中原油田原油稳定系统绿色低碳优化研究

孟祥涛

(中国石化中原油田分公司安全环保处)

0 引 言

中原油田是国内陆上老油田之一，原油产量于1988年达到最高峰722万t，又经过20年的开发后，到2018年产量下降至126万t，原油含水达到95%。联合站是油田地面集输系统心脏，其原油稳定系统作为油气处理的关键工艺，不仅是联合站的主要耗能系统，而且是联合站最大的碳排放源。目前，中原油田各联合站所处理原油的油品性质、处理量均与设计值发生了严重偏离。在实际生产运行中中原油田黄河以北的6座联合站的原油稳定系统存在运行效率低，成本高、能耗高、安全风险大、碳排放大等问题，急需进行优化和改造。

1 现 状

中原油田4个采油厂黄河以北的6套原油稳定系统建于20世纪80～90年代，随着原油产量的逐年降低，目前6套原油稳定系统2017年实际原油稳定量为107×104t，与原设计处理能力850×104t/a相比，严重不匹配。主要存在以下问题。

1.1 生产负荷严重偏离设计值

原油处理量与设计值有较大变化，且原油产量逐年降低，6套原油稳定系统能力均过剩，负荷率最高仅为17.21%，各设备实际生产负荷严重偏离设计工况，各联合站目前原油稳定系统负荷统计见表1。

1.2 运行效率低

通过Hysys软件并结合6座站场原油稳定系统的实际工艺运行参数进行模拟分析，各站加热炉、压缩机等耗能设备运行效率较低，各联合站加热炉及压缩机运行效率[1]对比见表2。

表1 各联合站原油稳定系统负荷统计

表2 各联合站加热炉、压缩机运行效率对比 kW

1.3 能耗和碳排放量大

6座联合站原油稳定系统因稳定加热耗天然气量合计365.99×104m3/a，理论耗天然气量合计2.68×106m3/a；耗电量合计312.26×104kW·h/a，理论耗电量合计1.016 5×106kW·h/a；油综合能耗4.73 kg(标煤)/t，理论油综合能耗3.17 kg(标煤)/t；碳排放量11 356.9 t/a，理论碳排放量6 907.62 t/a，各站原油稳定系统耗能和碳排放对比见表3。

表3 各联合站原油稳定系统耗能和碳排放对比

1.4 运行成本高

由于6座联合站原油稳定系统负荷低，能耗高，造成实际生产运行成本高，运行总成本每年1 884.49万元，吨油综合成本17.62元，各联合站原油稳定系统运行成本对比见表4。

表4 各联合站原油稳定系统运行成本对比

1.5 装置安防点多，管理难度大，风险等级高

现运6套原油稳定系统的稳定塔、轻油罐等压力容器使用年限在20 a以上，根据GB 150.1—2011《压力容器 第1部分：通用要求》及SH/T 3074—2007《石油化工钢制压力容器》的规定，塔、反应器等设备的设计寿命为15～20 a，因而安全风险大。各联合站中轻烃的外运方式为罐车拉运，拉运距离较远，其蒸汽与空气形成爆炸性混合物遇明火、高温、氧化剂有燃烧爆炸危险，从而导致拉运风险较大。

2 技术优化研究

对中原油田原油稳定系统集中优化改造，可以实现以下效果：装置运行负荷与原油处理量相匹配，提高装置运行效率，降低能耗，大幅减少二氧化碳排放量；解决现有装置存在的安全隐患；减少人工成本、设备维修成本、轻烃拉运成本；降低拉运风险，减少安防点，降低安全管理难度。

2.1 技术思路

在保证目前在运的6座联合站原油脱水系统平稳运行的前提下，合理调整原油稳定系统的建设地点、处理规模、产品去向；考虑未来10 a东濮老区(黄河以北)原油产量在95×104～105×104t/a以内，在油气储运中心柳屯油库新建1套100×104t/a处理能力的原油稳定系统，采用负压闪蒸工艺原油稳定系统；停运6座联合站已建的原油稳定装置，对各站进行改造，各联合站原油进行脱水处理后，未稳定原油利用油气混输装置混输至柳屯油库后到集中处理点稳定；集中处理点生产的轻烃管输至二气厂处理，不凝气输至三气厂处理；同时，充分结合集团公司信息化要求，实现科学化、精细化管理，推进“绿色企业”创建，达到提高劳动效率、降低劳动强度与减员增效的目的，联合站改造前后工艺流程对比见图1。

2.2 装置选址

经过统筹考虑各联合站外输管线总体走向(原油均输送至柳屯油库)[2]，新建原油集中稳定处理系统宜选取在油气储运中心柳屯油库。油气储运中心具有国内外联合站投产运行的经验和技术储备，与油田各采油厂及下游用户建立了良好的合作关系；同时，因各采油厂的原油稳定系统将停产拆除，原系统操作人员将择优配置到新建系统上，所以在系统操作方面不存在问题。柳屯油库现有16×104m3原油储罐区、管道输送工艺流程及设备，选址在柳屯油库，在上游采油厂原油管道输送、原油稳定系统运行以及向下游用户输送方面具有巨大优势，对于处置各种突发情况具有较大的灵活性和针对性。

