稳定系统加工海上轻质凝析油的实现及优化

陈继珍，贾中堂，黎祖芳(.中海石油葫芦岛精细化工有限责任公司，辽宁 葫芦岛 5000；.中海油能源发展股份有限公司销售服务分公司，天津 30045)

0 引言

凝析油是指从凝析气田的天然气中凝析出来的液相组分，是优质的石油资源。上游某终端处理厂生产的凝析油来自海上油气田，为天然气伴生轻质凝析油，产量达50～70 t/d，此油品馏程为22～110 ℃(ASTM D86)，密度662.1 kg/m3，其中碳四及以上含量15.26 %(v/v)，干蒸汽压15.65 psi。由于该油品碳三和碳四组分含量高，常压内浮顶罐储存和槽车运输均有一定的安全隐患，须使用压力罐，下游客户以此进行降价，削弱了市场竞争力，造成处理厂库存紧张。为做好上游油气田配套服务，缓解终端处理厂库存压力，对公司现有装置进行技术改造，启用常压蒸馏装置中的稳定系统，处理此轻质凝析油，从此凝析油中分离出液化石油气，降低轻质凝析油蒸气压，满足油品常压罐存储条件，提高油品议价力度，使产品顺利外销。

1 稳定系统介绍

1.1 系统概况

公司现有一套凝析油常压蒸馏装置，设计加工能力22万吨/年(按8 000 h计)，装置由原料换热系统、电脱盐、初馏、常压和稳定系统组成，主要产品有液化石油气、稳底油、常顶油、油漆及清洗用溶剂油、2号燃料油、4号燃料油和7号燃料油。

稳定系统是常压蒸馏的一部分，由稳定塔(T-1)、塔顶冷却器(E-1A/B)、塔底再沸器(E-2)、稳底冷却器(E-3A/B)、进料换热器(E-4、E-5A/B)、供料泵(P-1)、回流泵(P-2)及工艺管线组成。主要功能是处理来自初馏塔顶的初顶油组分，通过精馏从初顶油中分离出液化石油气和不凝气。

1.2 工艺流程

来自初馏塔顶回流泵P-1A/B的初顶油进入稳定进料预热器E-4A/B与稳底油换热，预热后进入稳定进料加热器E-5A/B与常二线油换热热到114 ℃，然后进入稳定塔T-1。稳定塔顶油气(73 ℃)经稳定塔顶冷却器E-1 A/B冷却至40 ℃以下后进入产品回流罐D-1，后经稳定塔顶回流泵P-2A/B抽出后，一部分返塔做回流，一部分作为液化石油气产品出装置。不凝气直接进入加热炉燃料气或气体回收系统。稳定塔通过E-2利用常一中热源加热，稳定塔底油(120 ℃)自流出塔，去预热器E-4换热后，经稳底油冷却器E-3A/B用循环水冷却至40 ℃以下，稳底油出装置至罐区。

2 可行性分析

2.1 原料性质分析

通过表1数据分析，终端轻质凝析油和原设计初顶油油品相比较，轻质凝析油油品馏程初馏点低8 ℃，密度略有降低，碳四及以下轻质组分含量增大5 %，硫含量在指标范围内。对比发现两油品最大的差别是油品轻质组分，轻质组分主要组分是乙烷、丙烷和丁烷，轻质组分的增加将提高了稳定塔上部精馏段气液相负荷，故生产的关键点就是稳定塔能否满足处理轻质组分的要求。

表1 油品性质比较

2.2 处理能力分析

根据原料性质分析结果，以下对稳定塔及相关设备能否处理轻质凝析油进行分析：

2009年对常压蒸馏装置进行标定[1]，标定包括稳定系统。标定分为常压蒸馏装置加工量10万吨/年、12万吨/年和14.5万吨/年3个标段，分别是装置负荷的80%、100%和120 %。常压装置80%至120%负荷区间运行过程中，稳定塔进料2 529.7kg/h至3 609 kg /h。稳定塔最大处理量3 609 kg/h时，液化石油气产品量400 kg/h，塔顶操作温度65 ℃，塔底温度127 ℃，进料温度114 ℃，操作压力0.85 MPa，塔顶回流量1 400 kg/h，回流比为4.6，稳定塔操作参数正常。最大气相负荷3.79 m3/h，最大液相负荷8.64 m3/h，塔水力学数据、泛点和填料压降在规定范围内[2]。处理上游轻质凝析油，两种油品性质相近，上游平均产量60 t/d，处理量为2 500 kg/h，轻质组分含量400 kg/h，与标定时最大处理量时的轻质组分量相符，稳定塔处理能力满足要求。

