原油正負壓氣提脫硫工藝在聯合站應用對比分析

張 力，楊 剛

（1.勝利勘察設計研究院有限公司巴州分院，新疆庫爾勒 843000；2.中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠，新疆庫車 842017）

目前國內原油氣提脫硫工藝有正壓氣提脫硫工藝和負壓氣提脫硫工藝。塔河油田塔二聯原油脫硫采用正壓氣提脫硫工藝，塔四聯原油脫硫采用負壓氣提脫硫工藝。利用PROII軟件通過對負壓氣提脫硫（穩定）工藝與正壓氣提脫硫（穩定）工藝進行模擬分析，通過脫硫后原油H2S含量、氣提氣用量等的對比，負壓氣提脫硫工藝，采用該工藝與正壓氣提脫硫工藝相比降低氣提氣量，所需的氣提氣量僅為正壓氣提氣量的10%，同時使原油得到穩定，減少儲存及裝車過程中原油的損耗。2012年塔四聯負壓氣提脫硫裝置投運后，原油脫硫效果顯著（≤20 mg/L），另外附加每天產出50 t混合輕烴，獲得了較好的經濟效益。

圖1 塔二聯合站原油脫硫工藝流程示意圖

1 塔二聯正壓氣提脫硫工藝簡介及存在問題

1.1 塔二聯正壓氣提脫硫工藝簡介

正壓氣提脫硫（穩定）工藝流程（見圖1）。流程描述：計轉站來油進加熱爐加熱，溫升至80℃后進三相分離器進行油、氣、水三相分離，含水原油脫除一部分游離水和伴生氣后，進入脫硫塔塔頂原油進口，塔底出口原油進一次沉降罐沉降脫水。

脫硫塔氣提氣為凈化天然氣，氣提氣流量為5×104m3/d，氣提壓力0.5 MPa。原油脫硫塔塔底進入的凈化天然氣與來自三相分離器80℃的原油在塔內逆流接觸進行氣提，氣提后的脫出氣進空冷器冷卻，冷后溫度夏季控制在45℃以下，冬季控制在35℃以下，經空冷器冷卻后的脫出氣進入立式分離器分離凝液。脫出氣分液后去輕烴站進行脫硫、輕烴回收處理，事故情況下去放空火炬燃燒放空。

1.2 塔二聯正壓氣提脫硫存在的問題

1.2.1 損耗率高 目前，塔河油田商品原油在儲運、管輸、裝車外運，采用的為開式流程，存在于原油中的混合輕烴組分在這過程中會大量閃蒸損耗。

同時，由于原油穩定深度不高，原油的飽和蒸汽壓較大，在輸送過程中由于輕組分的氣化引起管線流動阻力增大、縮短輸送泵的使用壽命[1]。此外，原油損耗率高，對環境污染大，并且危及儲運安全[2]。

1.2.2 氣體循環處理量大 綜合考慮氣提氣量、不凝氣量的循環處理可知，采用正壓氣提脫硫工藝的氣體循環處理量比負壓氣提脫硫（穩定）工藝要大很多，大約是每處理1×104t原油，要多13×104m3循環處理氣量，這部分氣體在原油氣體脫硫穩定裝置及輕烴裝置循環，能耗損失大，并降低了輕烴裝置有效使用率[3]。

1.2.3 脫硫劑加注量大 由于塔二聯正壓氣提脫硫（穩定）系統氣提氣量過大，超過后續輕烴裝置處理能力，實際運行時大大降低氣提氣用量，造成原油脫硫效果達不到設計要求。為滿足商品原油銷售的實際需要，商品原油外輸前加注脫硫劑來進一步脫硫[4]。經統計，每處理1×104t原油，要多加注脫硫劑量3 790 t。

