Transcript 第六章原油稳定
石油工程学院 李凌峰 石油工程学院 李凌峰（博士） 电话：13986660372 付美龙（教授） 邮箱：[email protected] 电话：13986660372 邮箱：[email protected] 第六章 原油稳定 原油稳定的目的和要求 原油稳定的方法 原油脱硫 原 油 稳 定 装 置 原 油 稳 定 原油稳定是指使净化原油中的溶解天然气组分汽化，与原 油分离，较彻底地脱除原油中蒸气压高的溶解天然气组分，降 低储存温度下原油蒸气压的过程。 原油稳定通常是原油矿场加工的最后工序，经稳定后的原 油成为合格的商品原油。 采用有稳定装置的全密闭流程可使油气蒸发损耗由1.5～ 2%降低为0.29～0.5％以下。若流程不密闭，即使原油稳定装 置运行良好，油田油气损耗率仍可高达1.3%。 原 油 稳 定 原油有以下几种稳定的目的 1.降低原油蒸气压，满足原油储存、管输、 铁路、公路和水运的安全和环境规定； 2.从原油中分出对人体有害的溶解杂质气体； 3.从原油稳定中追求最大利润。 原 油 稳 定 原油稳定要求 我国把“降低原油蒸发损耗、合理利用油气资源、保护环 境、提高原油在储运过程中的安全性” 作为原油稳定的主 要目的。 稳定过程中从原油中分出轻组分，使原油蒸气压降低的 程度称为稳定深度。 我国原油稳定的重点是从原油内分出C1～C4，稳定后在最 高储存温度下规定的原油蒸气压“不宜大于当地大气压的 0.7倍” 原 油 稳 定 原油稳定的方法 根据蒸馏原理，可采用闪蒸法和分馏法脱除原油中的轻组分 使其稳定。 另外，多级分离也是一种原油稳定的方法，多级分离实质上 是利用若干次减压闪蒸使原油达到一定程度的稳定。 闪蒸稳定 利用平衡蒸馏（闪蒸）原理使原油蒸气压降低，称闪蒸稳定。 原 油 稳 定 按照闪蒸分离稳定的操作压力可分为负压闪蒸、正压闪蒸 两类。 按照闪蒸需要的能量可将闪蒸分为负压闪蒸和加热闪蒸两 种。 按容器形状，立式容器常称闪蒸塔、卧式容器称闪蒸罐。 闪蒸容器实质上是一种气液分离器，但在结构上侧重考虑使闪 蒸尽量接近平衡汽化。 原 油 稳 定 闪蒸稳定原理 通过对原油加热或减压使原油部分气化，然后在一个压力和温 度不变的容器内，把气液两相分开并分别引出容器。由于轻组分 浓集于气相，重组分浓集于液相，使经上述处理后的原油内轻组 分含量减少、蒸汽压降低，原油得到一定程度的稳定，这种方法 称闪蒸稳定。闪蒸时，原料中各种组分同时存在于气液两相中， 气相中轻组分C1～C4的纯度不高，液相中也得不到纯度很高的重 组分，轻重组分的分离轻粗糙，油气分离器内进行的过程就属于 闪蒸过程。 原 油 稳 定 负压闪蒸原理流程 0.05~0.07MPa 50~70℃ 20~40℃左右 0.3～0.4 MPa 原 油 稳 定 负压稳定塔的关键参数是操作压力、温度和汽化率。汽化率是 指气相流量(mol或质量流量)与进料流量之比，也称气相产品收 率或稳定装置的拔出率。汽化率的大小取决于原油内溶解的C1～ C4的含量和要求的原油蒸气压的高低。一定的操作压力和温度条 件下，原油的汽化率是一定的。 由图可见，操作温度和压力对汽化率的影响十分显著。温度 愈高、真空度愈大，汽化率愈大。 原 油 稳 定 从另一个角度来看，要达到规定的原油蒸气压，需 要的操作压力与闪蒸温度有关。闪蒸压力的确定除了 要考虑温度以外，还受压缩机入口所能达到的真空度 的制约。 负压闪蒸适应条件 负压闪蒸适于密度大、含轻组分少的原油，否则将 因气化量大、压缩机功耗过大而不经济。 原 油 稳 定 正压闪蒸原理流程 0.2 MPa左右(表) 80～120℃ 1一进料换热器；2一加热炉；3一稳定塔； 4一水冷器；5一三相分离器；6一泵 原 油 稳 定 大庆油田天然气分公司现有5套正压原稳装置，其中4套采用精馏稳定工艺 。近年来，由于原油含水量的升高经常影响稳定塔的平稳运行，出现不凝气 放空、甚至冲塔现象。