇二輕烴管道輸至北壓，經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，起點壓力1.6 MPa，輸送能力18 m3/h，微正壓產烴量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烴量輸送的要求。

（2）不凝氣管道

喇一原油穩定裝置不凝氣經氣管道Φ114×4-1.6 MPa-0.3 km與喇一聯濕氣匯合，通過喇一聯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，經核實已建不凝氣管道能夠滿足要求。

（3）燃料氣管道

喇一原油穩定裝置燃料氣來自喇二淺冷裝置至喇一聯返輸氣，喇二淺冷裝置至喇一聯已建返輸氣管道Φ325×7-1.6 MPa-6.5 km，輸氣能力60×104m3/d（起點壓力0.8 MPa），喇一原油穩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（起點壓力0.68 MPa），喇一原油穩定裝置總用氣量3.0×104m3/d，經核實已建燃料氣管道能夠滿足要求。

4 結束語

通過本文的分析，天然氣分公司喇一負壓原穩裝置具有改造為微正壓原穩的技術條件，微正壓原穩將能解決負壓原穩運行過程中存在的一些無法解決的問題，輕烴產量和采收率將明顯提高。從目前油田開發的趨勢分析，微正壓原穩技術將會有更大的發展前景，通過不斷的裝置優化，和因地制宜的改造，喇一的產量將會不斷提高，為天然氣分公司的發展做出新的貢獻，同時，喇一的改造為今后原穩裝置的改造工作積累了有益的經驗。

［1］ 丁建成，唐玲. 負壓原油穩定裝置原理與操作[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:石油工業出版社，2001.

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

［4］ 林存瑛. 天然氣礦場集輸[M]. 北京：石油工業出版社，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：油氣儲運。E-mail：353611445@qq.com。