原油稳定及脱硫工艺应用实践与设计探讨

汤 晟中国石油化工股份有限公司西北油田分公司

原油稳定及脱硫工艺应用实践与设计探讨

汤 晟
中国石油化工股份有限公司西北油田分公司

结合已有的原油负压稳定和气提脱硫工艺，通过工艺评价分析，创新设计负压稳定气提脱硫一体化处理工艺，在同一套装置中实现原油稳定和脱硫“一塔双效”。工业应用实践表明，原油稳定深度较单纯的负压稳定工艺提高10%以上；原油中H2S一次性脱出率90%以上，较气提脱硫工艺提升30%以上。该设计工艺达到了降低油气损耗、减少脱硫剂加注成本、保护环境和降低生产安全风险的目的。

负压原油稳定 气提脱硫 一体化处理

原油在集输处理和储存过程中，较轻组分大量挥发易造成原油损耗和环境污染。原油稳定是通过闪蒸法或分馏法脱除原油中易挥发的轻烃成分(主要是C1～C4)，降低储存温度下的饱和蒸气压，减少原油在储运环节的挥发损失，对于稠油，通常采用负压稳定工艺[1]。若原油中含有H2S，可通过适当的稳定塔优化设计，将溶解在原油中的H2S脱出到气相，避免H2S在后续原油储运环节逸出到大气[2-3]。在降低油气资源损耗的同时，既保护了环境，又降低了后续储运过程中的火险等危害因素，增加了油气储运过程的安全性[4]。通过查阅原油稳定及脱硫工艺近年来的研究成果及文献，针对负压稳定气提脱硫一体化工艺开展的系统研究及应用较少，在原油稳定及脱硫工艺研究的基础上设计并进行现场应用，效果良好。通过对塔顶气气量、塔顶温度、前置空冷器、压缩机和三相分离器等关键环节进行分析，提出了负压稳定气提脱硫一体化工艺设计及管理要点，以期为同类装置的设计、建设及运行管理提供技术支撑。

1 原油稳定及气提脱硫工艺概述

1.1 原油稳定工艺

原油稳定的目的是降低原油蒸发损耗、合理利用油气资源、保护环境以及提高原油在储运过程中的安全性。常见的原油稳定工艺主要包括负压闪蒸稳定、正压稳定、分馏稳定和多级分离稳定等[3]。此外，大罐抽气工艺是国内外原油集输工艺中有效回收油罐烃蒸气、减少油气损耗最常用的技术手段之一，但因其稳定工艺简单、稳定效果不好，近年来该工艺在石油、石化等行业的应用正逐渐减少。

1.2 负压闪蒸稳定工艺

负压闪蒸稳定工艺流程概述：原油经加热、油气进站分离、脱水后，再进入原油负压稳定塔，进行一次闪蒸脱除挥发性轻烃，以达到原油稳定降低损耗的目的。其主要工艺原理流程见图1。

负压闪蒸稳定工艺稳定效果较好，适用于轻组分较少的稠油稳定。因塔顶为负压，无需设置塔底重沸器，其稳定温度较低，对于高矿化度原油的稳定，可以避免因水分蒸发导致的盐堵问题。

1.3 气提脱硫工艺

气提脱硫工艺原理：根据气液相平衡基本原理和传质理论，在一定的工况条件下,当气液之间达到相平衡时,溶质气体在气相中的分压与该气体在液相中的浓度成正比。气体的分压越低，其在液相中的浓度越低。气提气既降低了原油中H2S的分压，又对已分离的轻组分起到一定程度的携带作用，有利于轻组分的脱出。其主要工艺原理流程见图2。

工艺流程描述：进站原油经加热、分离后，含水率较低的原油进入脱硫塔中上部进口，气提干气由塔底中下部进入，在塔内与来自三相分离器的原油逆流接触，塔底出口原油进沉降罐进一步沉降脱水，塔顶气经空冷器冷却至45 ℃以下，进入三相分离器，气相去天然气处理装置，凝液经过脱硫后可生产轻烃和液化气外销。