经计算表明，正压闪蒸工艺与正压精馏工艺相比，在 等收率下具有操作线与液泛线间距大、加热炉温度低、原油换热器负荷低、 空冷器负荷低等优点，可达到节气、节电的目的。同时可有效扩大稳定塔对 原油含水的适应范围，减缓高含水原油冲塔现象的发生。 若离气体处理厂较近，不凝气可直接送往处理厂，否则在塔顶与水冷器间 设置压缩机。 负压闪蒸与正压闪蒸的比较 采用负压闪蒸时，进塔原油温度低，耗热少，可利用脱水后的原油温度直 接进稳定塔。 负压下轻、重组分的分离效果好于正压下轻、重组分的分离效果。 原 油 稳 定 闪蒸分离的其它形式 1、多级分离 采用多级分离的前提是油气藏能量高、井口 有足够的剩余压力，可用于进行原油稳定过 程。多级分离是世界上使用最广、建设费用 最低的原油稳定方法。 问题 分离级数和各级最优分离压力的确定，使矿场 油库得到的稳定原油数量最多； 气体压缩的能耗最小，各级分离器分出气体的 压力等级不同，但最终需将气体压力提高至管 输压力。 各级气体的压缩比不同，增加了压缩机选型的 困难。 原 油 稳 定 2、油罐烃蒸汽的回收 1—放空回压阀；2—控制发讯器；3—抽气管线；4—原油罐；5—涤气器； 6—压缩机；7—卸载阀；8—销售气计量管线；9—凝析液回收管线 此工艺的难点在于立式油罐的承压能力很 差，为－50～＋250mmH2O。当罐内压力 升高时，应能及时抽走气，防止超压；当 压力低时，应及时补气，防止负压抽瘪。 同时压缩机设计排量应为估算蒸发气量的 1.5～2倍。 要求 罐压低于5mmH2O，应补气（防止油罐产生负压）； 罐压为10mmH2O，正常运行（此为运行最低压力）； 油罐正常工作压力一般为10～20mmH2O。 除此之外，油罐上还应设安全阀。当罐内压力比油罐试验压力的 正压低50～100mmH2O，比其负压高20～30mmH2O，安全阀打开。 抽走的气体是天然气中含轻烃最多的富气，C2＋达50％，应接回 收系统。 原 油 稳 定 分馏稳定的原理 原油中轻组分蒸汽压高、沸点低、易于汽化，重组分的 蒸汽压低、沸点高不易汽化。 按照轻重组分挥发度不同这一特点，利用精馏原理对 净化原油进行稳定处理的过程称分馏稳定。 与前几种稳定方法相比，在符合稳定原油蒸气压要求 的前提下，分馏稳定所得的稳定原油密度小、数量多。 原 油 稳 定 分馏稳定的原理流程 1-进料换热器；2．稳定塔；3一冷却器；4一分离器； 5一回流罐；6一回流泵；7一再沸炉；8一塔底泵 原 油 稳 定 分馏稳定的分类 分馏塔通常有两段，进料口以上部分称为精馏段， 进料口以下部分称为提馏段，这样的塔，称为完全塔； 只有其中一段的塔称为不完全塔。 根据精馏塔的结构和回流方式的不同，分馏法又可 分为提馏稳定法、精馏稳定法和全塔分馏稳定法等三 种。 原 油 稳 定 我国推荐用不完全分馏塔对原油进行稳定。 如只设提馏段的不完全塔称提馏塔，这种塔 的进料温度和操作温度相对都较低，没有塔 顶回流，因此能耗低，而且节省设备投资及 建设费用。但由于提馏塔没有精馏段，塔顶 产品质量没保障，塔底稳定原油收率比较低。 原 油 稳 定 提馏稳定流程 原 油 稳 定 精馏稳定流程 原 油 稳 定 全塔分馏稳定流程 原 油 稳 定 稳定方法选择 稳定方法的选择原则：在满足商品原油质量要求前提下，使油气 田获得最高经济效益。 具体应考虑的因素有： ①原油组成、轻组分C1～C4的含量，或气油比； ②原油处理规模，规模愈大分馏稳定装置的经济性愈好； ③稳定单元上下游工艺条件和要求； ④市场因素，市场对各种产品需求的预测和价格走向等。 因而，稳定方法的选择是综合寻优问题。 原 油 稳 定 各种稳定方法适用条件 我国建议： ①原油中C1 ～C4 质量分数低于0.5％时，一般不需进行稳定处 理； ②C1 ～C4 的质量分数低于2.5％、无需加热进行原油稳定时， 宜采用负压闪蒸； ③C1 ～C4 的质量分数高于2.5％，可采用正压闪蒸，有废热可 利用时也可采用分馏稳定。 