大罐抽氣裝置在塔河油田三號聯合站的應用

陳劉楊 （中石化西北油田分公司采油三廠，新疆 輪臺841600）

大罐抽氣技術主要是將原油儲罐中揮發出的輕烴成分進行收集、壓縮，再送到天然氣站處理，以達到節約能源、防止空氣污染、實現原油密閉集輸的目的[1]。隨著塔河油田的開發，不斷有高含硫化氫井建產，尤其以塔河8區、10區、12區油井為主，三號聯合站進站稠油主要來至塔河8區和10區，具有密度高、粘度大、油品性質復雜、伴生氣硫化氫含量高等特點。根據2010年12月年檢測結果，三號聯合站大罐揮發氣H2S平均含量為12735.74mg／L，若不采取回收措施，對高含硫化氫揮發氣只能進行放空燃燒處理，H2S轉化為SO2排放，對大氣造成污染。另外，當大罐揮發氣正壓力高于呼吸閥啟動壓力，則高含硫化氫揮發氣將從呼吸閥溢出，大量的油品蒸汽散失于大氣中，嚴重污染環境，并構成潛在的火災危險，威脅崗位人員安全。使用大罐抽氣裝置對揮發氣進行回收，不僅可以有效防止大罐揮發氣外溢污染環境，還能創造可觀的經濟效益。為此，筆者對大罐抽氣裝置在塔河油田三號聯合站的應用進行闡述。

1 大罐抽氣裝置簡介

2006年11月4日，隨著塔河油田三號聯合站大罐抽氣裝置一次投產成功，標志著三號聯合站全面建成投產，三號聯合站設計能力為年處理原油230×104t，其中重質、中質原油180×104t，輕質原油50×104t，污水處理與回灌能力為6500m3／d，總罐容5×104m3。該裝置主要由1臺大罐氣分離器、2臺大罐氣壓縮機、1臺天然氣分離器、1臺天然氣空冷器以及配電及變頻控制系統組成，其中2臺大罐氣壓縮機布置在壓縮機房內，配電及變頻控制系統布置在配電控制室，其余設備布置在室外。按照三號聯合站大罐抽氣裝置設計規模，油罐揮發氣量約（1～3）×104m3／d，由于初期進站液量較少，按照每臺5m3／min的規格選用大罐抽氣壓縮機，排氣壓力為0.25MPa，最大抽氣量14400m3／d。大罐抽氣裝置流程示意圖如圖1所示。其工藝流程如下：從三號聯合站原油儲罐 （共8座）揮發出的大罐氣沿管道進入大罐氣分離器，操作壓力控制在800～1000Pa，溫度70℃，大罐氣在臥式分離器進行初步分離后進入壓縮機并增壓到0.25MPa，溫度升至120℃，再進入天然氣空冷器，進一步分出輕質油和水，待回收氣溫度降至55℃后再輸入天然氣處理站進行液化氣和輕烴的回收。現場實際運行參數如表1所示。

圖1 大罐抽氣裝置流程示意圖

表1 現場實際運行參數

2 補氣管線技術改造

由于三號聯大罐氣氣量隨環境溫度的變化，溫度升高氣量也隨之變化，大罐揮發氣量不穩定，在大罐壓力較低、氣源不足時，大罐抽氣壓縮機需要停機。為了給壓縮機進口提供穩定的氣源，需要對大罐進行補氣。大罐抽氣系統設2路自動補氣管線和1路手動補氣管線[2]。自動補氣氣源來自輕烴站外輸干氣，依靠自立式調節閥PCV-0501對干氣進行調壓，設計為閥后控制，閥后壓力低于200Pa時自動補氣。另外，氣動薄膜調節閥PV-0502在檢測到裝置進口壓力低于150Pa時通過程序啟動，自動調節閥門開啟度。

在補氣時，從燃料氣分離器過來的干氣壓力較高 （0.5MPa），自立式調節閥PCV-0501和氣動薄膜調節閥PV-0502不能穩壓，造成壓縮機進口壓力波動大，抽氣壓縮機不能平穩運行，極大影響正常生產。為解決上述問題，在補氣管線流量計后端新增調壓閥，通過2級調壓，使補氣時壓縮機進口壓力保持平穩。補氣管線改造示意圖如圖2所示。在補氣時，干氣通過新增調壓閥（圖中虛線所示）由0.5MPa降至40kPa，穩壓后再通過自立式調節閥PCV-0501自動補氣。當自立式調節閥PCV-0501損壞時，通過氣動薄膜調節閥PV-0502進行自動補氣，使壓縮機進口壓力平穩，保證壓縮機連續平穩的向輕烴站提供氣源。

圖2 補氣管線改造示意圖

3 應用效果

2006年11月4日，隨著塔河油田三號聯合站大罐抽氣裝置一次投產成功。實際運行過程中日均回收天然氣8000m3／d，每日可提高輕烴站的液化氣產量3t，輕烴產量1.2t，天然氣5000m3，按目前混合輕烴4000元／t，天然氣0.5元／m3計算，利用該裝置在1年內創造經濟效益達700萬元。通過補氣管線技術改造，使壓縮機實現連續平穩運行，大大減少了大罐抽氣壓縮機的維修更換費用。同時，利用該裝置進行油氣密閉集輸，既可降低油氣揮發損耗、減少環境污染，又能避免大罐氣從安全閥、呼吸閥等處外溢，降低了操作人員氣體中毒的風險。因此，大罐抽氣裝置在三號聯合站的成功應用為塔河油田密閉集輸工藝開拓了新思路。

[1]秦琴.活動式大罐抽氣裝置在首站的應用 [J].內蒙古石油化工，2004（30）：44-45.

[2]劉海俊，耿玉廣.聯合站儲油罐抽氣工藝的改進 [J].油氣田地面工程，2010，29（4）：48-49.