哈萨克斯坦萨吉兹油田地面建设工程原油稳定工艺研究

2019-05-13徐立伟

山东化工 2019年8期

徐立伟

(中石化石油工程设计有限公司油气工艺设计所,山东济南 257026)

1 项目简介

哈萨克斯坦Sagiz油区共开发Ashikol.S、Sarykumak、Taskuduk、Shokat、Dulat 5个油田，总产能50×104t/a。新建AshikolS预处理站(含Dulat区块)、Shokat计量混输泵站、Sarykumak计量混输泵站、Taskuduk中心处理站各1座，Ebity交接计量站1座。

开发初期，各油田单井产液含水率均较低，各油田产出液通过集输管线输送至Taskuduk中心处理站，通过升温、加药、脱盐、原油稳定等处理工艺，处理后原油含水≤0.5%、含盐量≤100mg/L、饱和蒸汽压≤66.7kPa，外输交油至肯阿输油管线。

2 原油稳定目的和方法

脱水处理后的净化原油内，含有大量在常温常压下为气态的溶解气(C1～C4)，使原油蒸气压很高，在储运过程中产生大量油蒸气排入大气，既浪费能源又污染环境，因而对商品原油的蒸气压有严格的规定。使净化原油内的溶解天然气组分汽化，与原油分离，较彻底地脱除原油内蒸气压高的溶解天然气组分，降低常温常压下原油蒸气压的过程称原油稳定。原油稳定的目的即降低原油的蒸发损耗，合理利用油气资源，提高原油在储运过程中的安全性。

目前油田常用的原油稳定的方法主要有负压闪蒸、正压闪蒸、分馏稳定、大罐抽气等。分馏稳定法适合对于轻质原油(如凝析油)的稳定处理、流程及操作复杂，正压闪蒸工艺闪蒸温度和闪蒸压力相对较高，流程及操作也较复杂，因此本工程不推荐使用分馏稳定和正压闪蒸工艺。

根据Taskuduk中心处理站的流程及油气物性、操作条件、公用工程条件，综合考虑采用负压闪蒸和大罐抽气工艺。

3 负压闪蒸工艺

Taskuduk中心处理站原油稳定采用负压闪蒸工艺，其原理流程图见图1。

图1 负压闪蒸稳定原理流程图

负压闪蒸的操作压力与稳定原油所达到的饱和蒸气压直接相关。操作压力过高，达不到分离轻组分，提高闪点的要求；压力过低，不仅会增加真空压缩机的增压能耗，而且C5～C6等较重的烃类也会逸入气相，使原油中C6的拔出率超过5%。根据HYSYS工艺模拟计算的结果，在0.05MPa(a)的操作压力下，原油的进塔温度为60℃，稳定后原油中的轻组分(C1～C8)的含量为3%，其饱和蒸汽压为0.05MPa(a)。降低操作压力，稳定气量大，稳定气中水蒸气含量高，真空压缩机的功率较大；提高操作压力，稳定后原油中的轻组分(C1～C8)的含量较高，不能满足稳定后的要求。因此，确定原油稳定的操作压力为0.05MPa(a)。

稳定塔选用单溢流筛板塔，尺寸Ф1600/2400×25000，稳定塔依靠液位高差将原油压入储罐。稳定压缩机选用湿式螺杆压缩机。压缩机设备配套主撬体、出口空冷器、出口三相分离器、PLC控制柜、变频柜、辅助马达配电中心等。

4 大罐抽气工艺

Taskuduk中心处理站新建3座3000m3储油罐，将这3座原油储罐设置1套SD油罐气回收装置。SD油罐气回收装置能及时跟踪油罐气压力的变化，自动调节压缩机的循环启停和转速，并且具有补气、报警等功能。该装置的特点是撬装化安装、保护措施完善、流程简单、自动化程度高、操作管理方便。

Taskuduk中心处理站原油稳定大罐抽气工艺原理流程图见附图2。

图2 大罐抽气稳定原理流程图

根据HYSYS模拟计算结果，原油进罐温度70℃，罐顶操作压力控制在700～1000Pa(g)，稳定后原油中的轻组分(C1～C8)的含量<3%，饱和蒸汽压为0.055MPa(a)。新建SD油罐气回收装置2台，包括双螺杆稳定压缩机2台、空冷器1台、三相分离器1台，设备配套主撬体、出口空冷器、现场仪表、防爆PLC控制柜、变频柜、辅助马达配电中心。加热炉选用2台600kW水套加热炉。