原料从罐区至装置区长距离供料，并且入塔压头较高，所以采用两级供料，一级由装车泵(P-3)供料至初顶回流泵(P-1A/B)，二级P-1A/B升压至0.9 MPa后进入稳定塔。系统使用装车泵(P-3)和初顶回流泵(P-1A/B)，原设计均是大流量泵，作为轻质凝析油供料泵，机泵使用效率相对较低，在后续生产中进行优化。

换热系统根据工艺核算，热负荷满足要求。稳定塔热源采用2×2 t/h蒸汽锅炉供热，设计中有蒸汽加热流程，满足要求。

3 工艺流程改造

要实现加工轻质凝析油的目的，首先对现有稳定系统进行工艺改造，改造的原则满足流程独立，无关设备管线隔离，杜绝跑冒滴漏事故发生。改造过程中实现流程简洁明了，操作性强等特点，以下是需要改造优化的四个关键点：(1)从罐区轻质凝析油储罐泵P-3接独立供料线满足独立供料的要求，排除应倒罐发车带来的冲突；(2)罐区独立供料线接至初顶回流泵P-1A/B入口，油品提压后经过预热器E-4和加热器E-5A/B，进入稳定塔T-1；(3)独立加工轻质凝析油，稳定塔底重沸器E-2和进料加热器E-5A/B热源采用蒸汽加热，换热器(E-2)增加蒸汽凝结水回收线，为了切换方便，增加蒸汽吹扫线；(4)冷换设备满足要求故不做改动，自控系统增加进料流量计。

优化后工艺流程图如图1所示。

图1 优化后工艺流程图

4 开车试运行及操作优化

4.1 开车试运行

设备设施施工完成后，按照“三查四定”原则进行全面的、系统的检查。然后按照开工方案，系统吹扫试压，确保流程畅通，无泄漏点，设备压力试验合格。最后再次确认流程无误后，引油建立循环，系统升温开工[3]，经过6 h操作调整，生产出合格的产品。操作参数和产品质量如表2所示。

表2 正常生产操作参数及产品质量

通过试运行，稳定系统直接加工上游终端凝析油，一次开车成功。轻质凝析油通过处理饱和蒸汽压满足指标，初馏点提高5～10 ℃，液化石油气指标达到国标《GB 11174-2011》的要求。

4.2 生产操作优化

虽然稳定系统正常投入运行，但是在装置能耗和稳定性上均存在不足，为此进行了全方位多角度优化。

(1)原设计P-1A/B大流量大扬程机泵，P-3大流量小扬程机泵，不符合现在工况，极大地造成了电能浪费。大容量机泵小流量工作，泵内液体获得较多的能量，造成液体气化，机泵易抽空或半抽空，影响装置操作，产生波动，影响产品质量。后期生产中在供料罐处安装1台高速泵代替原有两台接力泵，高速泵投用后电机功率由42 kW降到15 kW，节约电量31.1×104kWh/a。

(2)E-5A/B原设计为常二线换热，为充分利用蒸汽余热，将E-2蒸气换热后的乏汽引入至E-5A/B，蒸汽热量进行二次利用，稳定塔进料温度提高5～10 ℃，节约蒸汽用量100 kg/h。

(3)单开稳定系统蒸汽需求量小，锅炉负荷低导致频繁启停炉，蒸汽压力波动大，影响操作稳定。为了消除蒸汽锅炉频繁启停对生产平稳带来的冲击，对蒸汽锅炉大小火负荷进行调节，大火热负荷由60%调整到40%，小火由30%调整到25%，调整后锅炉保持大小火持续运行，蒸汽压力波动平缓，装置操作平稳。调整后的燃气量减少16 Nm³/h。

(4)2020年油气终端出现故障，进行越站供气运行，入厂轻质凝析油油品初馏点从22 ℃降至12 ℃，造成液化气产品中乙烷组分含量超标，产品不能出厂销售。为此进行技术改造，将液化气罐区气相部分通过改造用管线送至装卸车台，作为原料槽罐车卸车时的充压线，即增加了槽罐车卸车效率，也回收了油气，气相中大量乙烷组分的释放也提高了液化气产品质量，通过此次改造产生直接效益220余万元。

5 结语

常压蒸馏装置经过技术改造实现了只运行稳定系统直接加工海上油气终端轻质凝析油，并一次开车成功，生产出合格的液化气和稳定凝析油产品，解决了油气终端的燃眉之急，且为公司增收1 000余万元/年的经济效益。通过后续工艺操作优化，进一步降低了装置运行能耗，提高了生产平稳度。