中原油田原油穩定系統綠色低碳優化研究

孟祥濤

(中國石化中原油田分公司安全環保處)

0 引 言

中原油田是國內陸上老油田之一，原油產量于1988年達到最高峰722萬t，又經過20年的開發后，到2018年產量下降至126萬t，原油含水達到95%。聯合站是油田地面集輸系統心臟，其原油穩定系統作為油氣處理的關鍵工藝，不僅是聯合站的主要耗能系統，而且是聯合站最大的碳排放源。目前，中原油田各聯合站所處理原油的油品性質、處理量均與設計值發生了嚴重偏離。在實際生產運行中中原油田黃河以北的6座聯合站的原油穩定系統存在運行效率低，成本高、能耗高、安全風險大、碳排放大等問題，急需進行優化和改造。

1 現 狀

中原油田4個采油廠黃河以北的6套原油穩定系統建于20世紀80～90年代，隨著原油產量的逐年降低，目前6套原油穩定系統2017年實際原油穩定量為107×104t，與原設計處理能力850×104t/a相比，嚴重不匹配。主要存在以下問題。

1.1 生產負荷嚴重偏離設計值

原油處理量與設計值有較大變化，且原油產量逐年降低，6套原油穩定系統能力均過剩，負荷率最高僅為17.21%，各設備實際生產負荷嚴重偏離設計工況，各聯合站目前原油穩定系統負荷統計見表1。

1.2 運行效率低

通過Hysys軟件并結合6座站場原油穩定系統的實際工藝運行參數進行模擬分析，各站加熱爐、壓縮機等耗能設備運行效率較低，各聯合站加熱爐及壓縮機運行效率[1]對比見表2。

表1 各聯合站原油穩定系統負荷統計

表2 各聯合站加熱爐、壓縮機運行效率對比 kW

1.3 能耗和碳排放量大

6座聯合站原油穩定系統因穩定加熱耗天然氣量合計365.99×104m3/a，理論耗天然氣量合計2.68×106m3/a；耗電量合計312.26×104kW·h/a，理論耗電量合計1.016 5×106kW·h/a；油綜合能耗4.73 kg(標煤)/t，理論油綜合能耗3.17 kg(標煤)/t；碳排放量11 356.9 t/a，理論碳排放量6 907.62 t/a，各站原油穩定系統耗能和碳排放對比見表3。

表3 各聯合站原油穩定系統耗能和碳排放對比

1.4 運行成本高

由于6座聯合站原油穩定系統負荷低，能耗高，造成實際生產運行成本高，運行總成本每年1 884.49萬元，噸油綜合成本17.62元，各聯合站原油穩定系統運行成本對比見表4。

表4 各聯合站原油穩定系統運行成本對比

1.5 裝置安防點多，管理難度大，風險等級高

現運6套原油穩定系統的穩定塔、輕油罐等壓力容器使用年限在20 a以上，根據GB 150.1—2011《壓力容器 第1部分：通用要求》及SH/T 3074—2007《石油化工鋼制壓力容器》的規定，塔、反應器等設備的設計壽命為15～20 a，因而安全風險大。各聯合站中輕烴的外運方式為罐車拉運，拉運距離較遠，其蒸汽與空氣形成爆炸性混合物遇明火、高溫、氧化劑有燃燒爆炸危險，從而導致拉運風險較大。

2 技術優化研究

對中原油田原油穩定系統集中優化改造，可以實現以下效果：裝置運行負荷與原油處理量相匹配，提高裝置運行效率，降低能耗，大幅減少二氧化碳排放量；解決現有裝置存在的安全隱患；減少人工成本、設備維修成本、輕烴拉運成本；降低拉運風險，減少安防點，降低安全管理難度。

2.1 技術思路

在保證目前在運的6座聯合站原油脫水系統平穩運行的前提下，合理調整原油穩定系統的建設地點、處理規模、產品去向；考慮未來10 a東濮老區(黃河以北)原油產量在95×104～105×104t/a以內，在油氣儲運中心柳屯油庫新建1套100×104t/a處理能力的原油穩定系統，采用負壓閃蒸工藝原油穩定系統；停運6座聯合站已建的原油穩定裝置，對各站進行改造，各聯合站原油進行脫水處理后，未穩定原油利用油氣混輸裝置混輸至柳屯油庫后到集中處理點穩定；集中處理點生產的輕烴管輸至二氣廠處理，不凝氣輸至三氣廠處理；同時，充分結合集團公司信息化要求，實現科學化、精細化管理，推進“綠色企業”創建，達到提高勞動效率、降低勞動強度與減員增效的目的，聯合站改造前后工藝流程對比見圖1。

2.2 裝置選址

經過統籌考慮各聯合站外輸管線總體走向(原油均輸送至柳屯油庫)[2]，新建原油集中穩定處理系統宜選取在油氣儲運中心柳屯油庫。油氣儲運中心具有國內外聯合站投產運行的經驗和技術儲備，與油田各采油廠及下游用戶建立了良好的合作關系；同時，因各采油廠的原油穩定系統將停產拆除，原系統操作人員將擇優配置到新建系統上，所以在系統操作方面不存在問題。柳屯油庫現有16×104m3原油儲罐區、管道輸送工藝流程及設備，選址在柳屯油庫，在上游采油廠原油管道輸送、原油穩定系統運行以及向下游用戶輸送方面具有巨大優勢，對于處置各種突發情況具有較大的靈活性和針對性。

