喇一负压原油稳定系统改造分析研究

刘天元，叶志敏，张 浩



喇一负压原油稳定系统改造分析研究

刘天元1，叶志敏2，张 浩1

（1. 东北石油大学， 黑龙江 大庆 163000； 2. 大庆天然气分公司， 黑龙江 大庆163000）

天然气分公司喇一油气处理站拥有一套350×104t/a负压原稳装置，是大庆六厂地区重要的产能装置，由于原油组分变贫、压缩机效率偏低、加热率控制系统不稳定等原因，目前该装置轻烃产量偏低。本文通过对该装置存在的问题进行分析，提出了合理的装置改造方案，为天然气分公司的轻烃上产工作做出了积极探索。

天然气分公司；负压原稳装置；改造方案；轻烃上产

喇一负压原油稳定系统是天然气分公司六厂地区主要产能装置之一，紧邻采油六厂一矿喇一联合站。喇一原稳于1985年投产，2006年7月进行老区改造，更换了缓冲罐、三相分离器和压缩机后水冷器，新建了立式原油加热炉和原油稳定塔等主要设备。2009年10月轻烃罐更换为3台30立轻烃储罐，轻烃外输系统在2011年11月改造投用。喇一负压原稳装置采用螺杆压缩机抽负压工艺，设计稳定压力-0.05 MPa，原油出加热温度70 ℃。装置设计年处理原油350万t，操作弹性80%～120%；设计年生产轻烃7 700 t，设计轻烃收率22 t/万t原油；不凝气345万m3/a[1]。

1 装置运行现状

1.1 工艺现状

喇嘛甸地区的未稳定原油（42 ℃、0.30 MPa（a））计量后分两路进入原油缓冲罐，油经原油泵，压力升至0.85 MPa（a）后进原油换热器，未稳原油与稳后原油换热升温至48 ℃，再经加热炉加热，升温至70 ℃后进入负压原油稳定塔，稳定塔操作压力0.05 MPa（a），操作温度70 ℃，不凝气被压缩机增压至0.25 MPa（a），经水冷器冷却至40 ℃左右进入三相分离器，分离出的轻烃进入轻烃储罐，切水后外输，不凝气进入油田气系统去喇压浅冷装置处理，分离出的污水回注稳后原油。稳后原油经泵加压后与来油换热，温度由70 ℃降至60 ℃后外输至喇一联[2]。

1.2 运行现状

2009-2011年喇一原油稳定装置由于负压压缩机故障频繁，装置运行时率低，来油量（425～433）×104t/a，实际稳定原油量（239～272）×104t/a，喇嘛甸油田原油稳定率56%～62.8%，轻烃产量（0.359～0.552）×104t/a，轻烃收率0.15%～0.20%(w)。

2 适应性分析及存在问题

2.1 适应性分析

根据采油六厂提供的最新油量预测，2013-2015年采油六厂的年产油量将达到430×104t/a，原油稳定装置的年运行时间8 000 h，喇一原油稳定装置规模350×104t/a，装置负荷率98%～112%，在2020年前装置负荷率在100%以上（表1-3）。

表1 喇一负压原油稳定装置主要工艺设备表

表2 2009-2011年喇一原油稳定装置运行参数表

表3 喇一原油稳定装置负荷率表

2.2 存在主要问题

2.2.1 负压压缩机故障多

200H165螺杆压缩机1987年投产，已运行25年，转子和壳体腐蚀老化严重，转子与壳体径向间隙73道，大于正常径向间隙20道，2009年更换了该压缩机的转子，转子与壳体径向间隙为70道左右，仍大于正常值，致使压缩机效率较低。负压压缩机为原油稳定装置的关键设备，运行可靠性直接影响原油稳定装置运行平稳性和轻烃收率，2009-2012年喇一原油稳定装置因压缩机故障，原油稳定装置累计停机7次，是导致该地区原油稳定率低的主要原因[3]。

2.2.2 原油泵老化严重

喇一站共有六台原油泵是利旧设备，三台97年生产的稳前泵（SJ200-150)，三台83年生产的稳后泵（8SH-9)，六台原油泵排量均为288 m3/h。由于长年运行，原油泵老化严重，密封性差渗漏严重，机体振动大。且机泵厂家已不生产配件，维修难度大，故障率高。目前，为了保障安全生产，原油泵运行采取一开两备运行方式，油泵的处理能力，严重限制了装置原油稳定率、轻烃产能的进一步提高。

2.2.3 加热炉控制难度大

7.0 MW立式加热炉是四路支管流程，各支路原油出口温度不容易控制平稳，当原油处理量波动较大时，会发生支路温度异常升高，容易造成原油出口汇管温度瞬间升高超过停车值而停炉。每次发生此类情况时，需要操作工反复调整各个支路的控制阀门，使各个支路重新达到流量平衡，消除支路温度偏高的异常情况。目前原油加热炉出口温度控制在68~70 ℃的范围内，在操作上已经达到控制精度的高限。

2.2.4 原油换热器换热效率低

矿区内矿体或矿化体严格受NNW向断裂控制，金矿体或矿化体均赋存在该组断裂带中，在平面上成群成组平行带状排列，尖灭侧向展布，而且矿体往往有延深大于延长的特征。矿体的分布可能与区内经历了多期次构造、岩浆活动有关，构造运动导致岩石受应力作用强弱不同，岩石脆性变形和岩石孔隙度不同，形成规模各异构造带，而岩浆活动促使分散于地层中的Au在热液作用下活化迁移至有利部位(断裂带膨大、拐弯、分支复合部位)富集形成矿体。