原 油 稳 定 我国大部分原油的C1～C4的质量分数在0.8％～2.0 ％范围内，因而负压闪蒸法在我国得到广泛使用。 前苏联则推荐，轻质原油(含C1～C4烷烃5.5％以 上)适合采用分馏法稳定，而轻组分含量低的原油(C1～ C4的质量分数2.24％以下)宜采用闪蒸分离。 原 油 稳 定 进料原油的含水要求 为减少稳定设备的腐蚀和污染，稳定装置对进料 原油的水含量和盐含量应加控制。美国霍金斯油田 原油在进塔前要求将含水脱至0.1%以下，而盐的质 量浓度要求低于285 mg/L。前苏联一般要求脱水至 0.3～0.5%，脱盐至30 mg/L以下。我国原油水的质 量浓度一般在0.5%以下，盐质量浓度小于50 mg/L， 盐质量浓度非强制性指标。 原油脱硫 原 油 稳 定 由于H2S毒性很大又极具腐蚀性，必须限定商品原油内溶解的H2S 的质量浓度，根据各国的国情不同H2S的质量浓度常限定在10～ 60mg/kg范围内。 原油脱硫的方法—气提法：采用分馏塔或提馏塔，塔底注入冷天 然气、热天然气或经再沸炉加热的原油蒸气，对原油进行脱硫的方 法。 气提法脱硫的原理：气体向上流动过程中与向下流动的原油在塔 板上逆流接触，由于气相内H2S的分压很低、液相内H2S含量高，产 生浓度差促使H2S进入气相，从而降低原油内溶解的H2S含量。 Moins(1980)曾对相对密度 0.887、含H2S的质量浓度 由 50mg/kg 变 化 至 5000mg/kg的原油进行各种 稳定和脱H2S工艺模拟计算。 要求稳定原油雷特蒸气压 小 于 0.069 MPa ， H2S 质 量 浓度小于60mg/kg。模拟结 果表明，原油H2S的质量浓 度1000mg/kg，达到要求原 油蒸气压和H2S含量时，各 种稳定工艺的稳定原油收 率见图 1—多级分离；2—冷汽提；3—热汽提；4—经多级分离与回收 轻烃；5—二级精馏 H2S含量与投资、能耗的关系 1—冷汽提；2—多级分离；3—热汽提；4—气体增压热汽提； 5—多级分离与轻烃回收；6—二级精馏 举例：塔河油田12区 原油为高粘度、高含蜡、高含硫的超重质原油。其物理 性 质 ： 密 度 为 0.9950 ～ 1.0337g/cm3 ， 平 均 为 1.0259g/cm3；流动性能较差，凝固点为30～60℃，平 均在49℃；平均硫含量2.99％，平均蜡含量为4.33％； 盐含量为747．9～31902.3mg/L，平均为20123.2mg/L。 已发生原油在运输途中挥发出高浓度H2S气体，导致铁 路部门中断塔河原油运输的情况，影响了油田的正常生 产。 举例：塔河油田12区 共有l0口井的原油伴生气进行了H2S检测，结论是12区 西部硫化氢浓度较高，东部浓度较低。按照产能权重进 行加权平均，12区原油的H2S平均含量为5649mg/m3， 体积百分数为3.67％。 原油中H2S溶解量可以根据气液平衡的原理进行测算。 将含硫伴生气和原油进行平衡闪蒸计算，得出在温度 70℃ 、 压 力 400kPa 条 件 下 ， 原 油 中 H2S 含 量 为 2046mg/kg，常压条件下为1107mg/kg(以下计算以此 为基础进行)。 举例：塔河油田12区 汽提脱硫工艺的模拟流程图 原油处理规模按180×10t4/a基准设计，对脱硫塔的负压(温度 为80℃)、常压 (温度为95℃）、正压 (温度为120℃)3种脱硫 工艺进行了评价。 3种脱硫工艺的主要技术参数见下表： 对比上述3种脱硫工艺，正压操作所需的气提气量最大，电 耗最低；负压操作所需的气提气量最少，电耗最高；常压操作 气提气量和电耗居中。 此外，脱硫塔在正压下操作条件下，可以取消塔底泵和塔顶 压缩机，大大简化工艺流程。因此，在不考虑热消耗及后续气 体处理的情况下，原油脱硫工艺的选择顺序应是正压、常压、 负压。 脱硫工艺参数的选择还与原油脱水参数紧密相关。当脱水温 度不超过70℃时，宜采用负压脱硫工艺。当脱水温度达到90℃ 时，宜采用常压或微正压脱硫工艺。 谢谢大家！