进脱硫塔气提气为净化干气，可根据含硫原油量、脱硫压力等模拟计算气提气量，如塔三联设计处理含硫原油规模1×104t/d，设计气提气量为5×104m3/d。

为了节能，塔顶气运行压力较高，无需设置增压压缩机，如塔三联气提脱硫装置塔顶运行压力(G)为0.15～0.25 MPa。

2 负压稳定气提脱硫一体化工艺

2.1 工艺原理及流程

负压稳定气提脱硫一体化工艺原理：负压稳定气提脱硫一体化工艺结合了负压稳定和气提脱硫工艺的优点，根据气液相平衡的基本原理和传质速度理论，从塔底进入的干气自下而上流动，与自上而下流动的原油在塔板上逆流接触，由于气相内H2S浓度很低，而液相中H2S浓度高，逸度差促使液相中的H2S进入气相，从而降低了原油中H2S的含量。原油中的轻组分同时也被脱出，达到原油稳定的目的[5]。其主要工艺原理流程见图3。

工艺流程描述：进站油气经加热、分离后，含水率小于5%(w)的原油进入负压稳定气提脱硫塔。塔顶气经冷却后进入负压压缩机增压，增压后的塔顶气经后置空冷器冷却，再进入三相分离器进行分离，气相直接进入天然气处理装置；混烃经脱硫后生产轻烃和液化石油气；凝结水排入站内闭式排放罐。

2.2 现场应用及效果

塔河油田原油稳定及脱硫历经了负压稳定、气提脱硫、负压稳定气提脱硫一体化工艺应用的历程。2012年，塔河油田四号联合站建设工程设计时，在国内首次创新采用负压稳定气提脱硫一体化工艺。该工艺的成功应用，为塔河油田的原油稳定及脱硫工艺发展提供了一种新的思路。

自2013年4月投产至今，塔四联负压稳定气提脱硫一体化装置已连续稳定运行3年多。截至目前，该工艺已在塔河油田推广应用7套，在哈拉哈塘油田推广应用1套。塔河油田已完工投产5套(塔四联、塔二联、YJ2、QG1、顺北处理站)，计划改扩建2套(塔一联、塔三联)。现场应用情况见表1。

现场应用效果(以塔四联为例)：塔四联采取负压气提稳定脱硫工艺，与正压气提脱硫工艺相比，负压工艺效果更好，每处理1×104t原油，仅用气提气量1.0×104m3，较单纯的正压气提脱硫工艺少用约9.0×104m3气提气；原油经负压气提稳定脱硫装置后，H2S质量分数由138 mg/kg降至20 mg/kg以下，脱硫效率近90%，达到了预期的脱硫效果；与同类站场的正压气提脱硫工艺相比，C3～C5收率有大幅度的增加，混烃产量增加3倍以上。

表1 塔河油田负压稳定气提脱硫一体化工艺应用情况统计表Table1 ApplicationstatisticsoftheintegratedprocessofnegativepressurestabilizationandgasstrippingdesulfurizationprocessinTaheOilfield序号站场设计规模/(t·d-1)实际规模/(t·d-1)塔顶压力(G)/kPa混烃产量/(t·d-1)气提气量/(m3·d-1)(0℃、101.325kPa,下同)H2S脱除率,φ/%投产时间1塔四联1000010000-3550500091.52013-042YJ2站300260-254200922015-113塔二联100008000-2535350090.32016-054QG1站10060-281.27092.52016-075顺北站400630-259960902017-01

3 设计要点探讨

3.1 塔顶气量计算

确定塔顶气量，需要综合考虑气提干气用量、原油中的轻组分含量、H2S含量等因素。

(1) 用HYSYS等软件进行模拟计算时，必须对原油组分进行修正。需考虑取样、分析等环节轻组分损耗带来的分析误差。如某装置在设计时未进行组分修正，原设计混烃产量15 t/d，实际产量达35 t/d，导致下游流程再次扩建。