2 塔四聯負壓氣提脫硫工藝簡介

塔四聯原油脫硫工藝流程（見圖2）。流程描述：含水5%的原油經脫水泵提升至脫水加熱爐加熱，然后經流量調節閥組進行流量分配，分配后的原油分別進入原油負壓脫硫（穩定）塔[5]。氣相通過負壓壓縮機抽氣和從塔底補入少量天然氣，使進入負壓穩定塔中的原油經負壓氣提，原油中的輕組分和硫化氫被脫出，脫出氣經前置空冷器冷卻后進入負壓壓縮機進行增壓，增壓后的伴生氣經冷卻器冷卻，進入低壓三相分離器分離后，伴生氣進入伴生氣外輸系統。低壓三相分離器的混合輕烴排入凝液分水緩沖罐內緩沖，最后通過提升泵進行外輸，凝結水排入零位油罐。

3 正壓氣提工藝與負壓氣提工藝對比分析

為定量的說明二號聯正壓氣提脫硫（穩定）工藝與四號聯負壓氣提脫硫（穩定）工藝在穩定原油H2S含量、氣提氣用量、原油穩定塔后三相分離器中不凝氣量、循環處理氣量的對比情況，以二號聯原油為對象，選取接近裝置目前工況的相同的原油量（11 805.62 t/d）、相同的水量（2 604.19 t/d）、相同的硫化氫含量（2 900 kg/d）作為基礎數據，用PROII工藝模擬軟件進行模擬。

圖2 塔四聯原油脫硫工藝流程示意圖

分別對相同氣提氣量條件下（5 000 m3/d）穩定原油中H2S含量、穩定原油H2S含量達標（＜20 mg/kg）情況下所需氣提氣量、原油穩定塔后三相分離器中不凝氣量、循環處理氣量進行分析，結果（見表1）。

表1 分析對比結果表

表2 塔頂氣單組分收率對比表

通過表2可知，在相同氣提氣量條件、原油穩定深度相同條件下，氣提氣按全部進入塔頂氣中考慮，采用負壓氣提脫硫（穩定）工藝，混合輕烴C1～C5收率與正壓氣提脫硫（穩定）工藝相比有大幅度的增加，其中C4～C5收率增加幅度最為明顯。

4 結論

通過表1可知，氣提氣量相同，負壓氣提脫硫穩定原油的H2S含量滿足設計要求時，正壓氣提脫硫穩定原油的H2S含量還遠沒達到設計要求；每處理1×104t原油，負壓氣提脫硫比正壓氣提脫硫少用大約14×104m3氣提氣；每處理1×104t原油，負壓氣提脫硫比正壓氣提脫硫多產出約1×104m3不凝氣；每處理1×104t原油，負壓氣提脫硫比正壓氣提脫硫多出約13.15×104m3循環處理氣量。

在相同氣提氣量條件（5 000 m3/d）、原油穩定深度相同的條件下，塔頂脫出氣中C1～C5單組分收率對比（見表2）。

利用PROII軟件通過對負壓氣提脫硫工藝與正壓氣提脫硫工藝進行模擬分析和脫硫后原油H2S含量、氣提氣用量、循環處理氣量等的對比，負壓氣提脫硫工藝與正壓氣提脫硫工藝相比降低氣提氣量，所需的氣提氣量僅為正壓氣提氣量的10%，同時使原油得到穩定，減少儲存及裝車過程中原油的損耗。2012年塔四聯負壓氣提脫硫裝置投運后，原油脫硫效果顯著（≤20 mg/L），另外附加每天產出50 t混合輕烴，獲得了較好的經濟效益。塔河油田原油脫硫采用負壓氣提脫硫工藝的合理性及先進性。

[1]王念兵，宋丹.氣提工藝在原油穩定裝置中的應用研究[J］.中國勘探設計，2009，（3）:49-52.

[2]王平.關于油氣儲運安全節能發展的幾點思考[J］.中國石油和化工標準與質量，2012，（9）:288.

[3]羊東明，孟凡彬.塔河油田原油穩定的負壓閃蒸工藝[J］.油氣田地面工程，2000，（2）:23-24.

[4]任斌，陳君，楊波，等.塔河油田重質原油脫硫工藝優化與應用[J］.天然氣與石油，2011，（6）:34-36.

[5]陳飛，燕繼勇，李風春.應用氣提原油穩定工藝提高輕烴回收率[J］.油氣儲運，2001，（4）:36-39.