凝穩塔底溫提溫差原因分析及應對措施

楊 剛 楊超超 楊 陽 李 超 王 建 時 騰

中國石油化工股份有限公司西北油田分公司雅克拉采氣廠, 新疆 庫車 842017

0 前言

雅克拉集氣處理站(簡稱雅站)位于新疆庫車縣境內的塔克拉瑪干沙漠北緣,設計天然氣處理量260×104m3/d,凝析油處理量17×104t/a,是集油氣計量、天然氣脫水、天然氣脫汞、制冷回收輕烴、凝析油穩定、西氣東輸為一體的大型綜合型處理裝置。其中,凝析油穩定采用閃蒸分離+精餾穩定的工藝[1]。凝穩塔及塔底重沸器堵塞嚴重影響換熱效果[2-3],影響凝析油輕組分的撥出率,造成輕烴、液化氣產量減少和進罐凝析油揮發量增加。

1 凝穩單元流程簡介

凝穩單元流程為:高壓計量單元的凝液經過二級凝析油換熱器與穩定凝析油換熱后依次進入一級閃蒸分離器、二級閃蒸分離器、洗鹽分離器,在分離器內完成油、氣、水的分離；脫水后的凝液再經過一級凝析油換熱器換熱后進入凝穩塔進行精餾穩定；塔底液相經一級、二級凝析油換熱器換熱降溫后進入凝析油儲罐。塔頂回流罐氣相經穩定氣壓縮機增壓、冷卻、分離后進入旋流分離器,液相經回流泵增壓后進入液化氣塔。雅站凝穩單元工藝流程見圖1。高壓計量單元凝液(2.45 MPa,32 ℃)從二級凝析油換熱器的管程下部進入,從管程上部流出;低壓高溫穩定的凝析油(0.08 MPa,130 ℃)從二級換熱器殼程上部進入,從殼程下部流出,實現凝析油換熱。

圖1 雅站凝穩單元工藝流程圖

2 凝穩單元運行情況

凝穩塔塔底溫度正常情況下在145 ℃運行,2019年1月7日凝穩塔塔底溫度開始降低,只能加熱到110 ℃左右。1月8日、1月17日、1月25日分別進行3次洗鹽,塔底提溫最高至125 ℃就開始下降,從洗鹽后運行效果來看仍不能恢復到原溫度運行。由此判斷為塔底重沸器芯子臟堵、鹽堵導致凝穩塔重沸器底溫回升受限。2月2日對凝穩塔塔底重沸器進行抽芯檢查,發現芯子外壁存在嚴重的鹽堵和部分泥砂,見圖2～3。2月3日更換20#+鋅鋁稀土共滲新管束[4]。2月3日18:00投運新管束,塔底溫度從45 ℃開始提溫,2月4日塔底提溫至105 ℃(對封頭熱緊),后開始逐步緩慢提溫(每日提溫5 ℃),2月7日提溫至125 ℃(最高);2月8日～2月12日塔底溫逐漸降低至100 ℃,14日開始在塔底溫度100 ℃運行下進行洗鹽且洗鹽前后未加破乳劑,洗鹽時間40 h。對塔底進行提溫,最高提溫至120 ℃,本次洗鹽后塔底溫在105 ℃運行。當塔底溫度提至110 ℃以上時,塔頂回流罐排水頻率明顯加快,塔頂溫和塔底熱油閥波動,嚴重時采取全回流提高分離效果。強制對凝穩塔提溫,容易造成凝穩塔液泛[5]。

圖2 管束外壁鹽堵照片

圖3 殼程內清出的泥砂和鹽照片

3 相關因素分析

3.1 進站油品物性

前期雅站凝析油油品顏色為稻黃色,二級閃蒸分離器取油水樣分二層。通過在站內二級閃蒸分離器油相取樣,加入站內消防水,發現樣品分三層,中間有一層不溶于水和油的絮狀物,見圖4;目前從凝析油進罐管線上取凝析油樣,油樣顏色為黑褐色,懷疑進站油品物性可能發生了變化,見圖5。

3.2 熱水溶解鹽試驗

通過對凝穩塔塔底重沸器管束外壁取樣進行熱水溶解。將3大塊樣放入燒杯中,見圖6;取熱洗手水,水溫約45 ℃,原熱水氯根含量為625 mg/L,倒入燒杯中,5 min 后,3大塊樣大部分已溶解,取溶鹽后的水,化驗氯根為32 827 mg/L,見圖7。根據鹽的溶解度與溫度的關系,水溫在40 ℃時,鹽的溶解度最大,溫度低于或高于此溫度后鹽的溶解度均降低。

圖4 油樣加水后分三層照片

圖5 進罐凝析油樣照片

圖6 鹽塊未加熱水時照片

圖7 鹽塊加熱水溶解后照片

3.3 破乳劑

破乳劑加入后向油水界面擴散,由于破乳劑的界面活性高于原油中成膜物質的界面活性,能在油水界面上吸附或部分置換界面上吸附的天然乳化劑,并且與原油中的成膜物質形成具有比原來界面膜強度更低的混合膜,導致界面膜破壞,將膜內包裹的水釋放出來,水滴互相聚結形成大水滴沉降到底部,油水兩相發生分離,達到破乳目的[6]。瀝青質含量越高,油-水界面膜的剪切黏度越大,界面膜強度越高,液滴在相互碰撞時界面膜越不易破裂[7-12]。所以在進行破乳劑加注前,需根據進站凝析油物性和含水情況進行破乳試驗,篩選出合適的破乳劑。根據雅站凝析油物性、凝析油含水、進站凝析油處理液量、站內處理溫度等情況篩選出的破乳劑型號為FJ-3 B,破乳劑加注濃度為100 mg/kg。