(2) 原油中的H2S含量应进行多次检测，确保检测结果真实可靠。

(3) 气提干气用量确定。用软件进行模拟计算时，除了依据原油组分及H2S含量等检测数据，还需综合考虑设备投资和系统能耗等。

(4) 进塔原油的含水率也是一个重要因素，含水率过高，水蒸气量过大，将影响轻组分的拔出率。

3.2 前置空冷器设计要点

设置前置空冷器的作用，是在进塔原油含水和温度较高时，将塔顶气中的大部分水蒸气冷凝为液态，减少压缩机进气量，合理减小压缩机规模，优化工程投资，降低运行成本。

如塔四联的负压稳定气提脱硫一体化工艺，其塔顶气取样化验结果中水蒸气摩尔分数达0.827 474。在压缩机入口处设置了前置空冷器，前置空冷器出、入口流体数据见表2。

从表2可以看出：塔顶气温度高达81.49 ℃，若直接进入螺杆压缩机进行压缩很不经济；塔顶气经前置空冷器冷却后，大部分水和部分轻烃液化，体积流量由9 176 m3/h降为4 027 m3/h，即压缩机的入口流量降低，降低了压缩机投资。当稳定原油温度及水含量均较低时，可以考虑取消前置空冷器。

表2 前置空冷器进出口数据分析统计表Table2 Statisticalanalysisonimportandexportdataofprepositiveaircooler名称前置空冷器入口前置空冷器出口相态气体混合物气体摩尔分数1.000.31温度/℃81.4958.00压力(A)/kPa6040总摩尔流量/(kmol·h-1)188.27188.27总质量流量/(kg·h-1)4411.304411.30实际气体体积流量/(m3·h-1)9176.164027.42标准气体体积流量/(m3·h-1)4219.871316.28

设计前置空冷器时还需注意：①选材时应注意原油中H2S和CO2含量；②设计时需控制进出口压降，一般不超过10 kPa；③电机需设置变频控制，以方便调节；④在沙漠、戈壁等夏季较炎热环境使用时，还需适当放大富裕量，通常建议将换热面积放大50%以上。

3.3 压缩机选型

采用原油负压气提稳定脱硫一体化工艺，抽气压缩机组是关键设备。因所抽气为湿气，推荐抽气压缩机采用可带液的“无油”螺杆压缩机[6]。该压缩机的阴阳转子之间在啮合时不相互接触，转子之间没有摩擦，无需润滑。气体在被压缩过程中，完全不与轴承腔的润滑油接触，轴承腔和压缩腔之间设有严密可靠的轴封。该螺杆压缩机组具有如下特点：

(1) 具有多相混输能力。可直接输送气液两相混合流体，而不必在压缩机入口设置任何分离设备。

(2) 承受入口压力波动的能力大。入口压力(G)可在-60～50 kPa范围内波动。

(3) 变频流量调节范围大。可满足流量在20%～120%的高效调节。

(4) 单级压比大。单级压比可达到11，该抽气系统一级就完成了压力(G)从-60 kPa到0.35 MPa的抽气压缩。

塔四联、塔二联等站场的应用实践表明，在负压稳定气提脱硫一体化工艺中，选用“无油”螺杆压缩机组简化了工艺流程，机组运行稳定，维护简便，维修费用较低。

3.4 压缩机出口三相分离器与空冷器设计要点

稳定凝液经压缩机出口三相分离器进行油、气、水三相分离，其分离后的液态混烃可能要到下游的分馏单元处理，生产轻烃和液化气以增加销售效益。为保证分离脱水效果，必须有足够的停留时间，在三相分离器底部设置集水包，确保分离彻底，避免水被带入下游分馏单元，引起不必要的麻烦。

压缩机出口空冷器应高于三相分离器，空冷器至三相分离器管线应设置一定坡度，建议不小于5‰，以保证空冷器冷却后的液相能自然流向分离器，避免压缩机出口管线积液形成液柱压力，导致压缩机因出口超压而停机。