2.3 工艺类型

根据Hysys软件对6座联合站未稳定原油的模拟计算，未稳定原油中C1～C4的质量分数分别为1.24%，1.33%，0.74%，1.00%，1.45%及0.27%，均小于2.50%；同时，中原油田的原油黏度较低，宜采用负压闪蒸原油稳定工艺，其原理是利用原油中轻重组分挥发度不同实现轻重组分的分离。

技术特点：负压稳定法不能将未稳定原油中的轻重组分彻底分离，该法适用于密度较大的原油，因为较重的原油中所含的轻组分较少，负压闪蒸能得到较好的效果，一般稳定温度在50.0～80.0℃，稳定塔塔顶操作压力-0.03～-0.07 MPa，关键设备是负压压缩机。

应用条件：原油中轻组分C1～C4的质量分数在2.50%以下；只限制稳定深度，不要求轻组分收率[3]；原油脱水温度略高于原油储存温度。

2.4 工艺流程

控制各联合站的原油外输压力，确保各厂原油混合后，进原油稳定系统前压力为0.20 MPa；含水1.5%的来油首先进入三相分离器，分离出的未稳定原油送至换热器与稳定原油进行换热，温度达到52.0℃，再通过水套炉换热升温到65.0℃；升温后的未稳定原油通入原油稳定塔，原油的入塔压力为0.02 MPa，塔顶气相出口压力为-0.03 MPa，塔底流出的稳定原油通过来油换热器换热至50.0℃，利用外输泵增压后外输。

原油稳定塔出来的气相混合后先进入压缩机入口冷凝器冷凝至40.0℃，经负压分离罐后进行油气水分离，分离出的气相通入塔顶压缩机，塔顶压缩机的入口压力为-0.03 MPa，出口压力为0.30 MPa，出塔顶压缩机的气相再次通过压缩机出口冷凝器冷凝至40.0℃，进入正压分离罐进行分离，分离出的不凝气，经不凝气增压机增压至0.80 MPa后，通过管道送至三气厂；分离出的轻烃进入二气厂轻烃深加工装置；分离出的污水与负压分离罐分离出的污水混合后，管输到马寨联合站进行处理；三相分离器起到分离缓冲作用，同时，当后期来液含水量增加，在三相分离器内进行脱水处理[4]，新建原油稳定系统工艺流程见图2。

增压及计量流程：在柳屯油库对各厂来油计量，再将各厂原油混合后计量，计量后的未稳定原油输至原油稳定系统，稳定装置处理后的稳定原油计量后，利用外输泵外输。在柳屯油库设置出原油稳定装置的原油计量装置[5]、轻烃及不凝气计量装置。

图2 新建原油稳定系统工艺流程

事故流程：各联合站原油进站内事故罐；原油稳定系统原油进柳屯油库储罐，事故处理完毕，通过外输泵外输；轻烃进分离缓冲罐暂存；不凝气通过新建放空火炬进行放空。

外输温度：各联合站改造后，站内不再有原油稳定系统，相应取消原油稳定系统加热炉，从而导致未稳定原油的温度略有降低，因此，需利用PIPEPHASE软件重新核算各联合站原油的外输温度。由软件模拟计算，各联合站目前三相分离器油出口含水均≤5%，含水≤5%的含水原油与改造后含水≤1.5%的含水原油，最低外输温度差距不大，根据核算原油的最低外输温度和站内沉降脱水温度要求，确定各站原油外输温度分别为65.0，53.0，55.0，65.0，60.0，85.0℃。

3 效果评价

3.1 能耗评价

改造后较改造前，每年节约电能3.16×105kW·h，每年节约燃料气2.22×106Nm3。新建原油稳定系统负荷由原来不足20%提升至85%～90%，能源利用效率进一步提升。

3.2 经济评价

中原油田原油稳定系统优化改造投资为2 509万元，每年可节省成本1 073.78万元，减少二氧化碳排放8 000 t。

4 结 论

实施中原油田原油稳定系统优化，可以大幅节省能耗费用、装置维修成本、安全隐患治理成本、人工成本、拉运费，减少安全管理点，降低拉运风险及运行能耗，实现提质增效、提升管理水平的目的。因此，实施优化改造必要性充分、技术可行、经济合理。

采用负压闪蒸的原油稳定工艺，通过站址选择，各联合站密闭化改造，确定在柳屯油库新建1座100万t/a的原油稳定系统及轻烃处理系统。

为了加快中原油田地面集输工程系统优化整合[6]，实现油田开发绿色低碳、能效提升战略目标，应在“串、撤、并、分、简”等5个方面持续开展工作，即：“串”：单井管线串联、功图计量、常(低)温输送；“撤”：基本撤销计量站，撤销部分增注站点；“并”：集输及注回水干支线、油气水站场优化合并；“分”：将预分水技术前推到保留的计量站点、完善分级分压分质注水，“简”：简化优化站场工艺，简化站场设施，减少岗位设置，实现“系统效率、本质安全、绿企创建、油田效益”的四个提升。