北Ⅰ-1原油穩定裝置油吸收技術試驗

2017-01-04 05:07:55丁建成劉小東代勇大慶油田有限責任公司天然氣分公司

石油石化節能 2016年4期

丁建成劉小東代勇（大慶油田有限責任公司天然氣分公司）

北Ⅰ-1原油穩定裝置油吸收技術試驗

丁建成劉小東代勇（大慶油田有限責任公司天然氣分公司）

大慶油田北I-1原油穩定裝置首次采用常溫油吸收技術，不但能解決北I-1天然氣深冷裝置負荷低和分子篩吸烴的問題，而且可避免原油穩定裝置與天然氣深冷裝置檢修期相互制約的問題。現場實施后，不凝氣輕烴收率達到16.3 t/104m3，關鍵組分C2收率達到85%，天然氣深冷裝置年可增加濕氣處理量990×104m3，減少分子篩吸烴損失800 t/a、輕烴2780 t/a。降低了丙烷制冷機耗電量，原油穩定和深冷裝置合計年節電量為60×104kWh。

原油穩定；輕烴；不凝氣

1 概述

原北I-1原油穩定裝置不凝氣處理存在以下問題：北I-1原油穩定裝置不凝氣壓力較低，天然氣深冷裝置入口氣量的增大抑制不凝氣進入天然氣深冷裝置，導致天然氣深冷裝置一般運行在低負荷工況下；在天然氣深冷裝置分子篩存在吸烴現象，而在沒有原油穩定裝置不凝氣進入的薩南天然氣深冷裝置、南壓天然氣深冷裝置和紅壓天然氣深冷裝置均沒有輕烴吸出，取樣化驗分子篩吸出輕烴組分主要是原油穩定裝置不凝氣中組分。天然氣深冷裝置檢修期安排受制約，天然氣深冷裝置檢修時原油穩定裝置需同時檢修，否則不凝氣無去向。

2 工藝方案設計

北I-1原油穩定裝置于2005年建成投產，裝置整體設計結構緊湊，按常規設計場地無法滿足應用要求，為此提出了常溫油吸收技術應用。北I-1原油穩定裝置應用油吸收技術占地面積由常規的86 m2降至36 m2，投資由476萬元減少到190萬元。

模擬計算得出，增壓后不凝氣冷卻溫度在20～50℃之間對輕烴收率影響較小；因此，采用空冷器冷卻，冬季確定冷凝溫度為38℃，夏季確定為45℃[1]。

2.1吸收油（原油穩定裝置產的輕烴）流量

保持塔頂壓力0.4 MPa和不凝氣冷卻溫度40℃不變，模擬計算輕烴收率隨吸收油流量的變化規律（圖1），乙烷收率隨吸收油流量的增大而增大。原油穩定裝置輕烴泵后有足夠壓力引入油吸收塔，不會增加輕烴泵能耗和投資，所以可利用輕烴泵將原油穩定裝置產的輕烴增壓后全部作為吸收油。為保證平穩運行確定北I-1原油穩定裝置吸收油流量為5 t/h。

圖1 輕烴收率隨吸收油流量的變化情況

2.2吸收塔壓力

保持吸收油流量5 t/h和不凝氣冷卻溫度40℃不變，模擬計算輕烴收率隨塔頂壓力的變化規律（圖2），輕烴及組分收率均隨吸收塔壓力的增加而增加。當吸收塔壓力達到0.45 MPa后，輕烴及組分收率無明顯變化。考慮壓降問題，此時要求壓縮機出口壓力達0.5 MPa，而將原油穩定裝置不凝氣由0.05 MPa增壓到0.55 MPa后，壓縮機機體采用空冷冷卻實現難度較大，綜合經濟效益分析，設計吸收塔壓力為0.4 MPa。

2.3工藝流程

原油穩定裝置產的不凝氣首先進入壓縮機緩沖罐，分離出少量液滴后，經壓縮機壓縮至0.45 MPa，再經空冷卻器冷卻至45℃進入吸收塔底部。輕烴進入吸收塔頂部，與氣體逆向交換，C2+組分被吸收，塔頂出來的氣體進入天然氣深冷裝置，當天然氣深冷裝置檢修時作為原油穩定裝置的加熱爐燃料氣，塔底輕烴外輸[2]。工藝流程見圖3。