3.5 稳定温度确定

含盐量是确定原油稳定温度的重要因素。在确定稳定温度时，在SY/T 0069-2008《原油稳定设计规范》的5.1.3 b)中虽明确要录取含盐量的数据，但并未明确设计时应如何处理含盐量与稳定温度的关系。塔河油田地层水矿化度达到10×104～30×104mg/L，金属离子含量较高，主要为Ca2+、Mg2+，总质量浓度高达12 000 mg/L，Cl-含量高，属于CaCl2水型。塔河油田应用实践表明，原油正压稳定工艺中塔顶压力(G)为0.10～0.25 MPa，塔底温度>100 ℃，因水分蒸发盐结晶析出，在重沸器管束及出口管线经常发生盐堵。经常盐堵及频繁操作清水洗盐流程，显著增加了管束腐蚀穿孔风险，必须予以高度重视。因此，在高含盐时需综合分析论证稳定方式，如采用微正压或负压稳定，可以实现在较低温度下的原油稳定[6-7]。

4 结 语

综上所述，塔河油田原油负压稳定气提脱硫一体化工艺集中了原油负压稳定和气提法脱硫工艺的优点，在同一套装置中实现了原油稳定和脱硫“一塔双效”。在设计要点方面总结如下：

(1) 设计采用无油螺杆压缩机组，简化了工艺流程，降低了工程投资及脱硫剂加注等运行成本，具有较好的经济效益和环保效益，在同类装置中推广应用潜力较好。

(2) 设计前置空冷器，减少了水蒸气量，有效降低了进入压缩机的塔顶气量，有利于选择较低排量的压缩机，但需考虑空冷器的压降。

(3) 后置空冷器、三相分离器及其进出口管线应设计一定坡度，管线坡度建议不小于5‰，避免因压缩机出口管线出现液柱压力导致压缩机超压保护停机。

(4) 与正压气提脱硫工艺相比，该工艺脱硫效果更好，减少脱硫剂加注量而降低了成本；气提气量减少90%，显著减少了重复处理量，有利于装置节能；混烃产量显著增加，可以提高经济效益。

(5) 对于高矿化度、高含硫的含水原油，若选择负压气提稳定脱硫工艺，可以在较低温度下达到较好的原油稳定和脱硫效果，因不设置塔底重沸器而降低盐堵风险[7-8]。

[1] 王娅婷, 李佳, 王琳, 等. 负压闪蒸原油稳定工艺的模拟与运行参数优化[J]. 石油与天然气化工, 2015, 44(2): 18-21.

[2] 大庆油工程有限公司. 油气集输设计规范: GB 50350-2005[S]. 北京: 中国计划出版社, 2005.

[3] 中国石化集团河南石油勘探局勘察设计研究院. 原油稳定设计规范: SY/T 0069-2008[S]. 北京: 石油工业出版社, 2008.

[4] 冯叔初, 郭揆常. 油气集输与矿场加工[M]. 2版. 东营: 中国石油大学出版社, 2006.

[5] 袁斌, 杨志勇, 汤晟, 等. 一种负压气提脱硫装置: 201320444562.6[P]. 2014-02-26.

[6] 邢子文. 螺杆压缩机-理论、设计及应用[M]. 北京: 机械工业出版社, 2000.

[7] 汤晟, 韩霞, 杨伟, 等. 塔河油田凝析油稳定工艺技术改造及效果评价[J]. 新疆石油地质(增刊), 2010, 31(9): 112-114.

[8] 蒋勇, 汤晟, 杨伟, 等. 塔河油田凝析油微正压稳定工艺技术改造[J]. 油气田地面工程, 2011, 30(3): 50-52.

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

汤晟(1974-)，男，四川南充人，中国石化西北油田分公司地面工程设计专家，1999年毕业于中国石油大学油气储运工程专业，主要从事油气田地面工程规划设计、建设与运行等技术管理工作。E-mail：sheng_969@126.com

TE624.1

B

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.001

2016-10-11；编辑：温冬云