3台原油换热器，换热面积1 300 m2，其中2台投产时间1998年，单台换热面积340 m2，1台投产时间2007年，换热面积620 m2，2台340 m2换热器串联后与1台620 m2换热器并联运行。稳前油换热后出口温度49 ℃，比设计值54 ℃，低5 ℃，稳后油运行温降4 ℃，比设计温降12 ℃，低8 ℃。稳前油温升和稳后油温降均未达到设计值，增加了加热炉的负荷。

3 原稳装置调整改造方案

3.1 工艺流程简介

经改造，该工艺是在微正压闪蒸工艺的基础上增加了1座吸收塔，即微正压闪蒸中三相分离器分离出的轻烃经泵增压进入吸收塔的顶部，与吸收塔底部来的不凝气在塔内逆向接触吸收，气相中的重组分被吸收进入液相，塔底轻烃经泵增压进入轻烃储罐，塔顶气输至喇压浅冷气处理装置[4]。

3.2 产品方案

（1）不凝气：温度 40 ℃

压力0.40 MPa（a）

不凝气产量 0.17×104m3/d

（2）轻烃：温度 40 ℃

轻烃收率 0.943%（w）

轻烃产量111.1 t/d

（3）稳后原油：温度 60 ℃

（4）55℃时的饱和蒸汽压力0.031 MPa（a）

（5）API度30.34。

3.3 主要工艺设备及管道能力核实

3.3.1 主要工艺设备能力核实

按照原油稳定装置扩建到400×104t/a规模，对原已建设备进行核实。

（1）稳前、稳后油泵的设计参数不满足扩建规模的要求，另外原泵已运行15 a、27 a，泵老化严重，本次规划拟对其进行更换。

（2）扩建规模后原油缓冲罐缓冲时间为40 min，满足要求。

（3）已建换热器3台，总换热面积1 300 m2，该换热面积不能满足扩建后的微正工艺的要求，同时考虑已建换热器的类型不适应目前原油杂质的要求，本次规划拟新建换热器。

（4）原油加热炉功率7.0 MW，经核算，不能满足扩建后微正压工艺的要求，另外加热炉的4个火嘴的两个火嘴易出现自动熄火的问题，本次拟对加热炉进行更换，经计算更换为8.0 MW的加热炉。

（5）稳定塔φ3600/1600×14270/1640为负压稳定塔，不能满足微正压工艺的要求。

烃储罐不能满足轻烃储存要求，需扩建轻烃储罐。微正压原稳产烃量136 m3/d，根据《油气集输设计规范》GB50350-2005的相关规定，存储天数按2天考虑，需要3座150 m3轻烃储罐。

（6）已建2台ZW-6/7空压机能满足仪表风的要求，由于空压机存在排出气含油等问题，本次拟对空压机进行更换[5]。

经核算，原油缓冲罐、三相分离器、轻烃外输泵、甲醇泵、甲醇罐、净化空气储罐和压缩空气干燥器等其它设备能满足均满足要求，可利旧。需对原油缓冲罐、三相分离器、甲醇罐、净化空气储罐等设备进行检测合格后利旧。

3.3.2 管道能力核实

（1）轻烃管道

喇一轻烃输送至喇二浅冷轻烃罐区，喇一原稳轻烃和喇二浅冷轻烃经喇二轻烃管道输至北压，经北压轻烃管道将轻烃输送至轻烃总库。喇一已建轻烃管道Φ89×5-4.0 MPa-6.4 km，建于2003年，起点压力1.6 MPa，输送能力18 m3/h，微正压产烃量136 m3/d，间歇输送，喇一已建轻烃外输泵的流量10 m3/h，即轻烃输送时间为15 h，流量为9.0 m3/h，已建轻烃管道能够满足微正压产烃量输送的要求。

（2）不凝气管道

喇一原油稳定装置不凝气经气管道Φ114×4-1.6 MPa-0.3 km与喇一联湿气汇合，通过喇一联至喇二浅冷装置集气管道Φ426×7-1.6 MPa-6.5 km将湿气输至喇二浅冷装置，喇一微正压原油稳定装置不凝气量0.23×104m3/d，已建不凝气管道输气能力3×104m3/d，经核实已建不凝气管道能够满足要求。

（3）燃料气管道

喇一原油稳定装置燃料气来自喇二浅冷装置至喇一联返输气，喇二浅冷装置至喇一联已建返输气管道Φ325×7-1.6 MPa-6.5 km，输气能力60×104m3/d（起点压力0.8 MPa），喇一原油稳定装置已建燃料气管道Φ159×6-1.6 MPa-0.15 km，输气能力12×104m3/d（起点压力0.68 MPa），喇一原油稳定装置总用气量3.0×104m3/d，经核实已建燃料气管道能够满足要求。

4 结束语

通过本文的分析，天然气分公司喇一负压原稳装置具有改造为微正压原稳的技术条件，微正压原稳将能解决负压原稳运行过程中存在的一些无法解决的问题，轻烃产量和采收率将明显提高。从目前油田开发的趋势分析，微正压原稳技术将会有更大的发展前景，通过不断的装置优化，和因地制宜的改造，喇一的产量将会不断提高，为天然气分公司的发展做出新的贡献，同时，喇一的改造为今后原稳装置的改造工作积累了有益的经验。

［1］ 丁建成，唐玲. 负压原油稳定装置原理与操作[J]. 油气田地面工程，2004（4）.

［2］ 李允，诸林. 天然气地面工程[M].北京:石油工业出版社，2001.

［3］ 罗光熹，周安. 天然气加工过程原理与技术[M]. 哈尔滨：黑龙江科学技术出版社，1990.

［4］ 林存瑛. 天然气矿场集输[M]. 北京：石油工业出版社，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

刘天元（1990-），女，黑龙江省大庆市人，硕士，研究方向：油气储运。E-mail：353611445@qq.com。