3.4 洗鹽方式優化

鑒于雅站前期凝析油穩定單元凝穩塔重沸器管束和二換管束發生過鹽堵和砂堵問題[13],判斷凝穩塔塔板有可能存在不同程度的鹽堵和砂堵[14],結合雅站凝穩塔塔底重沸器管束外壁鹽塊熱水溶鹽試驗,制定兩種洗鹽方案,分別是邊生產邊洗鹽方式和跨塔洗鹽方式。

3.4.1 邊生產邊洗鹽方式

邊生產邊洗鹽方式工藝流程見圖8。

圖8 邊生產邊洗鹽方式工藝流程圖

1)通過關小塔底重沸器導熱油出口熱油閥開度,降低凝穩塔塔底溫度,控制塔底溫度在80 ℃左右。

2)在二級凝析油換熱器計量、生產單元來液管線上進行破乳劑加注。

3)投運清水加熱器,調節穩定凝析油出口調節閥開度提高洗鹽水進塔溫度,洗鹽水進塔溫度控制在40 ℃左右,用穩定的凝析油給清水加熱器的洗鹽水進行加溫。

4)加大洗鹽水的用量,洗鹽水用量由1 m3/h增加為3 m3/h,利于把凝穩塔塔板和塔底重沸器管束附著鹽帶出。

5)在凝穩塔塔底去重沸器進口管線去開排閥門 W 11020 處取樣,化驗洗鹽水氯根含量,根據氯根變化情況,觀察洗鹽效果和確定洗鹽時間,圖8紅色部分為洗鹽水加注流程。

3.4.2 跨塔洗鹽方式

跨塔洗鹽方式工藝流程見圖9。

1)關小塔底重沸器導熱油出口熱油閥開度,降低凝穩塔塔底溫度,控制塔底溫度在60～70 ℃;用凝穩塔塔底重沸器洗鹽熱水對清水加熱器的洗鹽水進行加溫,使洗鹽水進塔溫度在40 ℃左右。按規程投用凝穩塔全部跨塔事故流程,將洗鹽分離器液相出口調節閥后一級凝析油換熱器、二級凝析油換熱器旁通閥門LV 1107打開,關閉洗鹽分離器液相進一級凝析油換熱器進口閥門,一級凝析油換熱器出口閥門LV 1103保持打開,凝析油通過圖9紅色管線進二級凝析油換熱器后進凝析油儲罐。

2)視凝穩塔回流罐壓力按操作規程停運穩定氣壓縮機。

3)按操作規程逐步停運凝析油塔底回流泵、停運凝析油塔頂空冷器、關閉凝穩塔回流罐采出及回流流程。

4)加大洗鹽水的用量,延長對凝穩塔和塔底重沸器的洗鹽時間;中控注意凝穩塔回流罐的壓力、液位,發現壓力、液位波動及時處理并通知現場崗位人員。

5)在凝穩塔塔底去重沸器進口管線去開排閥門 W 11020 處取樣,化驗洗鹽水氯根含量,根據氯根變化情況,觀察洗鹽效果并確定洗鹽時間。

圖9 跨塔洗鹽方式工藝流程圖

因跨塔洗鹽方式需停運穩定氣壓縮機[15-16],造成大量低壓氣長時間放空[17-20],優選邊生產邊洗鹽方式進行洗鹽作業,2月24日6:00停止洗鹽流程,累計洗鹽34 h,期間在凝穩塔進塔底重沸器入口管線去開排位置取洗鹽水樣,每次取樣5 L,取樣時發現洗鹽水中有細微泥砂;洗鹽26 h時取洗鹽水樣化驗氯根23 448 mg/L,洗鹽停止前取洗鹽水樣化驗氯根11 724 mg/L,結合洗鹽氯根變化,說明洗鹽時已將凝穩塔塔盤內存在的部分鹽和砂帶出。洗鹽后對凝穩塔塔底溫度緩慢提溫,2月26日凝穩塔塔底溫度已恢復至145 ℃運行,運行中始終保持在二級凝析油換熱器計量、生產單元來液管線上按破乳劑加注濃度要求進行加注。

4 結論和建議

隨著雅克拉氣田開發進入遞減階段,單井凝析油物性變化及部分低產井出砂嚴重,單井含水上升、礦化度增加,給站內裝置帶來腐蝕、鹽堵、砂堵的隱患和分離脫水難度增加等問題。進站凝析油物性變化,造成凝析油穩定單元一級閃蒸分離器、二級閃蒸分離器、洗鹽分離器三臺三相分離器分離脫水效果變差,凝穩塔塔底溫度105 ℃運行,水在塔內汽化經空冷器冷卻后大量進入凝穩塔回流罐;加之凝穩塔塔盤存在一定程度的結鹽、泥砂,造成塔內換熱效果差,導致凝穩塔底溫提溫效果變差。

針對進站原油物性變化和二級凝析油熱管束、凝穩塔及塔底重沸器砂堵問題，建議在站內凝析油穩定單元前端進行破乳劑加注,增加站內分離脫水效果；在凝液進換熱器前加裝除砂器,對凝液中的泥砂進行分離脫除；優化洗鹽流程,在計量單元凝液進換熱器前進行水洗脫鹽處理。