2.3 工藝類型

根據Hysys軟件對6座聯合站未穩定原油的模擬計算，未穩定原油中C1～C4的質量分數分別為1.24%，1.33%，0.74%，1.00%，1.45%及0.27%，均小于2.50%；同時，中原油田的原油黏度較低，宜采用負壓閃蒸原油穩定工藝，其原理是利用原油中輕重組分揮發度不同實現輕重組分的分離。

技術特點：負壓穩定法不能將未穩定原油中的輕重組分徹底分離，該法適用于密度較大的原油，因為較重的原油中所含的輕組分較少，負壓閃蒸能得到較好的效果，一般穩定溫度在50.0～80.0℃，穩定塔塔頂操作壓力-0.03～-0.07 MPa，關鍵設備是負壓壓縮機。

應用條件：原油中輕組分C1～C4的質量分數在2.50%以下；只限制穩定深度，不要求輕組分收率[3]；原油脫水溫度略高于原油儲存溫度。

2.4 工藝流程

控制各聯合站的原油外輸壓力，確保各廠原油混合后，進原油穩定系統前壓力為0.20 MPa；含水1.5%的來油首先進入三相分離器，分離出的未穩定原油送至換熱器與穩定原油進行換熱，溫度達到52.0℃，再通過水套爐換熱升溫到65.0℃；升溫后的未穩定原油通入原油穩定塔，原油的入塔壓力為0.02 MPa，塔頂氣相出口壓力為-0.03 MPa，塔底流出的穩定原油通過來油換熱器換熱至50.0℃，利用外輸泵增壓后外輸。

原油穩定塔出來的氣相混合后先進入壓縮機入口冷凝器冷凝至40.0℃，經負壓分離罐后進行油氣水分離，分離出的氣相通入塔頂壓縮機，塔頂壓縮機的入口壓力為-0.03 MPa，出口壓力為0.30 MPa，出塔頂壓縮機的氣相再次通過壓縮機出口冷凝器冷凝至40.0℃，進入正壓分離罐進行分離，分離出的不凝氣，經不凝氣增壓機增壓至0.80 MPa后，通過管道送至三氣廠；分離出的輕烴進入二氣廠輕烴深加工裝置；分離出的污水與負壓分離罐分離出的污水混合后，管輸到馬寨聯合站進行處理；三相分離器起到分離緩沖作用，同時，當后期來液含水量增加，在三相分離器內進行脫水處理[4]，新建原油穩定系統工藝流程見圖2。

增壓及計量流程：在柳屯油庫對各廠來油計量，再將各廠原油混合后計量，計量后的未穩定原油輸至原油穩定系統，穩定裝置處理后的穩定原油計量后，利用外輸泵外輸。在柳屯油庫設置出原油穩定裝置的原油計量裝置[5]、輕烴及不凝氣計量裝置。

圖2 新建原油穩定系統工藝流程

事故流程：各聯合站原油進站內事故罐；原油穩定系統原油進柳屯油庫儲罐，事故處理完畢，通過外輸泵外輸；輕烴進分離緩沖罐暫存；不凝氣通過新建放空火炬進行放空。

外輸溫度：各聯合站改造后，站內不再有原油穩定系統，相應取消原油穩定系統加熱爐，從而導致未穩定原油的溫度略有降低，因此，需利用PIPEPHASE軟件重新核算各聯合站原油的外輸溫度。由軟件模擬計算，各聯合站目前三相分離器油出口含水均≤5%，含水≤5%的含水原油與改造后含水≤1.5%的含水原油，最低外輸溫度差距不大，根據核算原油的最低外輸溫度和站內沉降脫水溫度要求，確定各站原油外輸溫度分別為65.0，53.0，55.0，65.0，60.0，85.0℃。

3 效果評價

3.1 能耗評價

改造后較改造前，每年節約電能3.16×105kW·h，每年節約燃料氣2.22×106Nm3。新建原油穩定系統負荷由原來不足20%提升至85%～90%，能源利用效率進一步提升。

3.2 經濟評價

中原油田原油穩定系統優化改造投資為2 509萬元，每年可節省成本1 073.78萬元，減少二氧化碳排放8 000 t。

4 結 論

實施中原油田原油穩定系統優化，可以大幅節省能耗費用、裝置維修成本、安全隱患治理成本、人工成本、拉運費，減少安全管理點，降低拉運風險及運行能耗，實現提質增效、提升管理水平的目的。因此，實施優化改造必要性充分、技術可行、經濟合理。

采用負壓閃蒸的原油穩定工藝，通過站址選擇，各聯合站密閉化改造，確定在柳屯油庫新建1座100萬t/a的原油穩定系統及輕烴處理系統。

為了加快中原油田地面集輸工程系統優化整合[6]，實現油田開發綠色低碳、能效提升戰略目標，應在“串、撤、并、分、簡”等5個方面持續開展工作，即：“串”：單井管線串聯、功圖計量、常(低)溫輸送；“撤”：基本撤銷計量站，撤銷部分增注站點；“并”：集輸及注回水干支線、油氣水站場優化合并；“分”：將預分水技術前推到保留的計量站點、完善分級分壓分質注水，“簡”：簡化優化站場工藝，簡化站場設施，減少崗位設置，實現“系統效率、本質安全、綠企創建、油田效益”的四個提升。